Реферат: Электрические нагрузки промышленных предприятий

--PAGE_BREAK--Выбор сечений проводов и определение потерь напряжения в кабельныхлиниях КЛ-1 и КЛ-2 напряжением 0,38 кВ


Выбор параметров КЛ-1 и КЛ-2 проводится по длительному допустимому току. Расчётные токи КЛ-2 и КЛ-1 рассчитываются по формуле:
<img width=«312» height=«113» src=«ref-1_1696438025-2223.coolpic» v:shapes="_x0000_i1096">
При прокладке нескольких кабелей в канале-коробе расчётный ток корректируется на некоторый коэффициент К, связанный с взаимным температурным влиянием кабелей друг на друга.(К=0,6 при числе кабелей в канале равным 5)

Для КЛ-1:

<img width=«332» height=«28» src=«ref-1_1696440248-1020.coolpic» v:shapes="_x0000_i1097">
Для КЛ-2:
<img width=«333» height=«28» src=«ref-1_1696441268-1020.coolpic» v:shapes="_x0000_i1098">
Предварительно выбираем кабели:

— для КЛ-1: ЦАШв 3ЧА185+АЧ120 с допустимым током 345 А

— для КЛ-2: ЦАШв 3ЧА70+АЧ35 с допустимым током 200 А

Удельные сопротивления кабельных линий приняты по справочной литературе:

rуд1=0,208 мОм/м, худ1=0,063 мОм/м и rуд2=0,447 мОм/м, худ1=0,0612 мОм/м.

Расстояние от ТП-1 до РП-1 – <metricconverter productid=«53 м» w:st=«on»>53 м, от РП-1 до РП-5 – <metricconverter productid=«75 м» w:st=«on»>75 м. Тогда
<img width=«411» height=«113» src=«ref-1_1696442288-2836.coolpic» v:shapes="_x0000_i1099">
или в процентах –1,3%
<img width=«424» height=«113» src=«ref-1_1696445124-2850.coolpic» v:shapes="_x0000_i1100"> 
или в процентах –1,69%

Результаты расчётов сведены в таблицу 7


таблица 7

Участок

cosφ

Sрасч, кВА

Марка кабеля

Длина участка, м

Потеря напряжения,%

на участке

от ТП

 ТП-1–РП-1

0,898

165,6

ЦАШв 3ЧА185+АЧ120

53

1,3

1,3

 РП-1–РП-5

0,854

78,76

ЦАШв 3ЧА70+АЧ35

75

1,69

2,99


Выбор числа и мощности трансформаторов ТП-1


Число и мощность трансформаторов выбираются:

— по графику нагрузки потребителя и подсчитанным величинам средней и максимальной мощности;

— технико-экономическим показателям отдельных намеченных вариантов числа и мощности трансформаторов с учётом капитальных затрат и эксплутационных расходов;

— категории потребителей с учётом наличия в его составе нагрузок потребителей первой категории, требующих обеспечения резервирования;

— экономически целесообразному режиму, под которым понимается режим, обеспечивающий минимум потерь мощности и электроэнергии в трансформаторе при работе по заданному графику нагрузки.

Выбор мощности трансформаторов потребительских подстанций в курсовом проекте производится по расчётным максимумам нагрузки.

Исходя из многолетней практики проектных организаций, установлено, что при двухтрансформаторных подстанциях, а также при однотрансформаторных с магистральной схемой электроснабжения мощность каждого трансформатора может выбираться с таким расчётом, чтобы при выходе из строя одного трансформатора оставшийся в работе трансформатор мог нести всю нагрузку потребителей первой и второй категории. При этом потребители третьей категории могут временно отключаться. Именно поэтому номинальная мощность трансформатора двухтрансформаторной подстанции принимается равной 70 % от общей расчётной нагрузки потребителей. Тогда при выходе из строя одного из трансформаторов второй на время ликвидации аварии оказываются загруженными не более чем на 140%, что допустимо в аварийных условиях.

Полная нагрузка на низкой стороне ТП-1 определяется с помощью надбавок мощности:
<img width=«392» height=«28» src=«ref-1_1696447974-1136.coolpic» v:shapes="_x0000_i1101">
Коэффициент мощности ТП-1 определяется по выражению:
<img width=«424» height=«112» src=«ref-1_1696449110-2337.coolpic» v:shapes="_x0000_i1102">
Подстанция двухтрасформаторная, поэтому мощность трансформаторов
<img width=«340» height=«28» src=«ref-1_1696451447-1102.coolpic» v:shapes="_x0000_i1103">
Предварительно принимаем к установке на ТП-1 два трансформатора мощностью по 630 кВА каждый марки ТМ-630/6-10 (табл.13 мет. пособия).

Схема соединения обмоток трансформаторов Y/Yo(табл. П.17).


    продолжение
--PAGE_BREAK--Расчёт электрических нагрузок сельскохозяйственных предприятий


Выбор количества, мощности и мест расположения подстанций 10/0,4 кВ населённого пункта.


<img width=«573» height=«577» src=«ref-1_1696452549-18412.coolpic» v:shapes="_x0000_i1104">

Рис. 4. Схема местности сельского населённого пункта
Расчётные нагрузки на вводе помещений

Таблица 8

Помещение

День

Вечер

Рд, кВт

Qд, кВАр

Sд, кВА

cosφд

РВ, кВт

QВ, кВАр

SВ, кВА

cosφВ

1.Одноквартирный жилой дом

0,5

0,24

0,55462

0,90152

1,5

0,6

1,61555

0,92848

2.Двухквартирный жилой дом

3,5

1,15

3,68409

0,95003

6

1,5

6,18466

0,97014

3.Молочная ферма КРС

-

-

-

-

-

-

-

-

4.Молочный цех с холодильной установкой

-

-

-

-

-

-

-

-

5.Свиноводческая ферма

90

79,3725

120

0,75

51

31,60696

60

0,85

6.Птичник клеточного содержания

82,8

35,2727

90

0,92

63,36

18,48

66

0,96

7.Овощехранилище

22,4

16,8

28

0,8

16

12

20

0,8

8.Ремонтная мастерская

52

60,7947

80

0,65

14

14,28286

20

0,7

9.Лесопильный цех

18,75

16,5359

25

0,75

1,5

1,322876

2

0,75

10.Кормоприготови-тельный цех

5,25

4,63006

7

0,75

5,25

4,630065

7

0,75

11.Общеобразовательная школа

7,36

3,13535

8

0,92

11,4

3,746999

12

0,95

12.Административное здание

2,76

1,17576

3

0,92

6,65

2,185749

7

0,95

13.Клуб

2,76

1,17576

3

0,92

7,6

2,497999

8

0,95

14.Баня

1,84

0,78384

2

0,92

4,75

1,561249

5

0,95

15.Дошкольное учреждение

9,2

3,91918

10

0,92

5,7

1,873499

6

0,95

16.Магазин

4,6

1,95959

5

0,92

6,65

2,185749

7

0,95



Предварительный выбор количества и мощности трансформаторов ТП 10/0,4 кВ населённого пункта так или иначе требует определения его суммарной нагрузки.

Раздельно для режимов дневной и вечерней нагрузки определяются расчётные нагрузки для четырёх групп потребителей: жилые дома, коммунальные и культурно- административные потребители, производственные потребители и наружное освещение. Для вычисления расчётной нагрузки группы потребителей используются коэффициенты одновременности, а для определения суммарной нагрузки — надбавки мощности.

После приближённого определения расчётной нагрузки населённого пункта ориентировочно намечаем сооружение двух ТП (ТП-2 и ТП-3).

К ТП-2 предполагается присоединить производственные потребители № 5,6 и жилые дома.

ТП-2 однотрансформаторная, закрытого исполнения с двумя вводами высокого напряжения, так как предусмотрено резервирование по сети 10 кВ и по 0,38кВ.

Для ориентировочного определения местоположения ТП находятся координаты “центра тяжести” расчётных нагрузок
Определения местоположения ТП-2

Таблица 9

№ потребителя

S, кВА

Si∙Xi

Si∙Yi

X, мм

Y, мм

1

0,55

0,55

9,735

1

17,7

1

0,55

0,55

9,185

1

16,7

1

0,55

0,55

8,58

1

15,6

1

0,55

0,55

8,03

1

14,6

1

0,55

0,55

7,48

1

13,6

1

0,55

0,55

6,875

1

12,5

1

0,55

0,55

6,325

1

11,5

1

0,55

0,55

5,39

1

9,8

1

0,55

0,55

4,84

1

8,8

1

0,55

0,55

4,29

1

7,8

1

0,55

0,55

3,74

1

6,8

1

0,55

0,55

3,135

1

5,7

1

0,55

0,55

2,2

1

4

1

0,55

1,65

2,2

3

4

1

0,55

1,65

3,135

3

5,7

1

0,55

1,65

3,74

3

6,8

1

0,55

1,65

4,29

3

7,8

1

0,55

1,65

4,84

3

8,8

1

0,55

1,65

5,39

3

9,8

1

0,55

1,65

6,325

3

11,5

1

0,55

1,65

6,875

3

12,5

1

0,55

1,65

7,48

3

13,6

1

0,55

1,65

8,03

3

14,6

1

0,55

1,65

8,58

3

15,6

1

0,55

1,65

9,185

3

16,7

1

0,55

1,65

9,735

3

17,7

2

3,68

11,04

1,84

3

0,5

2

3,68

11,04

9,2

3

2,5

2

3,68

20,24

46,736

5,5

12,7

2

3,68

20,24

40,48

5,5

11

2

3,68

20,24

33,12

5,5

9

2

3,68

20,24

23,92

5,5

6,5

5

120

720

1980

6

16,5

6

90

540

180

6

2

ТП-2

246,38

1391,64

2474,906

5,648348

10,04508



Координаты места установки ТП для nпотребителей определяются на основе следующих выражений:
<img width=«363» height=«105» src=«ref-1_1696470961-2474.coolpic» v:shapes="_x0000_i1105">
Определения местоположения ТП-3

Таблица 10

№ потребителя

S, кВА

Si∙Xi

Si∙Yi

X, мм

Y, мм

1

0,55

4,565

4,4

8,3

8

1

0,55

4,565

3,85

8,3

7

1

0,55

4,565

3,3

8,3

6

1

0,55

3,025

3,3

5,5

6

1

0,55

3,025

3,74

5,5

6,8

1

0,55

3,85

3,3

7

6

1

0,55

0,385

3,3

0,7

6

1

0,55

1,375

3,3

2,5

6

2

3,68

12,144

13,984

3,3

3,8

2

3,68

14,72

40,48

4

11

2

3,68

11,04

51,52

3

14

2

3,68

18,4

55,2

5

15

7

28

204,4

112

7,3

4

8

80

120

960

1,5

12

9

25

162,5

450

6,5

18

10

7

56

3,5

8

0,5

11

8

60

100

7,5

12,5

12

3

16,5

27

5,5

9

13

3

6

25,5

2

8,5

14

2

5

32,8

2,5

16,4

15

10

75

150

7,5

15

16

5

40

47,5

8

9,5

ТП-3

190,12

827,059

2097,974

4,350195

11,035



Координаты места установки ТП для nпотребителей определяются на основе следующих выражений:
<img width=«359» height=«105» src=«ref-1_1696473435-2448.coolpic» v:shapes="_x0000_i1106">
Места расположения ТП населённого пункта указываются на карте схеме окружностью диаметром <metricconverter productid=«5 мм» w:st=«on»>5 мм.

На рис. 4. намечаем трассы и составляем схемы ВЛ 0,38 кВ
Определение расчётных нагрузок ТП-2 населённого пункта
Расчётная нагрузка жилых домов (дневной и вечерние режимы)

Одноквартирные дома: (26 домов, Ко=0,356)
<img width=«325» height=«52» src=«ref-1_1696475883-1084.coolpic» v:shapes="_x0000_i1107">

<img width=«333» height=«52» src=«ref-1_1696476967-1114.coolpic» v:shapes="_x0000_i1108">

<img width=«344» height=«52» src=«ref-1_1696478081-1132.coolpic» v:shapes="_x0000_i1109">

<img width=«339» height=«52» src=«ref-1_1696479213-1091.coolpic» v:shapes="_x0000_i1110">

Двухквартирные дома: (6 домов, Ко=0, 5)
<img width=«296» height=«52» src=«ref-1_1696480304-920.coolpic» v:shapes="_x0000_i1111">

<img width=«281» height=«52» src=«ref-1_1696481224-886.coolpic» v:shapes="_x0000_i1112">

<img width=«313» height=«52» src=«ref-1_1696482110-1017.coolpic» v:shapes="_x0000_i1113">

<img width=«288» height=«52» src=«ref-1_1696483127-891.coolpic» v:shapes="_x0000_i1114">
Расчётная нагрузка производственных потребителей (дневной и вечерние режимы)
<img width=«379» height=«52» src=«ref-1_1696484018-1323.coolpic» v:shapes="_x0000_i1115">

<img width=«369» height=«52» src=«ref-1_1696485341-1273.coolpic» v:shapes="_x0000_i1116">

<img width=«453» height=«52» src=«ref-1_1696486614-1577.coolpic» v:shapes="_x0000_i1117">

<img width=«412» height=«52» src=«ref-1_1696488191-1421.coolpic» v:shapes="_x0000_i1118">
Активные и реактивные нагрузки отдельных групп потребителей складываются между собой с помощью таблицы суммирования нагрузок.

<img width=«292» height=«25» src=«ref-1_1696489612-966.coolpic» v:shapes="_x0000_i1119">

<img width=«283» height=«25» src=«ref-1_1696490578-915.coolpic» v:shapes="_x0000_i1120">

<img width=«275» height=«25» src=«ref-1_1696491493-895.coolpic» v:shapes="_x0000_i1121"> <img width=«285» height=«25» src=«ref-1_1696492388-902.coolpic» v:shapes="_x0000_i1122">


<img width=«453» height=«33» src=«ref-1_1696493290-1296.coolpic» v:shapes="_x0000_i1123">

<img width=«471» height=«33» src=«ref-1_1696494586-1371.coolpic» v:shapes="_x0000_i1124">
Подстанция однотрасформаторная, поэтому мощность трансформатора выбираем по таблице 12 (методического пособия).

Предварительно принимаем к установке на ТП-2 трансформатор мощностью 160 кВА марки ТМ-160/10 (табл.13 мет. пособия).

Схема соединения обмоток трансформаторов ∆/Yo(табл. П.1.7).
Определение расчётных нагрузок ТП-3 населённого пункта
Расчётная нагрузка жилых домов (дневной и вечерние режимы)

Одноквартирные дома: (8 домов, Ко=0,473)
<img width=«315» height=«52» src=«ref-1_1696495957-1020.coolpic» v:shapes="_x0000_i1125">

<img width=«324» height=«52» src=«ref-1_1696496977-1061.coolpic» v:shapes="_x0000_i1126">

<img width=«348» height=«52» src=«ref-1_1696498038-1180.coolpic» v:shapes="_x0000_i1127">

<img width=«333» height=«52» src=«ref-1_1696499218-1072.coolpic» v:shapes="_x0000_i1128">
Двухквартирные дома: (4 домов, Ко=0,585)

<img width=«313» height=«52» src=«ref-1_1696500290-1011.coolpic» v:shapes="_x0000_i1129">

<img width=«325» height=«52» src=«ref-1_1696501301-1039.coolpic» v:shapes="_x0000_i1130">

<img width=«341» height=«52» src=«ref-1_1696502340-1136.coolpic» v:shapes="_x0000_i1131">

<img width=«315» height=«52» src=«ref-1_1696503476-1015.coolpic» v:shapes="_x0000_i1132">
Расчётная нагрузка коммунальных и культурно-административных потребителей (дневной и вечерние режимы)
<img width=«549» height=«52» src=«ref-1_1696504491-1877.coolpic» v:shapes="_x0000_i1133">

<img width=«547» height=«52» src=«ref-1_1696506368-1844.coolpic» v:shapes="_x0000_i1134">

<img width=«563» height=«52» src=«ref-1_1696508212-2053.coolpic» v:shapes="_x0000_i1135">

<img width=«548» height=«52» src=«ref-1_1696510265-2052.coolpic» v:shapes="_x0000_i1136">
Расчётная нагрузка производственных потребителей (дневной и вечерние режимы)
<img width=«492» height=«52» src=«ref-1_1696512317-1597.coolpic» v:shapes="_x0000_i1137">

<img width=«460» height=«52» src=«ref-1_1696513914-1489.coolpic» v:shapes="_x0000_i1138">

<img width=«551» height=«52» src=«ref-1_1696515403-1869.coolpic» v:shapes="_x0000_i1139">

<img width=«505» height=«52» src=«ref-1_1696517272-1667.coolpic» v:shapes="_x0000_i1140">
Наружное освещение (вечерний режим)
В соответствии с заданным масштабом плана местности определяется длина улиц с покрытием простейшего типа (на плане широкие) –ℓ1=720 м. и длина улиц дорог местного значения (на плане более узкие) –ℓ2=1200м. По таблице 8 методических рекомендаций определяем удельные мощности для улиц первого и второго типа, соответственно ρуд1=10 Вт/м и ρуд2=4 Вт/м.
<img width=«389» height=«28» src=«ref-1_1696518939-1039.coolpic» v:shapes="_x0000_i1141">
Активные и реактивные нагрузки отдельных групп потребителей складываются между собой с помощью таблицы суммирования нагрузок.
<img width=«285» height=«25» src=«ref-1_1696519978-922.coolpic» v:shapes="_x0000_i1142"> <img width=«271» height=«25» src=«ref-1_1696520900-803.coolpic» v:shapes="_x0000_i1143">

<img width=«295» height=«25» src=«ref-1_1696521703-982.coolpic» v:shapes="_x0000_i1144"> 

<img width=«285» height=«25» src=«ref-1_1696522685-947.coolpic» v:shapes="_x0000_i1145">

<img width=«461» height=«33» src=«ref-1_1696523632-1354.coolpic» v:shapes="_x0000_i1146">

<img width=«447» height=«33» src=«ref-1_1696524986-1310.coolpic» v:shapes="_x0000_i1147">
Подстанция однотрасформаторная, поэтому мощность трансформатора выбираем по таблице 12 (методического пособия).

Предварительно принимаем к установке на ТП-2 трансформатор мощностью 160 кВА марки ТМ-160/10 (табл.13 мет. пособия).


    продолжение
--PAGE_BREAK--Электрический расчёт ВЛ 10 кВ


Составление таблицы отклонений напряжений

Для определения допустимых потерь напряжения в ВЛ 10 и 0,38 кВ при встречном законе регулирования на шинах ГПП 110/10 кВ составляется таблица отклонений напряжения. Принимается, что устройства регулирования напряжения на ГПП (Т7, трансформаторы с РПН) обеспечивают на шинах 10 кВ напряжение не ниже 105% в период наибольших нагрузок и не выше 100% в период наименьших нагрузок.

Надбавки, потери и отклонения напряжения (%) на элементах сети 10 и 0,38 кВ.
Таблица 11

Параметр элемента системы

Удалённая ТП (ТП-3)

Ближайшая ТП (ТП-1)

Режим нагрузок

Режим нагрузок

максим.

миним.

максим.

миним.

Потребитель

Потребитель

удал.

ближ.

удал.

ближ.

удал.

ближ.

удал.

ближ.

1.Шины 10 кВ VГПП

+5,0

+5,0





+5,0

+5,0





2.ΔUВН ВЛ 10 кВ

-4,4

-4,4

-1,1

-1,1

-2,0

-2,0

-0,5

-0,5

3.Тр-тор 10/0,4 кВ:















 

–надбавка VПОСТ.

+5,0

+5,0

+5,0

+5,0

+2,5

+2,5

+2,5

+2,5

– потери ΔUТ

-4,0

-4,0

-1,0

-1,0

-4,0

-4,0

-1,0

-1,0

4.ΔUНН 0,38 кВ

-6,6



-1,65



-6,5



-1,625



5.Потребитель Vпотр

-5,0

+1,6

+1,25

+2,9

-5,0

+1,5

-0,625

+1,0



При составлении таблицы учитываются нерегулируемые надбавки трансформаторов ТП-1 и ТП-3 и потери напряжения в них с учётом того, что ТП-1 двухтрансформаторная, а ТП-3 однотрансорматорная.

Переменные надбавки у трансформаторов типа ТМ (без буквы Н в конце) принимаются равными нулю.


    продолжение
--PAGE_BREAK--Выбор сечений проводов и расчёт потери напряжения в ВЛ 10 кВ


Приведём расчётную схему ВЛ 10 кВ с указанием длин участков (км) и расчётных нагрузок в узлах.


<img width=«540» height=«180» src=«ref-1_1696526296-2518.coolpic» v:shapes="_x0000_i1148">

Рис.5. Расчётная схема ВЛ 10 кВ.
Расчёт нагрузок на участках ВЛ 10 кВ.

1. Участок ТП-2–ТП-3.
<img width=«225» height=«28» src=«ref-1_1696528814-525.coolpic» v:shapes="_x0000_i1149"> <img width=«96» height=«25» src=«ref-1_1696529339-342.coolpic» v:shapes="_x0000_i1150">

<img width=«171» height=«28» src=«ref-1_1696529681-601.coolpic» v:shapes="_x0000_i1151"> Тогда по таблице 7 (мет. пособ.) <img width=«105» height=«28» src=«ref-1_1696530282-501.coolpic» v:shapes="_x0000_i1152">

<img width=«327» height=«28» src=«ref-1_1696530783-1021.coolpic» v:shapes="_x0000_i1153">
2. Участок ТП-1–ТП-2.
<img width=«163» height=«28» src=«ref-1_1696531804-427.coolpic» v:shapes="_x0000_i1154"> <img width=«104» height=«25» src=«ref-1_1696532231-311.coolpic» v:shapes="_x0000_i1155">

<img width=«276» height=«29» src=«ref-1_1696532542-917.coolpic» v:shapes="_x0000_i1156"> <img width=«105» height=«28» src=«ref-1_1696530282-501.coolpic» v:shapes="_x0000_i1157">

<img width=«437» height=«29» src=«ref-1_1696533960-1180.coolpic» v:shapes="_x0000_i1158">

<img width=«381» height=«28» src=«ref-1_1696535140-1185.coolpic» v:shapes="_x0000_i1159">
3. Участок ГПП–ТП-1.
<img width=«376» height=«29» src=«ref-1_1696536325-1266.coolpic» v:shapes="_x0000_i1160"> <img width=«95» height=«28» src=«ref-1_1696537591-481.coolpic» v:shapes="_x0000_i1161">

<img width=«485» height=«33» src=«ref-1_1696538072-1445.coolpic» v:shapes="_x0000_i1162">

<img width=«388» height=«28» src=«ref-1_1696539517-1237.coolpic» v:shapes="_x0000_i1163">


В соответствии с магистральным принципом сооружения ВЛ 10 кВ на магистральных участках ВЛ должны монтироваться сталеалюминевые провода марки АС сечением не менее 70 мм2. Для выбора сечений проводов воспользуемся методом экономических интервалов.

Эквивалентные мощности ВЛ составят:

–для ВЛ 0-1: <img width=«364» height=«28» src=«ref-1_1696540754-1059.coolpic» v:shapes="_x0000_i1164">

–для ВЛ 1-2: <img width=«349» height=«28» src=«ref-1_1696541813-1004.coolpic» v:shapes="_x0000_i1165">

–для ВЛ 2-3: <img width=«315» height=«28» src=«ref-1_1696542817-839.coolpic» v:shapes="_x0000_i1166">

КД – коэффициент динамики роста нагрузок, принимается равным 0,7 для вновь строящихся линий.

Согласно табл. 16 (мет. пособия), сечение проводов для 3-4 района по гололёду для ВЛ 0-1 на железобетонных опорах можно принять равным 50 мм2, для ВЛ 1-2 и ВЛ 2-3 – 35 мм2. Но так, как ВЛ 0-1 и ВЛ 1-2 являются магистралями, поэтому для них выбирают провода марки АС 70. Принимая ВЛ 2-3 как отпайку, выбираем для неё марку провода АС 35.

Для проводов марки АС 70 и АС 35 по справочнику принимаем удельные сопротивления соответственно rо=0,45 Ом/км, хо=0,34 Ом/км и rо=0,91 Ом/км, хо=0,327 мОм/км.

Потери напряжения в ВЛ-1 длиной <metricconverter productid=«2,8 км» w:st=«on»>2,8 км составят в нормальном режиме (две параллельные линии):
<img width=«549» height=«56» src=«ref-1_1696543656-2337.coolpic» v:shapes="_x0000_i1167">
Или в процентах ∆UВЛ-1=0,75 %.

Для ВЛ-2:
<img width=«562» height=«56» src=«ref-1_1696545993-2321.coolpic» v:shapes="_x0000_i1168">

Или в процентах ∆UВЛ-1=1,03 %.

Для ВЛ-3:
<img width=«542» height=«56» src=«ref-1_1696548314-2273.coolpic» v:shapes="_x0000_i1169">
Или в процентах ∆UВЛ-1=0,026 %. Результаты расчётов сведём в таблицу.
Электрический расчёт сети 10 Кв.

Таблица12

Участок

Ррасч, кВт

cosφ

Sрасч, кВА

Марка провода

Длина участка, км

Потеря напряжения,%

на участке

от ТП

ГПП–ТП-1

767,88

0,8

959,85

АС-70

2,8

0,75

0,75

ТП-1–ТП-2

223,2

0,75

297,6

АС-70

6,2

1,03

1,78

ТП-2–ТП-3

93

0,75

124

АС-35

0,24

0,026

1,806



Суммарные потери напряжения в сети 10 кВ меньше рассчитанных при составлении таблицы отклонений, следовательно выбранные сечения проводов удовлетворяют условиям допустимой потери напряжения.


    продолжение
--PAGE_BREAK--Электрический расчёт сети 0,38 кВ


Выбор сечений проводов и расчёт потери напряжения в ВЛ 0,38 кВ

Расчёт линий ТП-2: от ТП-2 отходят четыре линии, две из которых КЛ. Одна КЛ для электроснабжения свиноводческой фермы (на плане объект №5, по надежности вторая категория), другая для электроснабжения птичника клеточного содержания (на плане объект №6, по надежности первая категория). Две ВЛ для электроснабжения жилых домов (на плане объект №1 и №2, по надежности третья категория).

Полная мощность объекта №5 Ѕ=120 кВА, ток

<img width=«283» height=«56» src=«ref-1_1696550587-1084.coolpic» v:shapes="_x0000_i1170">
Длина линии – 100 м.Сечение четырёхжильного кабеля до 1 кВ с алюминиевыми жилами и бумажной изоляцией, прокладываемого в земле, выбираем по допустимому длительному току (табл. 24 мет. пособия). Получаем сечение 4ЧА70 (кабель типа ЦАШв) при длительно допустимом токе 200 А. Удельные сопротивления принимаем по справочнику rо=0,447 мОм/м, хо=0,0612 мОм/м.

Потери напряжения в КЛ с ℓ= <metricconverter productid=«100 м» w:st=«on»>100 м и cosφ=0,75 составят :
<img width=«570» height=«54» src=«ref-1_1696551671-2164.coolpic» v:shapes="_x0000_i1171">
Или в процентах ∆UКЛ-1=3,12 %.

Полная мощность объекта №6 Ѕ=90 кВА, ток
<img width=«283» height=«56» src=«ref-1_1696553835-1070.coolpic» v:shapes="_x0000_i1172">
Длина линии – 130 м.Сечение четырёхжильного кабеля до 1 кВ с алюминиевыми жилами и бумажной изоляцией, прокладываемого в земле, выбираем по допустимому длительному току (табл. 24 мет. пособия). Получаем сечение 4ЧА50 (кабель типа ЦАШв) при длительно допустимом токе 165 А. Удельные сопротивления принимаем по справочнику rо=0,625 мОм/м, хо=0,0625 мОм/м.

Потери напряжения в КЛ с ℓ= <metricconverter productid=«130 м» w:st=«on»>130 м и cosφ=0,92 составят в нормальном режиме (две параллельные линии):


<img width=«558» height=«54» src=«ref-1_1696554905-2223.coolpic» v:shapes="_x0000_i1173">
Или в процентах ∆UКЛ-2=2,42 %.

В аварийном режиме при одном кабеле ∆UКЛ-2=18,44 В или в процентах ∆UКЛ-2=4,85 %.

Остальные две линии проектируются воздушными ВЛ-1 и ВЛ-2 0,38 кВ ТП-2.

Нагрузки в узлах принимаются по таблице 8.

Линия ВЛ-1 осуществляет питание жилых домов ( 14 одноквартирных и 2 двухквартирных)
Схема электроснабжения жилых домов от шин 0,38 кВ ТП-2.
<img width=«523» height=«173» src=«ref-1_1696557128-2345.coolpic» v:shapes="_x0000_i1174">

Рис.6. Расчётная схема ВЛ-1 0,38 кВ.
Расчётные нагрузки на участках:

<img width=«111» height=«25» src=«ref-1_1696559473-363.coolpic» v:shapes="_x0000_i1175">

<img width=«240» height=«25» src=«ref-1_1696559836-716.coolpic» v:shapes="_x0000_i1176">

<img width=«240» height=«25» src=«ref-1_1696560552-716.coolpic» v:shapes="_x0000_i1177">

<img width=«267» height=«25» src=«ref-1_1696561268-856.coolpic» v:shapes="_x0000_i1178">

<img width=«228» height=«25» src=«ref-1_1696562124-685.coolpic» v:shapes="_x0000_i1179">

<img width=«364» height=«28» src=«ref-1_1696562809-1172.coolpic» v:shapes="_x0000_i1180">

Значение коэффициента мощности на участке 0-У1 принято равным коэффициенту мощности наибольшему по мощности участку (У1-У2), т.е. cosφ=0,95.

По методу экономических интервалов на головном участке ВЛ-1(0-У1) для четвёртого района по гололёду выбирается сечение четырёх проводов марки А16:

<img width=«208» height=«25» src=«ref-1_1696563981-666.coolpic» v:shapes="_x0000_i1181">

Однако в соответствии с разработанной институтом «Сельэнергопроект» концепцией развития электрических сетей в сельской местности ВЛ 0,38 кВ на всём протяжении выполняются четырёхпроводным сечением не менее 50 мм2 с поэтапным увеличением до 95мм2 (с 2000г.)

Для провода марки А 95 удельные сопротивления принимаем по справочнику rо=0,33 мОм/м, хо=0,303 мОм/м.

Находим потери напряжения на участках:
<img width=«557» height=«54» src=«ref-1_1696564647-2224.coolpic» v:shapes="_x0000_i1182">
Или в процентах ∆UВЛ(0-У1)=0,095 %.
Аналогично находят потери напряжения на других участках ВЛ-1.

Результаты расчётов для данной линии сведены в таблицу 13.
Электрический расчёт ВЛ-1 сети 0,38 кВ.

таблица 13.

Участок

Ррасч, кВт

cosφ

Sрасч, кВА

Марка провода

Длина участка, м

Потеря напряжения,%

на участке

от ТП

1.ТП-2–У1

6,96

0,95

7,326

4ЧА95

46

0,095

0,095

2.У1–1

5,25

0,95

5,526

4ЧА95

14

0,022

0,117

3.1–2

3,5

0,95

3,684

4ЧА95

30

0,031

0,148

4.У1–У2

2,86

0,90

3,173

4ЧА95

20

0,019

0,167

5.У2–5

1,72

0,90

1,906

4ЧА95

128

0,072

0,240

6.5–6

0,5

0,90

0,556

4ЧА95

64

0,011

0,250

7.У2–3

1,72

0,90

1,906

4ЧА95

54

0,031

0,281

8.3–4

0,50

0,90

0,556

4ЧА95

64

0,011

0,291



Вторая линия ВЛ-2 также осуществляет питание жилых домов ( 12 одноквартирных и 4 двухквартирных)
Схема электроснабжения жилых домов от шин 0,38 кВ ТП-2.
<img width=«534» height=«245» src=«ref-1_1696566871-2578.coolpic» v:shapes="_x0000_i1183">

Рис.7. Расчётная схема ВЛ-2 0,38 кВ.
Расчётные нагрузки на участках:

<img width=«112» height=«25» src=«ref-1_1696569449-366.coolpic» v:shapes="_x0000_i1184">

<img width=«228» height=«25» src=«ref-1_1696569815-690.coolpic» v:shapes="_x0000_i1185">

<img width=«373» height=«28» src=«ref-1_1696570505-1217.coolpic» v:shapes="_x0000_i1186">

<img width=«280» height=«28» src=«ref-1_1696571722-966.coolpic» v:shapes="_x0000_i1187">

<img width=«228» height=«25» src=«ref-1_1696562124-685.coolpic» v:shapes="_x0000_i1188">

<img width=«395» height=«28» src=«ref-1_1696573373-1317.coolpic» v:shapes="_x0000_i1189">

Значение коэффициента мощности на участке 0-У1 принято равным коэффициенту мощности наибольшему по мощности участку (У1-У2), т.е. cosφ=0,93.

По методу экономических интервалов на головном участке ВЛ-2(0-У1) для четвёртого района по гололёду выбирается сечение четырёх проводов марки А16:

<img width=«175» height=«25» src=«ref-1_1696574690-496.coolpic» v:shapes="_x0000_i1190">

Однако в соответствии с разработанной институтом «Сельэнергопроект» концепцией развития электрических сетей в сельской местности ВЛ 0,38 кВ на всём протяжении выполняются четырёхпроводным сечением не менее 50 мм2 с поэтапным увеличением до 95мм2 (с 2000г.)

Для провода марки А 95 удельные сопротивления принимаем по справочнику rо=0,33 мОм/м, хо=0,303 мОм/м.

Находим потери напряжения на участках:
<img width=«523» height=«54» src=«ref-1_1696575186-2168.coolpic» v:shapes="_x0000_i1191">
Или в процентах ∆UВЛ(0-У1)=0,095 %.

Аналогично находят потери напряжения на других участках ВЛ-1.

Результаты расчётов для данной линии сведены в таблицу 14.
Электрический расчёт ВЛ-2 сети 0,38 кВ.

таблица 14.

Участок

Ррасч, кВт

cosφ

Sрасч, кВА

Марка провода

Длина участка, м

Потеря напряжения,%

на участке

от ТП

1.ТП2–У1

10,236

0,93

11,006

4ЧА95

36

0,115

0,115

2.У1–1

5,25

0,95

5,526

4ЧА95

20

0,031

0,146

3.1–2

3,5

0,95

3,684

4ЧА95

34

0,035

0,181

4.У1–У2

7,086

0,93

7,619

4ЧА95

24

0,053

0,234

5.У2–3

6,168

0,93

6,632

4ЧА95

52

0,100

0,334

6.3–4

3,5

0,95

3,684

4ЧА95

78

0,081

0,415

7.4–5

3,5

0,95

3,684

4ЧА95

30

0,031

0,447

8.У2–6

1,53

0,9

1,700

4ЧА95

110

0,056

0,502

9.6–7

0,5

0,9

0,556

4ЧА95

64

0,011

0,513


После определения нагрузки головных участков кабельных и воздушных линий для ТП-2 уточним мощность выбранного ранее трансформатора. Суммарная нагрузка составляет:

<img width=«477» height=«31» src=«ref-1_1696577354-1712.coolpic» v:shapes="_x0000_i1192">

<img width=«515» height=«31» src=«ref-1_1696579066-1825.coolpic» v:shapes="_x0000_i1193">

<img width=«153» height=«25» src=«ref-1_1696580891-525.coolpic» v:shapes="_x0000_i1194">

В предварительных расчётах <img width=«153» height=«25» src=«ref-1_1696581416-499.coolpic» v:shapes="_x0000_i1195"> , поэтому мощность трансформатора ТП-2 уточнения не требует. Оставляем к установке на ТП-2 трансформатор мощностью 160 кВА типа ТМ-160/10.
Расчёт линий отходящих от ТП-3
От ТП-3 отходят три линии: одна для электроснабжения потребителей административного характера: школы, дошкольного учреждения и бани, а также лесопильного цеха и двух жилых домов (на плане объекты № 11,15,14,9 и 2 соответственно по надежности вторая категория), другая для электроснабжения ремонтной мастерской, клуба и жилых домов.

Третья линия снабжает административное здание, магазин, овощехранилище, кормоприготовительный цех и жилые дома.

ВЛ-1:

Схема электроснабжения потребителей от шин 0,38 кВ ТП-3.
<img width=«517» height=«174» src=«ref-1_1696581915-2044.coolpic» v:shapes="_x0000_i1196">

Рис.8. Расчётная схема ВЛ-1 0,38 кВ.

Расчётные нагрузки на участках:

<img width=«135» height=«25» src=«ref-1_1696583959-448.coolpic» v:shapes="_x0000_i1197">

<img width=«117» height=«25» src=«ref-1_1696584407-392.coolpic» v:shapes="_x0000_i1198">

<img width=«369» height=«28» src=«ref-1_1696584799-1150.coolpic» v:shapes="_x0000_i1199">

<img width=«391» height=«28» src=«ref-1_1696585949-1253.coolpic» v:shapes="_x0000_i1200">

<img width=«371» height=«28» src=«ref-1_1696587202-1223.coolpic» v:shapes="_x0000_i1201">

<img width=«400» height=«28» src=«ref-1_1696588425-1360.coolpic» v:shapes="_x0000_i1202">

Значение коэффициента мощности на участке 0-1 принято равным коэффициенту мощности наибольшему по мощности участку (1-2), т.е. cosφ=0,75.

По методу экономических интервалов на головном участке ВЛ-1(0-У1) для четвёртого района по гололёду выбирается сечение четырёх проводов марки А50:

<img width=«228» height=«25» src=«ref-1_1696589785-768.coolpic» v:shapes="_x0000_i1203">

Однако в соответствии с разработанной институтом «Сельэнергопроект» концепцией развития электрических сетей в сельской местности ВЛ 0,38 кВ на всём протяжении выполняются четырёхпроводным сечением не менее 50 мм2 с поэтапным увеличением до 95мм2 (с 2000г.)

Для провода марки А 95 удельные сопротивления принимаем по справочнику rо=0,33 мОм/м, хо=0,303 мОм/м.

Находим потери напряжения на участках:
<img width=«547» height=«54» src=«ref-1_1696590553-2186.coolpic» v:shapes="_x0000_i1204">
Или в процентах ∆UВЛ(0-У1)=0,32 %.

Аналогично находят потери напряжения на других участках ВЛ-1.

Результаты расчётов для данной линии сведены в таблицу 15.

Электрический расчёт ВЛ-1 сети 0,38 кВ.

таблица 15.

Участок

Ррасч, кВт

cosφ

Sрасч, кВА

Марка провода

Длина участка, м

Потеря напряжения,%

на участке

от ТП

1.ТП-3–1

32,496

0,75

43,328

4ЧА95

24

0,323

0,323

2.1–2

28,08

0,75

37,440

4ЧА95

98

1,138

1,461

3.2–У1

22,56

0,75

30,080

4ЧА95

20

0,187

1,647

4.У1–3

6,354

0,83

7,655

4ЧА95

96

0,225

1,873

5.3–4

1,84

0,92

2,000

4ЧА95

68

0,040

1,912

6.У1–5

18,74

0,75

24,987

4ЧА95

40

0,310

2,223



ВЛ-2:

Схема электроснабжения потребителей от шин 0,38 кВ ТП-3.
<img width=«491» height=«174» src=«ref-1_1696592739-2236.coolpic» v:shapes="_x0000_i1205">

Рис.9. Расчётная схема ВЛ-2 0,38 кВ.
Расчётные нагрузки на участках:

<img width=«119» height=«25» src=«ref-1_1696594975-371.coolpic» v:shapes="_x0000_i1206">

<img width=«111» height=«25» src=«ref-1_1696595346-366.coolpic» v:shapes="_x0000_i1207">

<img width=«235» height=«25» src=«ref-1_1696595712-730.coolpic» v:shapes="_x0000_i1208">

<img width=«257» height=«28» src=«ref-1_1696596442-902.coolpic» v:shapes="_x0000_i1209">

<img width=«275» height=«28» src=«ref-1_1696597344-949.coolpic» v:shapes="_x0000_i1210">

<img width=«112» height=«25» src=«ref-1_1696598293-349.coolpic» v:shapes="_x0000_i1211">

<img width=«259» height=«28» src=«ref-1_1696598642-886.coolpic» v:shapes="_x0000_i1212">

<img width=«257» height=«28» src=«ref-1_1696599528-878.coolpic» v:shapes="_x0000_i1213">

Значение коэффициента мощности на участке 0-1 принято равным коэффициенту мощности для производственной нагрузки, т.е. cosφ=0,75.

По методу экономических интервалов на головном участке ВЛ-2(0-1) для четвёртого района по гололёду выбирается сечение четырёх проводов марки А50:

<img width=«227» height=«25» src=«ref-1_1696600406-774.coolpic» v:shapes="_x0000_i1214">

Однако в соответствии с разработанной институтом «Сельэнергопроект» концепцией развития электрических сетей в сельской местности ВЛ 0,38 кВ на всём протяжении выполняются четырёхпроводным сечением не менее 50 мм2 с поэтапным увеличением до 95мм2 (с 2000г.)

Для провода марки А 95 удельные сопротивления принимаем по справочнику rо=0,33 мОм/м, хо=0,303 мОм/м.

Находим потери напряжения на участках:
<img width=«521» height=«54» src=«ref-1_1696601180-2100.coolpic» v:shapes="_x0000_i1215">
Или в процентах ∆UВЛ(0-У1)=0,71 %.

Аналогично находят потери напряжения на других участках ВЛ-2.

Результаты расчётов для данной линии сведены в таблицу 16.
Электрический расчёт ВЛ-2 сети 0,38 кВ.

таблица 16.

Участок

Ррасч, кВт

cosφ

Sрасч, кВА

Марка провода

Длина участка, м

Потеря напряжения,%

на участке

от ТП

1.ТП-3–1

57,46

0,75

76,613

4ЧА95

30

0,713

0,713

2.1–У1

55,36

0,75

73,813

4ЧА95

30

0,687

1,400

3.У1–2

52

0,65

80,000

4ЧА95

56

1,380

2,780

4.У1–3

5,612

0,93

6,034

4ЧА95

16

0,028

2,808

5.3–У2

3,956

0,93

4,254

4ЧА95

64

0,079

2,887

6.У2–4

0,76

0,9

0,844

4ЧА95

26

0,007

2,893

7.4–5

0,5

0,9

0,556

4ЧА95

38

0,006

2,899

8.У2–6

3,5

0,95

3,684

4ЧА95

20

0,021

2,920

ВЛ-3:

Схема электроснабжения потребителей от шин 0,38 кВ ТП-3.
<img width=«517» height=«175» src=«ref-1_1696603280-2334.coolpic» v:shapes="_x0000_i1216">

Рис.10. Расчётная схема ВЛ-3 0,38 кВ.
Расчётные нагрузки на участках:

<img width=«120» height=«25» src=«ref-1_1696605614-389.coolpic» v:shapes="_x0000_i1217">

<img width=«269» height=«28» src=«ref-1_1696606003-858.coolpic» v:shapes="_x0000_i1218">

<img width=«111» height=«25» src=«ref-1_1696606861-365.coolpic» v:shapes="_x0000_i1219">

<img width=«232» height=«25» src=«ref-1_1696607226-755.coolpic» v:shapes="_x0000_i1220">

<img width=«288» height=«28» src=«ref-1_1696607981-1021.coolpic» v:shapes="_x0000_i1221">

<img width=«303» height=«28» src=«ref-1_1696609002-1067.coolpic» v:shapes="_x0000_i1222">

<img width=«127» height=«25» src=«ref-1_1696610069-413.coolpic» v:shapes="_x0000_i1223">

<img width=«295» height=«28» src=«ref-1_1696610482-1042.coolpic» v:shapes="_x0000_i1224">

Значение коэффициента мощности на участке 0-У1 принято равным коэффициенту мощности для производственной нагрузки, т.е. cosφ=0,75.

По методу экономических интервалов на головном участке ВЛ-2(0-У1) для четвёртого района по гололёду выбирается сечение четырёх проводов марки А50:

<img width=«207» height=«25» src=«ref-1_1696611524-680.coolpic» v:shapes="_x0000_i1225">

Однако в соответствии с разработанной институтом «Сельэнергопроект» концепцией развития электрических сетей в сельской местности ВЛ 0,38 кВ на всём протяжении выполняются четырёхпроводным сечением не менее 50 мм2 с поэтапным увеличением до 95мм2 (с 2000г.)

Для провода марки А 95 удельные сопротивления принимаем по справочнику rо=0,33 мОм/м, хо=0,303 мОм/м.

Находим потери напряжения на участках:
<img width=«474» height=«54» src=«ref-1_1696612204-2030.coolpic» v:shapes="_x0000_i1226">
Или в процентах ∆UВЛ(0-У1)=0,128 %.

Аналогично находят потери напряжения на других участках ВЛ-3.

Результаты расчётов для данной линии сведены в таблицу 17.
Электрический расчёт ВЛ-3 сети 0,38 кВ.

таблица 17.

Участок

Ррасч, кВт

cosφ

Sрасч, кВА

Марка провода

Длина участка, м

Потеря напряжения,%

на участке

от ТП

1.ТП-3–У1

30,975

0,75

41,300

4ЧА95

10

0,128

0,128

2.У1–1

2,67

0,92

2,902

4ЧА95

14

0,012

0,140

3.У1–2

29,319

0,75

39,092

4ЧА95

90

1,091

1,231

4.2–У2

26,203

0,8

32,754

4ЧА95

44

0,445

1,676

5.У2-3

0,99

0,9

1,100

4ЧА95

50

0,016

1,693

6.3–4

0,5

0,9

0,556

4ЧА95

50

0,008

1,701

7.У2–5

25,55

0,75

34,067

4ЧА95

30

0,317

2,018

8.5–6

5,25

0,75

7,000

4ЧА95

44

0,096

2,113



После определения нагрузки головных участков воздушных линий для ТП-3 уточним мощность выбранного ранее трансформатора. Суммарная нагрузка составляет:

<img width=«397» height=«31» src=«ref-1_1696614234-1406.coolpic» v:shapes="_x0000_i1227">

<img width=«393» height=«31» src=«ref-1_1696615640-1373.coolpic» v:shapes="_x0000_i1228">

<img width=«300» height=«32» src=«ref-1_1696617013-1017.coolpic» v:shapes="_x0000_i1229">


В предварительных расчётах <img width=«160» height=«25» src=«ref-1_1696618030-483.coolpic» v:shapes="_x0000_i1230"> , поэтому мощность трансформатора ТП-3 уточнения не требует. Оставляем к установке на ТП-3 трансформатор мощностью 160 кВА типа ТМ-160/10.

Для более точной проверки системы электроснабжения по качеству электроэнергии необходимо произвести уточненные расчёты для определения потерь напряжения на трансформаторах ТП-1 и ТП-3.

Сопротивления трансформаторов:

ТП-1 двухтрансформаторная, поэтому:
<img width=«369» height=«57» src=«ref-1_1696618513-1457.coolpic» v:shapes="_x0000_i1231">

<img width=«571» height=«72» src=«ref-1_1696619970-2528.coolpic» v:shapes="_x0000_i1232">
ТП-3 однотрансформаторная:
<img width=«377» height=«57» src=«ref-1_1696622498-1368.coolpic» v:shapes="_x0000_i1233">

<img width=«502» height=«72» src=«ref-1_1696623866-2440.coolpic» v:shapes="_x0000_i1234">
Потери напряжения в трансформаторах:
<img width=«569» height=«54» src=«ref-1_1696626306-2183.coolpic» v:shapes="_x0000_i1235">

<img width=«546» height=«54» src=«ref-1_1696628489-2080.coolpic» v:shapes="_x0000_i1236"> 


В процентах потери соответственно составят 3,07 и 3,1 %.

По результатам расчётов проверки линий на допустимые потери напряжения составляется итоговая таблица 18.
Расчётные данные для ВЛ 10 кВ и ВЛ (КЛ) 0,38 кВ.

таблица 18.

Номер ТП

Номер линии (трансфоматоры ТП)

Длина, м

Мощность Sрасч, кВА

Ток Iрасч, А

Марка провода (тр-ра ТП)

Потери напряжения,%

UВЛтабл

UВЛрасч

ГПП

ВЛ-1 (10 кВ)

2800

959,85

55,41859

АС-70

2,0

0,75

ВЛ-2 (10 кВ)

6200

297,6

17,18245

АС-70

2,0

1,03

ВЛ-3 (10 кВ)

240

124

7,159353

АС-35

2,0

0,026

Итого в сети 10кВ

9240

–

–

–

6,0

1,806

ТП-1

Тр-торы ТП-1

 

857,93

24,76703

ТМ-630/10

4,0

3,07

КЛ-1 (0,38)

53

165,6

251,6106

3ЧА185+АЧ120

2,5

1,3

КЛ-2 (0,38)

75

78,76

119,667

3ЧА70+АЧ35

4,0

1,69

Итого в КЛ-1 и КЛ-2

128

–

–

–

6,5

2,99

КЛ-1, Цех №1

8,4

138,46

210,3744

3ЧА70+АЧ35



0,27

КЛ-2, Цех №1

28

18,75

28,48851

АПВ-4(1Ч16)



0,58

ТП-3

Тр-торы ТП-3

 

124,511

7,188857

ТМ-160/10

4,0

3,1

ВЛ-1 (0,38)

182

43,328

65,83202

4ЧА95

6,6

2,22

ВЛ-2 (0,38)

160

76,613

116,4048

4ЧА95

6,6

2,92

ВЛ-3 (0,38)

218

41,4

62,90264

4ЧА95

6,6

2,11



Для потребителей ТП-1 после получения уточнённых данных о потере напряжения имеем:

а) для наиболее удалённого потребителя в режиме максимальных нагрузок:


<img width=«541» height=«29» src=«ref-1_1696630569-1574.coolpic» v:shapes="_x0000_i1237">
— в режиме минимальных нагрузок:
<img width=«546» height=«49» src=«ref-1_1696632143-1881.coolpic» v:shapes="_x0000_i1238">
б) для ближайшего потребителя в режиме максимальных нагрузок:
<img width=«537» height=«29» src=«ref-1_1696634024-1501.coolpic» v:shapes="_x0000_i1239">
— в режиме минимальных нагрузок:
<img width=«529» height=«49» src=«ref-1_1696635525-1776.coolpic» v:shapes="_x0000_i1240">
Для ТП-1 постоянные надбавки на трансформаторе оставляем без изменения, т.е. 2,5 %.

Аналогично для потребителей ТП-3 после получения уточнённых данных о потере напряжения имеем:

а) для наиболее удалённого потребителя в режиме максимальных нагрузок:
<img width=«533» height=«29» src=«ref-1_1696637301-1508.coolpic» v:shapes="_x0000_i1241">
— в режиме минимальных нагрузок:
<img width=«569» height=«49» src=«ref-1_1696638809-1821.coolpic» v:shapes="_x0000_i1242">

б) для ближайшего потребителя в режиме максимальных нагрузок:

<img width=«520» height=«29» src=«ref-1_1696640630-1443.coolpic» v:shapes="_x0000_i1243">
— в режиме минимальных нагрузок:
<img width=«523» height=«49» src=«ref-1_1696642073-1711.coolpic» v:shapes="_x0000_i1244">
Всё это позволяет скорректировать принятые при составлении таблицы 11 постоянные надбавки на трансформаторе ТП-3 с 5% на 2,5%. В этом случае значительно улучшатся показатели качества электроснабжения потребителей, присоединённых к данной трансформаторной подстанции.


    продолжение
--PAGE_BREAK--Определение глубины провала напряжения при пуске асинхронных двигателей


В сельских электрических сетях провалы напряжения наиболее часто возникают при пуске короткозамкнутых асинхронных двигателей, мощность которых соизмерима с мощностью трансформатора (составляет порядка 40 % их мощности). При недопустимом снижении напряжения пуск двигателя может оказаться безуспешным, т.к. вращающий момент двигателя, в том числе и пусковой, пропорционален квадрату действующего напряжения. Кроме того, может произойти “опрокидывание”, т.е. останов работающих двигателей. В практике электроснабжения принято, что при пуске двигателя понижение напряжения на его зажимах может составить до 30 % от номинального напряжения. При этом напряжение на зажимах работающих двигателей при пуске не должно снижаться более чем на 20 % от номинального напряжения.

Глубину провала определяют для наиболее мощных и удалённых от шин подстанции электродвигателей.

ТП-3: Мощность двигателя установленного в лесопильном цехе 22кВт, cosφ=0,75. Длина ВЛ марки 4ЧА95 от ТП-3 до двигателя составляет 182м.

Полное сопротивление трансформатора ТП-3 составляет:
<img width=«353» height=«55» src=«ref-1_1696643784-1434.coolpic» v:shapes="_x0000_i1245">
Удельное сопротивление линии:
<img width=«361» height=«33» src=«ref-1_1696645218-1101.coolpic» v:shapes="_x0000_i1246">
Полное сопротивление ВЛ:

<img width=«236» height=«25» src=«ref-1_1696646319-825.coolpic» v:shapes="_x0000_i1247">

Сопротивление двигателя при пуске:
<img width=«412» height=«57» src=«ref-1_1696647144-1727.coolpic» v:shapes="_x0000_i1248">
Глубина провала напряжения:
<img width=«556» height=«53» src=«ref-1_1696648871-2168.coolpic» v:shapes="_x0000_i1249">
Что допустимо для пуска электродвигателя.

ТП-2: Мощность двигателя установленного на свиноводческой ферме 30кВт, cosφ=0,75. Длина КЛ марки ЦАШв 4ЧА70(rо=0,447 мОм/м, хо=0,0612 мОм/м.)

от ТП-2 до двигателя составляет 100м.

Полное сопротивление трансформатора ТП-2 составляет:


<img width=«353» height=«55» src=«ref-1_1696643784-1434.coolpic» v:shapes="_x0000_i1250">
Активное и реактивное сопротивление линии:
<img width=«273» height=«55» src=«ref-1_1696652473-1453.coolpic» v:shapes="_x0000_i1251">
Полное сопротивление КЛ:

<img width=«349» height=«32» src=«ref-1_1696653926-1045.coolpic» v:shapes="_x0000_i1252">

Сопротивление двигателя при пуске:
<img width=«413» height=«57» src=«ref-1_1696654971-1707.coolpic» v:shapes="_x0000_i1253">
Глубина провала напряжения:

напряжение кабельный линия трансформатор

<img width=«548» height=«53» src=«ref-1_1696656678-2049.coolpic» v:shapes="_x0000_i1254">
Что допустимо для пуска электродвигателя.

Удалённость цеха №2 от ТП-1 требует проверки кабельной сети на величину провала напряжения. Удельные сопротивления кабельных линий КЛ-1 и Кл-2:rуд1=0,208мОм/м, худ1=0,063 мОм/м и rуд2=0,447 мОм/м, худ1=0,0612 мОм/м.

Активные и реактивные сопротивления линии КЛ-1и КЛ-2:
<img width=«281» height=«55» src=«ref-1_1696658727-1574.coolpic» v:shapes="_x0000_i1255"> <img width=«289» height=«55» src=«ref-1_1696660301-1572.coolpic» v:shapes="_x0000_i1256">

Полное сопротивление КЛ:

<img width=«544» height=«37» src=«ref-1_1696661873-1825.coolpic» v:shapes="_x0000_i1257">

Полное сопротивление трансформаторов ТП-1 составляет:
<img width=«384» height=«55» src=«ref-1_1696663698-1657.coolpic» v:shapes="_x0000_i1258">
Мощность самого сильного двигателя, установленного в цехе №2, Рдв=22кВт, cosφ=0,65.

Сопротивление двигателя при пуске:
<img width=«413» height=«57» src=«ref-1_1696665355-1723.coolpic» v:shapes="_x0000_i1259">
Глубина провала напряжения:
<img width=«560» height=«53» src=«ref-1_1696667078-2241.coolpic» v:shapes="_x0000_i1260">
Что допустимо для пуска данного электродвигателя и других двигателей цеха №2.
Расчёт токов коротких замыканий.

<img width=«522» height=«467» src=«ref-1_1696669319-6120.coolpic» v:shapes="_x0000_i1261">

Рис.11. Фрагмент сети для расчёта токов к.з.
Составим схему замещения.
<img width=«568» height=«292» src=«ref-1_1696675439-6317.coolpic» v:shapes="_x0000_i1262">

Рис. 12. Схема замещения сети.


Схема сети имеет два уровня напряжения 10 и 0,38 кВ, поэтому расчёты будем проводить в именованных единицах. Так как большинство токов к.з., подлежащих определению, находятся на напряжении 0,38 кВ, приведём все сопротивления к напряжению Uср=0,4 кВ.

Определим параметры схемы замещения, сеть 10 кВ и трансформаторы:
<img width=«427» height=«63» src=«ref-1_1696681756-1623.coolpic» v:shapes="_x0000_i1263">

<img width=«549» height=«60» src=«ref-1_1696683379-2113.coolpic» v:shapes="_x0000_i1264">

<img width=«669» height=«67» src=«ref-1_1696685492-2760.coolpic» v:shapes="_x0000_i1265"><img width=«451» height=«53» src=«ref-1_1696688252-1528.coolpic» v:shapes="_x0000_i1266">

<img width=«449» height=«53» src=«ref-1_1696689780-1530.coolpic» v:shapes="_x0000_i1267">

<img width=«413» height=«53» src=«ref-1_1696691310-1368.coolpic» v:shapes="_x0000_i1268">

<img width=«420» height=«53» src=«ref-1_1696692678-1423.coolpic» v:shapes="_x0000_i1269">

<img width=«419» height=«53» src=«ref-1_1696694101-1398.coolpic» v:shapes="_x0000_i1270">

<img width=«435» height=«53» src=«ref-1_1696695499-1439.coolpic» v:shapes="_x0000_i1271">

<img width=«395» height=«60» src=«ref-1_1696696938-1577.coolpic» v:shapes="_x0000_i1272">

<img width=«539» height=«67» src=«ref-1_1696698515-2517.coolpic» v:shapes="_x0000_i1273">

<img width=«384» height=«60» src=«ref-1_1696701032-1495.coolpic» v:shapes="_x0000_i1274">

<img width=«543» height=«67» src=«ref-1_1696702527-2423.coolpic» v:shapes="_x0000_i1275">
Сеть 0,4 кВ от ТП-1:
<img width=«311» height=«28» src=«ref-1_1696704950-946.coolpic» v:shapes="_x0000_i1276">

<img width=«309» height=«28» src=«ref-1_1696705896-929.coolpic» v:shapes="_x0000_i1277">

<img width=«316» height=«28» src=«ref-1_1696706825-972.coolpic» v:shapes="_x0000_i1278">

<img width=«321» height=«28» src=«ref-1_1696707797-954.coolpic» v:shapes="_x0000_i1279">

<img width=«319» height=«28» src=«ref-1_1696708751-935.coolpic» v:shapes="_x0000_i1280">

<img width=«317» height=«28» src=«ref-1_1696709686-929.coolpic» v:shapes="_x0000_i1281">

<img width=«289» height=«28» src=«ref-1_1696710615-775.coolpic» v:shapes="_x0000_i1282">

<img width=«292» height=«28» src=«ref-1_1696711390-810.coolpic» v:shapes="_x0000_i1283">
Сеть 0,4 кВ от ТП-2:
<img width=«304» height=«28» src=«ref-1_1696712200-841.coolpic» v:shapes="_x0000_i1284">

<img width=«317» height=«28» src=«ref-1_1696713041-929.coolpic» v:shapes="_x0000_i1285">

<img width=«276» height=«28» src=«ref-1_1696713970-768.coolpic» v:shapes="_x0000_i1286">

<img width=«279» height=«28» src=«ref-1_1696714738-758.coolpic» v:shapes="_x0000_i1287">
Наиболее удалённый потребитель ВЛ-2, отходящий от ТП-2, жилой двухквартирный дом — расстояние 220м:
<img width=«300» height=«28» src=«ref-1_1696715496-902.coolpic» v:shapes="_x0000_i1288">

<img width=«327» height=«28» src=«ref-1_1696716398-1002.coolpic» v:shapes="_x0000_i1289">

<img width=«200» height=«25» src=«ref-1_1696717400-515.coolpic» v:shapes="_x0000_i1290"> <img width=«320» height=«25» src=«ref-1_1696717915-905.coolpic» v:shapes="_x0000_i1291">
Расчёт трёхфазного к.з. в сети 10 кВ.

Определим ток к.з. на шинах низкого напряжения (10,5 кВ) ГПП:

<img width=«412» height=«53» src=«ref-1_1696718820-1575.coolpic» v:shapes="_x0000_i1292">

Начальное значение периодической составляющей тока при металлическом к.з.:
<img width=«312» height=«60» src=«ref-1_1696720395-1356.coolpic» v:shapes="_x0000_i1293">
Ток двухфазного к.з.:
<img width=«209» height=«51» src=«ref-1_1696721751-765.coolpic» v:shapes="_x0000_i1294">
Ударный ток:
<img width=«260» height=«32» src=«ref-1_1696722516-714.coolpic» v:shapes="_x0000_i1295">,
где Ку=1,95 в силу того, что активное сопротивление практически равно нулю.

1. Определение тока к.з. в точке К-1:

<img width=«321» height=«53» src=«ref-1_1696723230-1230.coolpic» v:shapes="_x0000_i1296">

<img width=«475» height=«53» src=«ref-1_1696724460-1788.coolpic» v:shapes="_x0000_i1297">

<img width=«341» height=«40» src=«ref-1_1696726248-1126.coolpic» v:shapes="_x0000_i1298">
Начальное значение периодической составляющей тока при металлическом к.з.:
<img width=«311» height=«60» src=«ref-1_1696727374-1215.coolpic» v:shapes="_x0000_i1299">
Ток двухфазного к.з.:
<img width=«292» height=«51» src=«ref-1_1696728589-999.coolpic» v:shapes="_x0000_i1300">
Ударный ток:
<img width=«385» height=«32» src=«ref-1_1696729588-1094.coolpic» v:shapes="_x0000_i1301">,
где <img width=«241» height=«45» src=«ref-1_1696730682-661.coolpic» v:shapes="_x0000_i1302">
<img width=«297» height=«60» src=«ref-1_1696731343-1272.coolpic» v:shapes="_x0000_i1303">
2. Определение тока к.з. в точке К-2:

<img width=«405» height=«53» src=«ref-1_1696732615-1502.coolpic» v:shapes="_x0000_i1304">

<img width=«520» height=«53» src=«ref-1_1696734117-1877.coolpic» v:shapes="_x0000_i1305">


<img width=«321» height=«40» src=«ref-1_1696735994-1002.coolpic» v:shapes="_x0000_i1306">
Начальное значение периодической составляющей тока при металлическом к.з.:
<img width=«300» height=«60» src=«ref-1_1696736996-1211.coolpic» v:shapes="_x0000_i1307">
Ток двухфазного к.з.:
<img width=«288» height=«51» src=«ref-1_1696738207-964.coolpic» v:shapes="_x0000_i1308">
Ударный ток:
<img width=«375» height=«32» src=«ref-1_1696739171-1037.coolpic» v:shapes="_x0000_i1309">,
где <img width=«252» height=«45» src=«ref-1_1696740208-736.coolpic» v:shapes="_x0000_i1310">
<img width=«279» height=«60» src=«ref-1_1696740944-1181.coolpic» v:shapes="_x0000_i1311">
3. Определение тока к.з. в точке К-3:

<img width=«465» height=«53» src=«ref-1_1696742125-1714.coolpic» v:shapes="_x0000_i1312">

<img width=«506» height=«53» src=«ref-1_1696743839-2049.coolpic» v:shapes="_x0000_i1313">


<img width=«331» height=«40» src=«ref-1_1696745888-1076.coolpic» v:shapes="_x0000_i1314">
Начальное значение периодической составляющей тока при металлическом к.з.:
<img width=«309» height=«60» src=«ref-1_1696746964-1226.coolpic» v:shapes="_x0000_i1315">
Ток двухфазного к.з.:
<img width=«291» height=«51» src=«ref-1_1696748190-1001.coolpic» v:shapes="_x0000_i1316">
Ударный ток:
<img width=«364» height=«32» src=«ref-1_1696749191-995.coolpic» v:shapes="_x0000_i1317">,
где <img width=«236» height=«45» src=«ref-1_1696750186-688.coolpic» v:shapes="_x0000_i1318">
<img width=«277» height=«60» src=«ref-1_1696750874-1197.coolpic» v:shapes="_x0000_i1319">
Расчёт токов к.з. в сети 0,4 кВ от ТП-1.

4. Определение тока к.з. в точке К-4:

<img width=«241» height=«29» src=«ref-1_1696752071-773.coolpic» v:shapes="_x0000_i1320">

<img width=«348» height=«29» src=«ref-1_1696752844-1188.coolpic» v:shapes="_x0000_i1321">

<img width=«364» height=«40» src=«ref-1_1696754032-1172.coolpic» v:shapes="_x0000_i1322">

Начальное значение периодической составляющей тока при металлическом к.з.:
<img width=«321» height=«60» src=«ref-1_1696755204-1365.coolpic» v:shapes="_x0000_i1323">
Ток двухфазного к.з.:
<img width=«307» height=«51» src=«ref-1_1696756569-1075.coolpic» v:shapes="_x0000_i1324">
Начальное значение периодической составляющей тока к.з. при учёте сопротивления дуги:
<img width=«515» height=«63» src=«ref-1_1696757644-2086.coolpic» v:shapes="_x0000_i1325">
где <img width=«432» height=«35» src=«ref-1_1696759730-1307.coolpic» v:shapes="_x0000_i1326">

Значение тока при дуговом к.з.:
<img width=«488» height=«73» src=«ref-1_1696761037-2172.coolpic» v:shapes="_x0000_i1327">
Максимальный ударный ток:
<img width=«383» height=«32» src=«ref-1_1696763209-1042.coolpic» v:shapes="_x0000_i1328">,


где <img width=«228» height=«45» src=«ref-1_1696764251-598.coolpic» v:shapes="_x0000_i1329">
<img width=«289» height=«60» src=«ref-1_1696764849-1201.coolpic» v:shapes="_x0000_i1330">
Ударный ток при дуговом к.з.:
<img width=«399» height=«32» src=«ref-1_1696766050-1146.coolpic» v:shapes="_x0000_i1331">
где <img width=«252» height=«45» src=«ref-1_1696767196-729.coolpic» v:shapes="_x0000_i1332">
<img width=«361» height=«60» src=«ref-1_1696767925-1487.coolpic» v:shapes="_x0000_i1333">
Влияние асинхронных двигателей цеха №1 приближённо учитывается следующим образом. Небольшое расстояние от шин 0,4 кВ ТП-1 до электроприёмников цеха №1 позволяет отказаться от учёта сопротивлений в цехе №1. Тогда:
<img width=«385» height=«79» src=«ref-1_1696769412-1744.coolpic» v:shapes="_x0000_i1334">
Ударный ток составит величину:

<img width=«280» height=«31» src=«ref-1_1696771156-912.coolpic» hspace=«12» v:shapes="_x0000_s1026">
Как видно, влияние тока асинхронных двигателей цеха №1 на ударный ток незначительно (около 10%).

5. Определение тока к.з. в точке К-5:

<img width=«315» height=«29» src=«ref-1_1696772068-1007.coolpic» v:shapes="_x0000_i1335">

<img width=«244» height=«29» src=«ref-1_1696773075-831.coolpic» v:shapes="_x0000_i1336">
<img width=«385» height=«40» src=«ref-1_1696773906-1221.coolpic» v:shapes="_x0000_i1337">
Начальное значение периодической составляющей тока при металлическом к.з.:
<img width=«317» height=«60» src=«ref-1_1696775127-1325.coolpic» v:shapes="_x0000_i1338">
Ток двухфазного к.з.:
<img width=«300» height=«51» src=«ref-1_1696776452-1010.coolpic» v:shapes="_x0000_i1339">
Ударный ток:
<img width=«405» height=«32» src=«ref-1_1696777462-1157.coolpic» v:shapes="_x0000_i1340">,
где <img width=«247» height=«45» src=«ref-1_1696778619-730.coolpic» v:shapes="_x0000_i1341">
<img width=«296» height=«60» src=«ref-1_1696779349-1269.coolpic» v:shapes="_x0000_i1342">


Расчёт однофазного к.з. в точке К-5.

Первый подход: Сопротивления нулевой последовательности из [6, табл.31]
<img width=«565» height=«137» src=«ref-1_1696780618-3666.coolpic» v:shapes="_x0000_i1343">
Второй подход:
<img width=«483» height=«100» src=«ref-1_1696784284-2776.coolpic» v:shapes="_x0000_i1344">

<img width=«357» height=«55» src=«ref-1_1696787060-1553.coolpic» v:shapes="_x0000_i1345">
где <img width=«449» height=«87» src=«ref-1_1696788613-2602.coolpic» v:shapes="_x0000_i1346">
Учитывая то обстоятельство, что приведённые значения сопротивлений сети 10 кВ значительно меньше таковых в сети 0,4 кВ, при определении токов к.з. можно пренебречь сопротивлениями сети высокого напряжения. Тогда расчёт значительно упростится. Полное сопротивление току однофазного к.з. для трансформаторов марки ТМ-630/10 при соединении обмоток Y/Y0 составляет:


<img width=«153» height=«47» src=«ref-1_1696791215-611.coolpic» v:shapes="_x0000_i1347">
<img width=«327» height=«59» src=«ref-1_1696791826-1505.coolpic» v:shapes="_x0000_i1348">
Более точное значение было равно 5,48кА.

6. Определение тока к.з. в точке К-6 (шины РП-5 – цех №2):

<img width=«271» height=«29» src=«ref-1_1696793331-919.coolpic» v:shapes="_x0000_i1349">

<img width=«255» height=«29» src=«ref-1_1696794250-839.coolpic» v:shapes="_x0000_i1350">
<img width=«392» height=«40» src=«ref-1_1696795089-1263.coolpic» v:shapes="_x0000_i1351">
Начальное значение периодической составляющей тока при металлическом к.з.:
<img width=«312» height=«60» src=«ref-1_1696796352-1265.coolpic» v:shapes="_x0000_i1352">
Ток двухфазного к.з.:
<img width=«297» height=«51» src=«ref-1_1696797617-1027.coolpic» v:shapes="_x0000_i1353">
Ударный ток:
<img width=«357» height=«32» src=«ref-1_1696798644-937.coolpic» v:shapes="_x0000_i1354">,


где <img width=«287» height=«45» src=«ref-1_1696799581-825.coolpic» v:shapes="_x0000_i1355">
<img width=«297» height=«60» src=«ref-1_1696800406-1280.coolpic» v:shapes="_x0000_i1356">
Мощность самого крупного асинхронного двигателя в цехе №2 равна 22 кВт, cosφ=0,65:
<img width=«403» height=«53» src=«ref-1_1696801686-1476.coolpic» v:shapes="_x0000_i1357">
Ударный ток составит величину:
<img width=«288» height=«31» src=«ref-1_1696803162-921.coolpic» hspace=«12» v:shapes="_x0000_s1027">
Как видно, влияние тока асинхронных двигателей цеха №2 на ударный ток незначительно (4,32%).

Расчёт однофазного к.з. в точке К-6 по упрощённой методике:
<img width=«153» height=«47» src=«ref-1_1696791215-611.coolpic» v:shapes="_x0000_i1358">

<img width=«666» height=«91» src=«ref-1_1696804694-3952.coolpic» v:shapes="_x0000_i1359">Тогда:

<img width=«317» height=«59» src=«ref-1_1696808646-1454.coolpic» v:shapes="_x0000_i1360">
Если схема соединения обмоток трансформатора была ∆/Y0, то

<img width=«145» height=«47» src=«ref-1_1696810100-526.coolpic» v:shapes="_x0000_i1361">

<img width=«316» height=«59» src=«ref-1_1696810626-1425.coolpic» v:shapes="_x0000_i1362">
Поэтому достаточно часто способ соединения обмоток трансформаторов используют для отстройки чувствительности автоматов и предохранителей.

Определим влияние дуги на значение тока однофазного к.з. при дуговом к.з.:
<img width=«427» height=«65» src=«ref-1_1696812051-2333.coolpic» v:shapes="_x0000_i1363">

<img width=«527» height=«89» src=«ref-1_1696814384-3173.coolpic» v:shapes="_x0000_i1364">

<img width=«538» height=«63» src=«ref-1_1696817557-2145.coolpic» v:shapes="_x0000_i1365">
Сопротивление петли при учёте сопротивления дуги:
<img width=«525» height=«86» src=«ref-1_1696819702-2679.coolpic» v:shapes="_x0000_i1366">
Тогда:
<img width=«323» height=«59» src=«ref-1_1696822381-1428.coolpic» v:shapes="_x0000_i1367">

т.е. влияние учёта сопротивления дуги на ток к.з. незначительно и в дальнейших расчётах при выборе защитной аппаратуры можно пользоваться только величиной металлического тока однофазного к.з.

Расчёт токов к.з. в сети 0,4 кВ от ТП-2.

7. Определение тока к.з. в точке К-7 (шины НН ТП-2):

<img width=«312» height=«29» src=«ref-1_1696823809-1045.coolpic» v:shapes="_x0000_i1368">

<img width=«419» height=«29» src=«ref-1_1696824854-1360.coolpic» v:shapes="_x0000_i1369">
<img width=«389» height=«40» src=«ref-1_1696826214-1210.coolpic» v:shapes="_x0000_i1370">
Начальное значение периодической составляющей тока при металлическом к.з.:
<img width=«309» height=«60» src=«ref-1_1696827424-1247.coolpic» v:shapes="_x0000_i1371">
Ток двухфазного к.з.:
<img width=«285» height=«51» src=«ref-1_1696828671-977.coolpic» v:shapes="_x0000_i1372">
Максимальный ударный ток:
<img width=«389» height=«32» src=«ref-1_1696829648-1062.coolpic» v:shapes="_x0000_i1373">,
где <img width=«245» height=«45» src=«ref-1_1696830710-724.coolpic» v:shapes="_x0000_i1374">


<img width=«297» height=«60» src=«ref-1_1696831434-1276.coolpic» v:shapes="_x0000_i1375">
Влияние асинхронного двигателя, установленного на объекте №5 (точка К-8), на ток к.з. в точке К-7 незначительно в силу того, что сопротивления «плеч» практически одинаковы, а мощность системы (SТ.ГПП=10000 кВА) многократно превышает мощность асинхронного двигателя (РДВ=30 кВт).

8. Определение тока к.з. в точке К-8 (шины РП электроприёмника №5):

<img width=«245» height=«29» src=«ref-1_1696832710-791.coolpic» v:shapes="_x0000_i1376">

<img width=«237» height=«29» src=«ref-1_1696833501-776.coolpic» v:shapes="_x0000_i1377">
<img width=«372» height=«40» src=«ref-1_1696834277-1213.coolpic» v:shapes="_x0000_i1378">
Начальное значение периодической составляющей тока при металлическом к.з.:
<img width=«311» height=«60» src=«ref-1_1696835490-1343.coolpic» v:shapes="_x0000_i1379">
Ток двухфазного к.з.:
<img width=«305» height=«51» src=«ref-1_1696836833-1080.coolpic» v:shapes="_x0000_i1380">
Максимальный ударный ток:
<img width=«389» height=«32» src=«ref-1_1696837913-1114.coolpic» v:shapes="_x0000_i1381">,

где <img width=«247» height=«45» src=«ref-1_1696839027-715.coolpic» v:shapes="_x0000_i1382">
<img width=«289» height=«60» src=«ref-1_1696839742-1241.coolpic» v:shapes="_x0000_i1383">
Влияние асинхронного двигателя, установленного на шинах, где произошло к.з. (точка К-8), приближённо можно оценить следующим образом. Принимаем сопротивление от асинхронного двигателя до точки К-8 равным нулю.

Номинальный ток двигателя:
<img width=«384» height=«53» src=«ref-1_1696840983-1414.coolpic» v:shapes="_x0000_i1384">
Ударный ток составит величину:
<img width=«268» height=«31» src=«ref-1_1696842397-871.coolpic» hspace=«12» v:shapes="_x0000_s1028">
Как видно, влияние тока асинхронного двигателя, расположенного в свиноводческой ферме на ударный ток незначительно.

Приведём расчёт однофазного к.з. в точке К-8 по упрощённой методике.

Для трансформатора ТМ-160 (∆/Y0) подстанции ТП-2 полное сопротивление токам однофазного к.з. равно: <img width=«115» height=«29» src=«ref-1_1696843268-410.coolpic» v:shapes="_x0000_i1385">

Сопротивление петли:


<img width=«399» height=«100» src=«ref-1_1696843678-2451.coolpic» v:shapes="_x0000_i1386">

Ток однофазного к.з.: <img width=«329» height=«59» src=«ref-1_1696846129-1493.coolpic» v:shapes="_x0000_i1387">
9. Определение тока к.з. в точке К-8 (наиболее удалённый жилой дом):

<img width=«252» height=«29» src=«ref-1_1696847622-830.coolpic» v:shapes="_x0000_i1388">

<img width=«257» height=«29» src=«ref-1_1696848452-861.coolpic» v:shapes="_x0000_i1389">
<img width=«395» height=«40» src=«ref-1_1696849313-1252.coolpic» v:shapes="_x0000_i1390">
Начальное значение периодической составляющей тока при металлическом к.з.:
<img width=«308» height=«60» src=«ref-1_1696850565-1277.coolpic» v:shapes="_x0000_i1391">
Ток двухфазного к.з.:
<img width=«289» height=«51» src=«ref-1_1696851842-994.coolpic» v:shapes="_x0000_i1392">
Максимальный ударный ток:
<img width=«387» height=«32» src=«ref-1_1696852836-1105.coolpic» v:shapes="_x0000_i1393">,


где <img width=«245» height=«45» src=«ref-1_1696853941-730.coolpic» v:shapes="_x0000_i1394">
<img width=«296» height=«60» src=«ref-1_1696854671-1294.coolpic» v:shapes="_x0000_i1395">
Сопротивление петли:
<img width=«455» height=«100» src=«ref-1_1696855965-2725.coolpic» v:shapes="_x0000_i1396">

Ток однофазного к.з.: <img width=«339» height=«59» src=«ref-1_1696858690-1501.coolpic» v:shapes="_x0000_i1397">
Для удобства дальнейшего использования полученных результатов расчёта токов к.з., сведём их в одну таблицу.


Таблица 19.

Элемент сети, точка к.з.

I(3)к, кА

i(3)уд, кА

I(1)к, кА

I(2)к, кА

Шины НН (10,5 кВ) ГПП (К-0)

9,98

27,57

–

8,64

Шины 10 кВ ТП-1 (К-1)

4,84

7,939

–

4,19

Шины 10 кВ ТП-2 (К-2)

1,3

1,89

–

1,125

Шины 10 кВ ТП-3 (К-3)

1,24

1,8

–

1,07

Шины 0,4 кВ ТП-1 (К-4)

26,45/16,48

57,7/24,58

–

22,9

Шины 0,38 кВ РП-1 (К-5)

12,93

18,72

4,78–5,84

11,2

Шины 0,38 кВ РП-5 (К-6)

4,64

6,54

2,12

4,02

Шины 0,4 кВ ТП-2 (К-7)

4,51

7,84

–

3,9

КЛ №1 0,38 кВ ТП-2 (К-8)

2,73

3,92

1,81

2,4

ВЛ №2 0,38 кВ ТП-2 (К-9)

1,56

2,36

1,29

1,4


    продолжение
--PAGE_BREAK--Выбор высоковольтных выключателей и автоматов на подстанциях 10/0,4 кВ и предохранителей на РП.


Выбор высоковольтных выключателей на стороне низкого напряжения ГПП
Схема соединений ГПП на низком напряжении 10 кВ выполнена с высоковольтными выключателями на ВЛ-1. В курсовом проекте произведём выбор высоковольтных выключателей без технико-экономического обоснования.

Высоковольтные выключатели выбираются по номинальному току, номинальному напряжению, по типу, роду установки и проверяют по электродинамической и термической устойчивости и отключающей способности в режиме к.з.

Технические данные выключателей 10 кВ приведены в табл.36 мет. пособия.

Определим расчётный ток:
<img width=«301» height=«59» src=«ref-1_1696860191-1256.coolpic» v:shapes="_x0000_i1398">

Как видно, он много меньше номинального тока всех ВВ, приведённых в таблице 36. Ударный ток, равный 27,57 кА, также меньше допустимого ударного тока всех высоковольтных выключателей таблицы 36. Учитывая, что данные о стоимости высоковольтных выключателей в табл. 36 не приведены, выбираем вакуумный выключатель ВВЭ-10-20/630У3, который в настоящее время наиболее компактен и удобен в обслуживании.
Выбор автоматов и предохранителей в сети 380
Проверка их чувствительности.

На всех КЛ и ВЛ 0,38 кВ, отходящих от ТП-10/0,4 кВ, устанавливаются автоматические (автоматы, АВ) и предохранители. Они предназначены для отключения линий при аварийных и ненормальных режимах (короткое замыкание, перегрузки, исчезновение или снижение напряжения), а также для нечастых включений и отключений ВЛ и КЛ (от 2 до 6 часов).

Характеристики выбранных автоматов и предохранителей для фрагмента электрической сети, подлежащих к установке на отходящих от ТП-1 и ТП-2 линиях 0,38 кВ, приведены в таблице 20.

Автоматы выбираются исходя из следующих условий.

1. Номинальное напряжение трансформатора должно быть не ниже номинального напряжения сети. Условие выполняется для всех АВ (табл.20).

2. Номинальный ток автомата и его теплового расцепителя больше расчётного тока. Условие выполняется для всех автоматов.

3. Отключающая способность автоматов <img width=«101» height=«29» src=«ref-1_1696861447-312.coolpic» v:shapes="_x0000_i1399">где <img width=«28» height=«29» src=«ref-1_1696861759-137.coolpic» v:shapes="_x0000_i1400">–максимальный ток трёхфазного к.з. сразу за автоматом, т.е. на шинах 0,4 кВ ТП или РП. Условие выполняется для всех автоматов. Для автоматов серии А37 проверка на отключающую способность не проводится.

Проверка автомата на чувствительность для обеспечения селективной работы осуществляются по следующим условиям.


Таблица20.

№ ТП

Sном тр-ра

№ ВЛ (КЛ)

Sрасч, кВА

Iрасч, А

I(3)к, кА

I(2)к, кА

I(1)к, кА

Тип автомата (предохр.)

Iном, А

Номинальный ток теплового расцепителя, А

Уставка тока мгновенного срабатывания электромагн. Расцепителя, А

Предельно откл. ток, кА

1

630

КЛ-1

165,6

251,6

12,93

11,2

4,78

АВМ10С

1000

800

625

20

КЛ-2

78,76

119,7

4,64

4,02

2,12

ПН2-250

125

 

125

100

СРП-1

333,98

507,4

26,45

22,9

 

АВМ15С

1500

1000

1250

35

СРП-2

337,28

512,5

26,45

22,9

 

АВМ15С

1500

1000

1250

35

СРП-3

167,59

254,6

26,45

22,9

 

АВМ10С

1000

800

625

20

2

160

ВЛ-1

7,32

11,12

4,51

 

 

А3716Б

160

32

630

 

ВЛ-2

11

16,71

4,51

1,4

1,29

А3716Б

160

32

630

 

КЛ-1

120

182,3

4,51

2,4

1,81

А3726Б

250

200

2000

 

КЛ-2

90

136,7

4,51

 

 

А3716Б

160

80

630

 



1.Ток уставки срабатывания теплового расцепителя Iу.т.отстраивается от максимального длительного рабочего тока по выражению <img width=«113» height=«28» src=«ref-1_1696861896-286.coolpic» v:shapes="_x0000_i1401">где Кн– коэффициент надёжности, принимается в пределах 1,1–1,3. Условие выполняется для всех АВ (табл.20).

2.Электромагнитный расцепитель автомата осуществляет мгновенную максимальную токовую отсечку. Для обеспечения селективной работы отсечки её ток срабатывания определяют по <img width=«205» height=«31» src=«ref-1_1696862182-696.coolpic» v:shapes="_x0000_i1402">

Если выбирается защита для группы двигателей, то вместо <img width=«63» height=«31» src=«ref-1_1696862878-182.coolpic» v:shapes="_x0000_i1403"> принимается пиковый ток.

Проверим автоматы для КЛ-1 0,38кВ ТП-2 и КЛ-1 0,38кВ ТП-1. На объекте №5 установлен АД со следующими параметрами: kи=0,2; Рном.Дв=30кВт; cosφ=0,75.

Номинальный ток двигателя:


<img width=«389» height=«55» src=«ref-1_1696863060-1489.coolpic» v:shapes="_x0000_i1404">
Пиковый ток:
<img width=«535» height=«28» src=«ref-1_1696864549-1429.coolpic» v:shapes="_x0000_i1405">
На данной линии установлен автомат марки А3726Б:

<img width=«256» height=«25» src=«ref-1_1696865978-850.coolpic» v:shapes="_x0000_i1406">Таким образом, условие соблюдается.

Для РП-1 РП-5 (цех №2), получающих питание по КЛ-1и КЛ-2 от ТП-1, номинальный ток двигателя, установленного в цехе №2:
<img width=«388» height=«55» src=«ref-1_1696866828-1475.coolpic» v:shapes="_x0000_i1407">
Пиковый ток:
<img width=«537» height=«28» src=«ref-1_1696868303-1402.coolpic» v:shapes="_x0000_i1408">
На КЛ-1 установлен автомат марки АВМ10С:

<img width=«204» height=«25» src=«ref-1_1696869705-688.coolpic» v:shapes="_x0000_i1409">Таким образом, условие соблюдается.

3. Коэффициент чувствительности отсечки электромагнитного расцепителя соблюдается для всех выбранных в табл.20 автоматов: <img width=«147» height=«32» src=«ref-1_1696870393-433.coolpic» v:shapes="_x0000_i1410">

4. Коэффициент чувствительности теплового расцепителя для всех автоматов, выбранных в табл.20, также соблюдается: <img width=«164» height=«32» src=«ref-1_1696870826-530.coolpic» v:shapes="_x0000_i1411">

Выбор предохранителей выполняется из условий.

Пиковый ток:

<img width=«535» height=«28» src=«ref-1_1696871356-1378.coolpic» v:shapes="_x0000_i1412">
Ток плавкой вставки предохранителя должен быть:

— по условию отстройки от расчётного тока <img width=«136» height=«25» src=«ref-1_1696872734-438.coolpic» v:shapes="_x0000_i1413">

— по условию пикового режима <img width=«248» height=«25» src=«ref-1_1696873172-803.coolpic» v:shapes="_x0000_i1414">

Всем этим ограничениям соответствует предохранитель типа ПН-2-250 (предохранитель разборный с наполнителем) с номинальным током 250 А и током плавкой вставки на 125 А.После выбора предохранителя проверяется чувствительность защиты оборудования по минимальному току короткого замыкания. Минимальный ток однофазного короткого замыкания в точке К-6 составляет 2,12 кА, т.е. более чем 3 раза превышает ток плавкой вставки.
Выбор плавких вставок предохранителей для защиты трансформаторов ТП 10/0,4 кВ. Проверка их селективности на ступени 10 и 0,38кВ
Плавкую вставку предохранителей ПКТ, устанавливаемых на стороне высокого напряжения трансформаторов ТП, выбирают по условию отстройки от бросков намагничивающего тока. Для ТП 10/0,4 кВ с трансформатором мощностью 160 кВА номинальный ток плавкой вставки берётся не ниже 20 А, мощностью 630 — 80 А.

Селективность работы выбранной плавкой вставки при отключении автоматов на стороне 0,38 кВ считается обеспеченной, когда при к.з. за автоматом последует именно отключение автомата (время срабатывания tс.з.), и только в случае его отказа со ступенью селективности ∆t произойдёт плавление вставки предохранителя. Селективность будет обеспечена, если время плавления вставки <img width=«148» height=«28» src=«ref-1_1696873975-536.coolpic» v:shapes="_x0000_i1415">(<img width=«85» height=«25» src=«ref-1_1696874511-320.coolpic» v:shapes="_x0000_i1416">коэффициент приведения каталожного времени плавления вставки ко времени её разогрева).

Полное время срабатывания автомата с учётом разброса его характеристик

<img width=«87» height=«25» src=«ref-1_1696874831-348.coolpic» v:shapes="_x0000_i1417">, ступень селективности принимается равной <img width=«65» height=«23» src=«ref-1_1696875179-351.coolpic» v:shapes="_x0000_i1418">.Тогда

<img width=«223» height=«28» src=«ref-1_1696875530-840.coolpic» v:shapes="_x0000_i1419">

Ток трёхфазного к.з. за автоматами трансформаторов ТП-1 с номинальной мощность <img width=«129» height=«25» src=«ref-1_1696876370-429.coolpic» v:shapes="_x0000_i1420">составляет величину <img width=«145» height=«29» src=«ref-1_1696876799-508.coolpic» v:shapes="_x0000_i1421">, а за автоматами трансформаторов ТП-2 с номинальной мощность <img width=«128» height=«25» src=«ref-1_1696877307-408.coolpic» v:shapes="_x0000_i1422">составляет величину <img width=«136» height=«29» src=«ref-1_1696877715-434.coolpic» v:shapes="_x0000_i1423">. Тогда ток на шинах 10,5 кВ при к.з. за автоматом составит для ТП-1 и ТП-2 соответственно:

<img width=«311» height=«103» src=«ref-1_1696878149-2061.coolpic» v:shapes="_x0000_i1424">

По ампер-секундным характеристикам плавких вставок предохранителей ПКТ (рис.4[1])при токе 503 А (ТП-1) время плавления<img width=«60» height=«25» src=«ref-1_1696880210-284.coolpic» v:shapes="_x0000_i1425">с обеспечивается для плавкой вставки с <img width=«108» height=«25» src=«ref-1_1696880494-379.coolpic» v:shapes="_x0000_i1426">, при токе 171А (ТП-2) –<img width=«109» height=«25» src=«ref-1_1696880873-355.coolpic» v:shapes="_x0000_i1427">.

Таким образом, для трансформаторов ТП-1 селективность защиты будет обеспечена при установке плавкой вставки ПКТ с <img width=«108» height=«25» src=«ref-1_1696880494-379.coolpic» v:shapes="_x0000_i1428">(<img width=«111» height=«28» src=«ref-1_1696881607-413.coolpic» v:shapes="_x0000_i1429">), ТП-2 –<img width=«109» height=«25» src=«ref-1_1696880873-355.coolpic» v:shapes="_x0000_i1430">(<img width=«108» height=«28» src=«ref-1_1696882375-415.coolpic» v:shapes="_x0000_i1431">). Для защиты трансформаторов ТМ–630/10 ТП-1 выбираем предохранители ПКТ102-10-31,5-40-31,5 У3, трансформатора ТМ–160/10 ТП-2 выбираем предохранители ПКТ101-10-10-20-12,5 У3. Для них выполняются условия:
<img width=«176» height=«28» src=«ref-1_1696882790-440.coolpic» v:shapes="_x0000_i1432"> <img width=«193» height=«28» src=«ref-1_1696883230-493.coolpic» v:shapes="_x0000_i1433"> <img width=«121» height=«32» src=«ref-1_1696883723-394.coolpic» v:shapes="_x0000_i1434">
Плавкая вставка также должна быть проверена по условию <img width=«105» height=«25» src=«ref-1_1696884117-314.coolpic» v:shapes="_x0000_i1435">

где <img width=«129» height=«28» src=«ref-1_1696884431-466.coolpic» v:shapes="_x0000_i1436">допустимое время протекания тока к.з. в трансформаторе по условию термической стойкости, с; <img width=«141» height=«28» src=«ref-1_1696884897-347.coolpic» v:shapes="_x0000_i1437">отношение установившегося тока к.з. к номинальному току трансформатора.

В нашем случае для ТП-1 и ТП-2:
<img width=«263» height=«108» src=«ref-1_1696885244-1861.coolpic» v:shapes="_x0000_i1438">
Тогда допустимое время протекания тока к.з. для ТП-1 и ТП-2:
<img width=«272» height=«103» src=«ref-1_1696887105-1850.coolpic» v:shapes="_x0000_i1439">
Таким образом, выбранные плавкие вставки обеспечивают безопасность трансформаторов при коротких замыканиях.


    продолжение
--PAGE_BREAK--Выбор защиты от грозовых перенапряжений и расчёт заземления на ТП-2 10/0,4 кВ населённого пункта


Защита от грозовых перенапряжений.

Для защиты населения и животных от грозовых перенапряжений на всех ВЛ 0,38 кВ заземляются крюки или штыри фазных проводов, а также нулевой провод. Сопротивление этих заземляющих устройств принимается не более 30 Ом, а расстояние между ними не более <metricconverter productid=«200 м» w:st=«on»>200 м для районов с числом грозовых часов до 40(для данного населённого пункта) и не более <metricconverter productid=«100 м» w:st=«on»>100 м с числом грозовых часов более 40[3, п.2.4.26] Кроме того, заземляющие устройства выполняются:

— на опорах с ответвлениями к вводам в помещения, в которых может быть сосредоточено большое количество людей (школа, клуб, лесопильный цех) или которые представляют большую хозяйственную ценность (кормоцех, свинарник, коровник, птичник).

— на конечных опорах линий, имеющих ответвления к вводам. При этом наибольшее расстояние от соседнего защитного заземления этих же линий должно быть не более <metricconverter productid=«100 м» w:st=«on»>100 м при числе грозовых часов от 10 до 40. Кроме того, в указанных местах устанавливаются низковольтные вентильные разрядники типа РВН. Для перечисленных выше заземляющих устройств используются заземляющие устройства повторных заземлений нулевого провода.

Повторные заземления нулевого провода необходимы (в случае обрыва нулевого провода) для уменьшения напряжения на занулённых частях при замыкании на них за точкой обрыва. Повторные заземления нулевого провода выполняют на концах магистралей и ответвлений ВЛ длинной более <metricconverter productid=«200 м» w:st=«on»>200 м, а также на вводах в здание, внутри которых зануляется оборудование. От ЭП, расположенных вне здания и подлежащих занулению, до ближайшего повторного заземления или до заземления нейтрали трансформатора должно быть не более <metricconverter productid=«100 м» w:st=«on»>100 м. Сопротивление каждого из повторных заземлений на ВЛ 0,38 кВ должно быть не более 30 Ом, а их общее сопротивление не более 10 ОМ [3, п.1.7.64] В соответствии с изложенным выполняется количество повторных заземлений, приведённое в таблице 21.


Количество повторных заземлений на ВЛ 0,38 кВ.

Таблица 21.

Номер ТП

Линия 0,38 кВ

Объекты, где устанавливаются повторные заземления

Количество повторных заземлений

Общее сопротивление заземления, Ом

ТП-1

КЛ-1–КЛ-2

РП-1–РП-5

5

6

Цех №1

Цех №1

30

1

ТП-2

КЛ-1

№5

1

30

КЛ-2

№6

2

15

ВЛ-1

№1,2

16

1,875

ВЛ-2

№1,2

16

1,875

ТП-3

ВЛ-1

№2,9,11,14,15

6

5

ВЛ-2

№1,2,8,13

6

5

ВЛ-3

№1,7,10,12,16

10

3



Расчёт заземления на ТП-2 10/0,4 кВ населённого пункта
Заземляющие устройства ПС 10/0,4 кВ одновременно используются при напряжениях ниже и выше 1000 В. Поэтому, согласно ПУЭ [3, п.1.7.57], сопротивление ЗУ (Rз) должно быть не более <img width=«105» height=«25» src=«ref-1_1696888955-382.coolpic» v:shapes="_x0000_i1440">где <img width=«43» height=«25» src=«ref-1_1696889337-126.coolpic» v:shapes="_x0000_i1441">расчётный ток замыкания на землю, А, определяемый по формуле:
<img width=«239» height=«28» src=«ref-1_1696889463-813.coolpic» v:shapes="_x0000_i1442">
где <img width=«99» height=«25» src=«ref-1_1696890276-312.coolpic» v:shapes="_x0000_i1443">номинальное напряжение; <img width=«80» height=«25» src=«ref-1_1696890588-294.coolpic» v:shapes="_x0000_i1444">длина соответственно воздушных и кабельных линий (км), электрически соединённых между собой и отходящих от общих шин.

В нашем случае <img width=«64» height=«25» src=«ref-1_1696890882-297.coolpic» v:shapes="_x0000_i1445">а общая длина воздушных линий 10 кВ, отходящих от ГПП 110/10 кв, составляет:
<img width=«264» height=«25» src=«ref-1_1696891179-848.coolpic» v:shapes="_x0000_i1446">


Тогда: <img width=«439» height=«57» src=«ref-1_1696892027-2230.coolpic» v:shapes="_x0000_i1447">
К ЗУ на ТП 10/0,4 кВ присоединяется и нейтраль трансформатора 10/0,4 кВ. Поэтому, согласно ПУЭ [3, п.1.7.62], сопротивление этих ЗУ должно быть не более 4 Ом. Это сопротивление должно быть обеспечено с учётом использования естественных заземлителей ( в нашем случае их нет), а также заземлителей повторных заземлений нулевого провода ВЛ 0,38 кВ (количество ВЛ не менее двух). При этом сопротивление заземлителя, расположенного в непосредственной близости от нейтрали трансформатора, должно быть не более 30 Ом (при линейном напряжении 380 В). Удельное сопротивление земли ρ более 100 Ом∙м допускает увеличение этих норм в 0,01ρ раз, но не более десятикратного.

Выполним подробный расчёт заземления ТП-2 10/0,4 кВ с четырьмя отходящими линиями. На КЛ и ВЛ (табл.21) число повторных заземлений нулевого провода равно 35, а их общее сопротивление 0,857 Ом. Таким образом, при учёте повторных заземлений обеспечивается величина сопротивления ЗУ<img width=«79» height=«25» src=«ref-1_1696894257-263.coolpic» v:shapes="_x0000_i1448">Однако, как уже отмечалось ранее, в непосредственной близости от нейтрали трансформатора должен находиться заземлитель с сопротивлением не более 30 Ом (при удельном сопротивлении грунта ρ ≤ 100 Ом∙м). Так как<img width=«137» height=«23» src=«ref-1_1696894520-565.coolpic» v:shapes="_x0000_i1449">(<img width=«87» height=«23» src=«ref-1_1696895085-398.coolpic» v:shapes="_x0000_i1450">предельная величина сопротивления ЗУ по величине тока замыкания на землю), то на ТП-2 необходимо выполнить ЗУ с сопротивлением <img width=«112» height=«25» src=«ref-1_1696895483-448.coolpic» v:shapes="_x0000_i1451">

Примем следующие исходные условия для расчёта ЗУ:

Заземляющее устройство выполняется в виде прямоугольного контура из горизонтально проложенной на глубине <metricconverter productid=«1 м» w:st=«on»>1 м круглой стали диаметром <metricconverter productid=«10 мм» w:st=«on»>10 мм и из расположенных по этому контуру вертикальных стержней из угловой стали 40Ч40Ч4 мм длиной ℓВ=4 м, отстоящих друг от друга на одинаковое расстояние а= ℓВ=4 м. Удельное сопротивление грунта [6, П1.10] суглинок ρ = 100 Ом∙м.

Расчётное значение удельного сопротивления грунта находится по формуле: <img width=«85» height=«28» src=«ref-1_1696895931-325.coolpic» v:shapes="_x0000_i1452"> где К–коэффициент сезона[6, табл.49], равный Кв=1,65 для вертикальных заземлителей и Кг=5,4–для горизонтальных заземлителей на глубине <metricconverter productid=«1 м» w:st=«on»>1 м.

Тогда расчётное значение удельного сопротивления грунта составит для вертикальных стержней: <img width=«268» height=«28» src=«ref-1_1696896256-816.coolpic» v:shapes="_x0000_i1453"> для горизонтальных заземлителей: <img width=«263» height=«28» src=«ref-1_1696897072-774.coolpic» v:shapes="_x0000_i1454">

сопротивление одного стержня из угловой стали, верхний конец которого находится на глубине до <metricconverter productid=«1 м» w:st=«on»>1 м, находим по формуле:
<img width=«437» height=«113» src=«ref-1_1696897846-3414.coolpic» v:shapes="_x0000_i1455">
В этом выражении ℓ = ℓВ=4 м – длина стержня, В=0,04 м – ширина полки уголка.

Ориентировочное число вертикальных стержней без учёта их взаимного экранирования по формуле: <img width=«252» height=«28» src=«ref-1_1696901260-850.coolpic» v:shapes="_x0000_i1456">

Однако со стороны входа ТП-2для выравнивания потенциала должны располагаться два вертикальных стержня, причём пройти на территорию ТП можно как с одной стороны, так и с другой. Поэтому принимаем <img width=«45» height=«20» src=«ref-1_1696902110-189.coolpic» v:shapes="_x0000_i1457">

При <img width=«41» height=«20» src=«ref-1_1696902299-185.coolpic» v:shapes="_x0000_i1458">и отношении <img width=«57» height=«20» src=«ref-1_1696902484-258.coolpic» v:shapes="_x0000_i1459">коэффициент использования вертикальных стержней в замкнутом контуре <img width=«68» height=«28» src=«ref-1_1696902742-330.coolpic» v:shapes="_x0000_i1460">[3]. Тогда результирующее сопротивление всех вертикальных стержней с учётом влияния их взаимного экранирования:


<img width=«356» height=«29» src=«ref-1_1696903072-1095.coolpic» v:shapes="_x0000_i1461">
Сопротивление горизонтального заземлителя длиной <img width=«157» height=«25» src=«ref-1_1696904167-437.coolpic» v:shapes="_x0000_i1462"> [3, с.115-116]:
<img width=«489» height=«55» src=«ref-1_1696904604-2218.coolpic» v:shapes="_x0000_i1463">
где <img width=«31» height=«20» src=«ref-1_1696906822-109.coolpic» v:shapes="_x0000_i1464">диаметр заземлителя, м; <img width=«31» height=«25» src=«ref-1_1696906931-109.coolpic» v:shapes="_x0000_i1465">глубина заложения заземлителя, м; <img width=«41» height=«25» src=«ref-1_1696907040-122.coolpic» v:shapes="_x0000_i1466">коэффициент взаимного экранирования горизонтального заземлителя в замкнутом контуре при <img width=«41» height=«20» src=«ref-1_1696902299-185.coolpic» v:shapes="_x0000_i1467">и отношении <img width=«141» height=«25» src=«ref-1_1696907347-494.coolpic» v:shapes="_x0000_i1468">

Тогда с учётом экранирования стержнями результирующее сопротивление заземлителя ТП 10/0,4 кВ определяется по формуле:
<img width=«384» height=«57» src=«ref-1_1696907841-1586.coolpic» v:shapes="_x0000_i1469">
Таким образом, результирующее сопротивление всего ЗУ меньше 20,65 Ом, что и требовалось достичь.

Аналогично выполняется расчёт ЗУ для ТП-1 и ТП-3.


    продолжение
--PAGE_BREAK--