Шифр нагрузки

Наименование объекта

Дневной максимум

Вечерний максимум

cosφ_Д

cosφ_В

Р_Д, кВт

Q_Д, кВар

Р_В,

кВт

Q_В,

кВар

503

Общеобразовательная школа

14

7

20

10

0,85

0, 9

512

Детские ясли сад на 25 мест

4

--

3

--

0,85

0,9

518

Административное здание совхоза.

15

10

8

--

0,85

0,9

526

Клуб со зрительным залом на 300…400 мест

6

3

18

10

0,85

0,9

535

Сельская амбулатория на 3 врачебные должности.

10

3

10

3

0,85

0,9

551

Магазин продовольственный на 4 места.

10

5

10

5

0,85

0,9

561

Баня на 20 мест.

8

5

8

5

0,85

0,9

559

Баня на 5 мест.

3

2

3

2

0,85

0,9

Группа потребителей

Р_р,КВт

Кол-во, групп

K_o

P_д,кВт

P_в,кВт

Группа из 5 домов (Д-5)

3.4

2

0,55

2.8

9.4

Группа из 6 домов (Д-6)

3.4

8

0,53

3.2

10.8

Группа из 7 домов (Д-7)

3.4

3

0,49

3.5

11.7

Потребитель

P_д,

кВт

Q_д,

кВАр

P_в,

кВт

Q_в,

кВАр

^cosj_д

^cosj_в

1

Общеобразовательная школа с мастерскими на 190 учащихся.

14

7

20

10

0,85

0, 9

2

Детские ясли сад

4

--

3

--

0,85

0,9

3

Административное здание совхоза

15

10

8

--

0,85

0,9

4

Клуб со зрительным залом

6

3

18

10

0,85

0,9

5

Сельская амбулатория

10

3

10

3

0,85

0,9

6

Магазин продовольственный

10

5

10

5

0,85

0,9

7

Баня на 20 мест

8

5

8

5

0,85

0,9

8

Баня на 5 мест

3

2

3

2

0,85

0,9

Наименование потребителя

Расчетная мощность, кВт

Координаты нагрузок

P_д

P_в

X

Y

1

Общеобразователь-ная школа

14

20

172

572

2

Детские ясли сад

4

3

164

520

3

Д-4

2,6

6,6

120

620

4

Д-5

3,1

7,8

60

508

5

Д-6

3,5

8,9

272

540

6

Д-6

3,5

8,9

412

540

7

Д-4

2,6

6,6

204

460

8

Д-4

2,6

6,6

328

460

9

Д-4

2,6

6,6

104

448

N

Наименование потребителя

Расчетная мощность, кВт

Координаты нагрузок

P_д

P_в

X

Y

1

Административное здание совхоза

15

8

172

420

2

Клуб со зрительным залом

6

18

280

408

3

амбулатория

10

10

152

364

4

Продовольственный магазин

10

10

272

364

5

Баня на 20 мест

8

8

100

232

6

Баня на 5 мест

3

3

204

232

7

Д-4

2,6

6,6

412

380

8

Д-5

3,1

7,8

100

328

9

Д-6

3,5

8,9

192

312

10

Д-4

2,6

6,6

328

332

11

Д-4

2,6

6,6

328

252

12

Д-5

3,1

7,8

196

180

13

Д-5

3,1

7,8,

328

164

14

Д-5

3,1

7,8,

220

72

15

Д-5

3,1

7,8,

328

72

Участок сети

Расчет максимальной нагрузки

5-6

Р_5-6д = Р_6д =2,6кВт,

Р_5-6в = Р_6в =6,6 кВт,

4-5

Р_4-5д = Р_5-6д+кВт,

Р_4-5= Р_5-6в+== кВт,

3-4

1-2

1-3

1-тп2

№ТП

Участок сети

P_д,кВт

P_в,кВт

сosj_д

сosj_в

S_д,кВА

S_в,кВА

S_эд,кВА

S_эв,кВА

фидер1

ТП1

10-12

3,5

8,9

0,9

0,93

3,8

9,5

2,66

6,65

9-10

5,1

12,9

0,9

0,93

5,6

13,8

3,92

9,66

1-9

7,2

18,4

0,89

0,93

8

19,7

5,6

13,79

6-7

3,1

7,8

0,9

0,93

3,4

8,38

2,38

5,86

6-8

2,6

6,6

0,9

0,93

2,8

7

1,96

4,9

4-6

4,7

11,8

0,9

0,93

5,2

12,6

3,64

8,82

4-5

2,6

6,6

0,9

0,93

2,8

7

1,96

4,9

3-4

6,3

15,8

0,9

0,93

7

16,9

4,9

11,83

2-3

8,8

18,8

0,93

0,91

9,4

20,6

6,58

14,42

1-2

19,4

32

0,9

0,9

21,5

35,5

15,05

24,85

1-ТП

23,9

20,4

0,9

0,92

26,5

22,1

18,55

15,47

ТП2

Фидер2

13-ТП

2,6

6,6

0,9

0,93

2,8

7

1,96

4,9

Фидер1

5-6

2,6

6,6

0,9

0,93

2,8

7

1,96

4,9

4-5

4,2

10,6

0,9

0,93

4,6

11,3

3,22

7,91

3-4

5,8

14,6

0,9

0,93

6,4

15,6

4,48

10,9

1-2

3,1

7,8

0,9

0,93

3,4

8,3

2,38

5,81

1-3

7,7

19,4

0,9

0,93

8,5

20,8

5,95

14,56

1-ТП2

9,6

24,2

0,87

0,92

10,6

26,8

7,42

18,76

фидер2

№ТП

Участок линии

Интервал экономических нагрузок

Марка провода

ТП1

Фидер1

10-12

5,6…26

4А50+А50

9-10

5,6…26

4А50+А50

1-9

5,6…26

4А50+А50

6-7

5,6…26

4А50+А50

6-8

5,6…26

4А50+А50

4-6

5,6…26

4А50+А50

4-5

5,6…26

4А50+А50

3-4

5,6…26

4А50+А50

2-3

5,6…26

4А50+А50

1-2

5,6…26

4А50+А50

1-ТП

5,6…26

4А50+А50

фидер2

13-ТП

5,6…26

4А25+А25

ТП2

Фидер1

5-6

5,6…26

4А70+А70

4-5

5,6…26

4А70+А70

3-4

5,6…26

4А70+А70

1-2

5,6…26

4А70+А70

1-3

5,6…26

4А70+А70

1-ТП2

5,6…26

4А70+А70

фидер2

7-тп2

5,6…26

4А50+А25

фидер3

16-15

5,6…26

4А70+А70

15-14

5,6…26

4А70+А70

14-13

5,6…26

4А70+А70

13-12

5,6…26

4А70+А70

12-9

5,6…26

4А70+А70

10-11

5,6…26

4А70+А70

9-10

5,6…26

4А70+А70

8-9

5,6…26

4А70+А70

8-тп2

5,6…26

4А70+А70

№

ТП

Участок

L

км

Р_д

кВт

Р_в

кВт

сosφ_д

сosφ_в

S_д

кВА

S_в

кВА

марка и сечение провода

∆U_д

В

∆U_в

В

∆U_д

%

∆U_в

%

10-12

0,1

3,5

8,9

0,9

0,93

3,8

9,5

4А50+А50

0,66

1,62

0,17

0,43

9-10

0,032

5,1

12,9

0,9

0,93

5,6

13,8

4А50+А50

0,31

0,75

0,08

0,2

1-9

0,08

7,2

18,4

0,89

0,93

8

19,7

4А50+А50

1,1

2,69

0,29

0,71

6-7

0,1

3,1

7,8

0,9

0,93

3,4

8,38

4А50+А50

0,59

1,42

0,15

0,37

6-8

0,04

2,6

6,6

0,9

0,93

2,8

7

4А50+А50

0,2

0,48

0,05

0,13

4-6

0,032

4,7

11,8

0,9

0,93

5,2

12,6

4А50+А50

0,28

0,69

0,07

0,18

4-5

0,1

2,6

6,6

0,9

0,93

2,8

7

4А50+А50

0,49

1,2

0,13

0,32

3-4

0,04

6,3

15,8

0,9

0,93

7

16,9

4А50+А50

0,48

1,15

0,13

0,3

2-3

0,016

8,8

18,8

0,93

0,91

9,4

20,6

4А50+А50

0,26

0,56

0,07

0,15

1-2

0,032

19,4

32

0,9

0,9

21,5

35,5

4А50+А50

1,18

1,94

0,31

0,51

1-ТП

0,064

23,9

20,4

0,9

0,92

26,5

22,1

4А50+А50

2,90

2,41

0,76

0,64

Фидер2

13-тп1

0,056

2,6

6,6

0,9

0,92

2,89

7,1

4А25+А25

0,5

1,23

0,13

0,32

2

Фидер1

Производим расчёт потерь напряжения в конце самого протяженного участка, Таким является участок 16-8 ТП2 фидера3.

D =3,7%

DU_26-0в =3,92 %

Проверяем соблюдаются ли условия:

DU_доп% ³ DU_26-0,

где DU_доп – потеря напряжения в сети 0,38 кВ, DU_доп = 4 %.

Так как условие 4>3,7; 4>3,92 ; выполняется, делаем вывод, что сечения и марки проводов выбраны верно.

7. Электрический расчет сети 10кВ

Электрический расчет сети 10кВ производится с целью выбора сечения и марки проводов линии, питающей ТП, а также проверки качества напряжения у потребителя. При расчете пользуемся методом расчета электрических сетей по экономическим интервалам нагрузок, изложенным в пункте 3.2 [1].

Рисунок 7.1. Схема сети 10кВ

7.1 Определение расчетных нагрузок

Расчетные максимальные нагрузки (отдельно – дневные и вечерние) участков сети определяются по сумме расчетных мощностей населенных пунктов, расположенных за этим участком, по следующей формуле:

P_р = P_наиб. + SDР, (7.1)

где Р_р – расчетное значение максимальной мощность, кВт; Р_наиб. – наибольшее значение мощности, кВт; SDР – сумма надбавок, кВт.

Пользуясь расчетной схемой высоковольтной сети (рисунок 7.1) определяем максимальные нагрузки.

7.2 Определение средневзвешенного коэффициента мощности

Далее рассчитываем средневзвешенный коэффициент мощности по следующей формуле:

(7.2)

Где Pi – расчетная мощность i – го потребителя, кВт;

cosj_i - коэффициент мощности i – го потребителя, определяется по номограмме 15,2 [3] в зависимости от соотношения Р_п/Р₀. Значения cosj_i сведены в таблицу 6.1.

Таблица 7.1 Значения cosj для всех участков линии.

7.3 Определение полных мощностей на участках сети

Далее, определяем полную расчетную мощность на всех участках сети, кВА по следующей формуле:

(7.3)

где Р_р – расчетная мощность на участке, кВт;

cosj - коэффициент мощности.

Участок сети 9-8:

кВА,

Аналогичным образом определяем полную мощность на других участках сети. Полученные значения сводим в таблицу 7.2.

7.4 Определение эквивалентной мощности

Затем определяем эквивалентную нагрузку по следующей формуле:

(7.4)

Где S_р – расчетная мощность на участке, кВА;

K_д – коэффициент, учитывающий динамику роста нагрузок. Принимаем для вновь сооруженных сетей K_д = 0.7 [1].Получаем:

Участок сети 8-7:

Аналогичным образом определяем эквивалентную мощность на других участках сети. Полученные значения сводим в таблицу 7.2.

Таблица 7.2 Результаты расчетов полной и эквивалентной мощностей

7.5 Предварительное определение сечения проводов на участках линии

В целях удобства монтажа и эксплуатации ВЛ рекомендуется применять не более 3 – 4 сечений. Толщина слоя гололеда b = 5 мм. Т.к. рассчитываемая линия – 10кВ, то повторяемость – 1 раз в 10 лет [3]. Район по гололеду – I [3]. Для выбора сечения проводов используем приложение 33 [3]. Подбираем:

Участок 9-8:

Интервал экономических нагрузок (Приложение 33 [3]): 80…225 кВА.

Выбираем провод АС35 (т.к. по минимально допустимой прочности сечение для ВЛ 10кВ – АС35). Аналогичным образом предварительно подбираем сечения проводов для других участков. Результаты сводим в таблицу 7.3.

Таблица 7.3 Предварительное определение сечения проводов на участках линии

7.6 Определение потерь напряжения на участках линии

Потеря напряжения на участке сети определяется по следующей формуле:

(7.5)

где S_p – расчетная мощность участка сети, кВА;

l – длина участка, км;

U_н – номинальное напряжение на участке, кВ;

r₀, x₀ – соответственно, удельные активное и индуктивное сопротивления провода, Ом/км, принимаются по таблице приложений 1 и 15 для среднегеометрического расстояния между проводами 1000мм;

Потеря напряжения на участке сети в процентах определяется по следующей формуле:

(7.6)

Участок 8-7:

Аналогичным образом рассчитываем потери напряжения на остальных участках линии. Результаты расчетов сводим в таблицу 7.4.

Падения напряжения проверяем до населенного пункта Забелишины. В нашем случае этим участком является ИП-6 . Падение напряжение для этого участка будет определяется следующим образом:

Получаем:

%

Проверяем условие DU_доп ,

Где DU_доп – потеря напряжения в сети 10 кВ (таблица 3.2), DU_доп = 6 %.

Так как условие 6 > 4,75 и 6>5,89выполняется, делаем вывод, что сечения и марки проводов выбраны верно.

Таблица 6.4

8. Определение потерь электрической энергии

8.1 Определение потерь электрической энергии в сетях 0.38кВ

Потери электрической энергии определяются по следующей формуле:

(8.1)

Где r₀ – удельное электрическое сопротивление проводов, Ом/км;

l – длина участка, км;

I_max – максимальное значение тока на участке, А:

(8.2)

t - время максимальных потерь, ч.

Время максимальных потерь зависит от времени использования максимальной нагрузки T для сельскохозяйственных потребителей (определяется по таблице 3,8 [3]). Из задания: при годовом потреблении электрической энергии W =1350 кВт^.ч – T = 1300 ч. По графику 5.5 [3] определяем t = 565 ч. ТП2 (Фидер 1) Участок 10-12:

Аналогичным образом рассчитываем потери электрической энергии на других участках линии. Полученные данные сводим в таблицы 8.1 и 8,2.

8.2 Определение годовых потерь электрической энергии в трансформаторе

Потери электроэнергии в трансформаторе определяются по следующей формуле:

(8.3)

где DP_м.н – потери в обмотках трансформатора при номинальном токе нагрузки, кВт;

S_max – максимальная полная нагрузка трансформатора, кВА;

t - время максимальных потерь трансформатора, ч;

DP_х.х. – потери холостого хода трансформатора, кВт;

8760 – число часов в году.

Получаем:

8.3 Определение общих потерь.

Общие потери определяются по следующей формуле:

(8.4)

где DW_тр – потери в трансформаторе, кВт^.ч;

SDW_тр – потери в фидерах, кВт^.ч;

Получаем:

Таблица 8.1 Потери электрической энергии в линии 0.38кВ для ТП 1.

Таблица 8.2 Потери электрической энергии в линии 0.38кВ для ТП 2.

27,74

15-14

28,26

0,1

4А70+70

0,86

236,29

14-13

37,74

0,12

4А70+70

0,93

505,7

13-12

31,08

0,096

4А70+70

0,93

274,37

12-9

38,3

0,06

4А70+70

0,88

260,41

10-11

9,57

0,064

4А70+70

0,93

9,45

9-10

12,16

0,032

4А70+70

0,88

10,22

8-9

45,68

0,024

4А70+70

0,88

148,17

8-ТП2

49,78

0,06

4А70+70

0,9

439,92

Итого

Номер участка

Длина участка ℓуч, км

Расчётная дневная нагрузка Рр.д., кВт

Расчётная вечерняя нагрузка Рр.в., кВт

cosφд

cosφв

Полная мощность Sуч.д., кВА

Полная мощность Sуч.в., кВА

Марка и сечение проводов

Активное сопротив-ление проводов ro, Ом/км

Время максимальных потерь tд, ч

Потеря энергии на участке ∆Wд, кВт·ч

Время максимальных потерь tв, ч

Потеря энергии на участке ∆Wв, кВт·ч

8-7

5

30

50

0,84

0,81

35,7

61,7

3АС35

0,773

1037

51,12

1037

152,72

7-6

4

94

116,5

0,86

0,83

109,3

140,3

3АС35

0,773

1430

528,24

1727

1052,03

6-3

6,6

131,4

406,5

0,92

0,92

142,8

441,8

3АС120

0,245

1727

569,66

1886

5953,84

5-4

6,4

210

100

0,84

0,81

250

123,4

3АС35

0,773

1727

5339,88

1430

1078,26

10-9

2,6

50

80

0,86

0,83

58,1

96,3

3АС35

0,773

1037

70,45

1430

267

9-4

9. Конструктивное выполнение линий и ТП

Распределительные сети 10кВ выполняют 3-х проводными с изолированной нейтралью.

ВЛ 10кВ выполняют на железобетонных опорах.

Трасса линии 10кВ должна проходить вдоль железных дорого, проезжих дорог, полезащитных полос, по границам полей, оросительных и осушительных каналов, иметь по возможность наименьшую длину и занимать минимальную площадь пахотных земель.

Для ВЛ 10кВ, в данном проекте, принимаем фарфоровые изоляторы ШФ–10Г, так как по своим показателям они лучше стеклянных, в частности, выдерживаемое напряжение с частотой 50Гц, выдерживаемое импульсное напряжение, по нормативной механической прочности они более приспособлены для работы на открытом воздухе.

Для крепления изоляторов на промежуточных опорах, на металлических траверсах применяют штыри типа Ш–12 и ШУ–21, ШУ–22 для промежуточных, анкерных, угловых и концевых опор.

Устанавливаем следующие типы опор:

• промежуточные: П10 – 35;

• концевые: К20 – 1Б.

Низковольтные линии для питания сельскохозяйственных потребителей U = 220/380В выполняются пятипроводными с глухозаземленной нейтралью.

ВЛ 0.38кВ выполняются на железобетонных опорах с расстоянием между опорами не более 50м. Расстояние между проводами в пролете не менее 400мм.

Трассу ВЛ 0.38 кВ нужно прокладывать по одной стороне улицы. Можно не соблюдать это условие, в целях уменьшения количества опор, длины ВЛ, трудности монтажа.

Устанавливаем следующие типы опор:

• промежуточные: П1;

• концевые: К1;

• ответви тельные: О1;

• угловые промежуточные: УП1;

• перекрестные промежуточные: ПК1.

В качестве ТП используется КТП, однотрансформаторная с трехфазным двухобмоточным трансформатором типа ТМ.

На КТП применяются следующих электрические аппараты:

• разъединитель с заземляющим потоком (устанавливается на концевой опоре 10кВ);

• вентильный разрядник (для защиты электрооборудования от атмосферных перенапряжений);

• предохранители;

Предохранители устанавливают во вводном устройстве ВН, обеспечивающего защиту трансформатора от многофазных коротких замыканий. Предохранители соединены соответственно с проходными изоляторами и силовым трансформатором.

10. Расчет токов короткого замыкания

1. Составляем расчетную схему

Расчет ведем в относительных единицах

2. Задаемся базисными значениями

S_Б=100 МВА; U_БВ=1,05 ; U_Н=10,5 кВ; U_БН=0,4 кВ.

3. Составляем схему замещения

4. Определяем относительные базисные сопротивления

Система:

Определяем сопротивление линии 10 кВ

• индуктивное

активное

Трансформатор:

т.к его величина очень мала

ВЛ – 0,4 кВ:

5. Определяем результирующее сопротивление до точки К₁

6. Определяем базисный ток в точке К₁

7. Определяем токи и мощность к.з. в точке К₁

К_У=1,2 для ВЛ – 10 кВ. ([3] стр. 182)

8. Определяем результирующее сопротивление до точки К₂

9. Определяем базисный ток в точке К₁

10. Определяем токи и мощность к.з. в точке К₂

К_У=1 для ВЛ – 10 кВ.([3] стр. 182)

11. Определяем результирующее сопротивление до точки К₃

12. Определяем базисный ток в точке К₁

13. Определяем токи и мощность к.з. в точке К₁

К_У=1 для ВЛ – 10 кВ. ([3] стр. 182)

14. Однофазный ток к.з. определяем в именованных единицах

где

полное сопротивление петли.

Z_T – сопротивление трансформатора току однофазного к.з., Ом

Результаты расчетов сводим в таблицу

Таблица 10.1 Результаты расчета токов к.з.

11. Выбор аппаратуры подстанции

После выбора типа и мощности ТП, расчета токов короткого замыкания производим выбор оборудования ТП.

Для обеспечения надежной работы электрические аппараты должны быть выбраны по условиям максимального рабочего режима и проверены по режиму токов короткого замыкания.

Составляем схему электрических соединений подстанции (Рисунок 11.1), на которой оказываем все основные электрические аппараты. Расчет сводится к сравнению каталожных величин аппаратов с расчетными.

Рисунок 11.1

В соответствии с ПУЭ электрические аппараты выбирабт по следующим параметрам:

1. Разъединители выбирают по:

• номинальному напряжению: U_н >= U_н.уст.;

• конструкции и роду уставок;

• номинальному току: I_н >= I_р.макс.;

• условию динамической устойчивости: i⁽³⁾_макс. >= i⁽³⁾_у;

• условию термической устойчивости: I_t^.t >= I⁽³⁾_к^.t_ф.

2. Плавкие предохранители выбирают по:

• номинальному напряжению: U_н >= U_н.уст.;

• номинальному току плавкой вставки;

• роду установки;

• предельному отключающему току: I_откл. >= I⁽³⁾_к.

3. ОПН выбирают по:

• номинальному напряжению: U_н >= U_н.уст.;

• защитным характеристикам.

4. Автоматические выключатели выбирают по:

• номинальному напряжению: U_н.авт. >= U_н.уст.;

• номинальному току: I_н.авт. >= I_р.макс.;

• проверке на динамическую устойчивость: I_{пред.авт.} >= i⁽³⁾_у;

Таким образом для выбора электрической аппаратуры на необходимо рассчитать следующие параметры:

• максимальный рабочий ток определяется по следующей формуле:

(11.1)

Где S_н.тр. – номинальная мощность трансформатора, кВА;

U_н – номинальное напряжение трансформатора, кА;

Получаем:

• фиктивное время отключения определяется следующим образом:

(11.2)

Где t_защ. – выдержка времени защиты на питающей стороне линии 10кВ, принимаем для МТЗ t_защ. = 1.2c;

t_в. – собственное время отключения выключателя, принимаем t_в. = 0.2с.

Получаем:

• рабочий ток определяется следующим образом:

(11.3)

Где P – активная мощность фидера, P = 201000Вт;

U_н – номинальное напряжение, U_н = 380В;

cosj - коэффициент мощности на этом фидере, cosj = 0.0,89.

Получаем:

Далее, используя полученные значения, производим выбор аппаратуры. Результаты выбора сводим в таблицы.

Таблица 11.1 Выбор разъединителя

Принимаем к установке:

• разъединитель РВЗ 10/400УЗ ;

Таблица 11.2 Выбор предохранителя

Принимаем к установке:

• предохранитель типа ПКТ 105-12-80-20ТЗ.

Таблица 11.3 Выбор ОПН

Принимаем к установке на КТП:

• на стороне ВН –ОПН-110У11;

Таблица 11.4 Выбор автоматического выключателя

Принимаем к установке для КТП:

- автоматический выключательА3710Б.

12. Защита от перенапряжений и заземление

12.1 Защита от перенапряжений

Большая протяженность сельских линий повышает вероятность атмосферных перенапряжений в них в грозовой сезон и служит основной причиной аварийных отключений.

Трансформаторные подстанции 10/0.38кВ не защищаются молниеотводами. Для защиты ТП от перенапряжений применяют вентильные и трубчатые разрядники на 10кВ [3].

Для тупиковых ТП на вводе устанавливают вентильные разрядники FU. На ВЛ в соответствии с ПУЭ, в зависимости от грозовой активности устанавливается защитное заземление (в условиях РБ через 2 на третей опоре или через 120м), Сопротивление заземления – не более 30 Ом.

На линях с железобетонными опорами крюки, штыри фазных проводов и арматуру соединяют с заземлением.

Защита оборудования ТП со стороны ВН осуществляется вентильными разрядниками РВП-10, со стороны НН – РВН-0.5.

12.2 Заземление

Согласно ПУЭ, расстояние между грозозащитным заземлением на ВЛ – 0.38кВ должно быть не более 120м. Заземление устанавливается на опорах ответвлений в здания, где может находиться большое количество людей, и на расстоянии не менее 50м от конечных опор. Диаметр заземляющего провода не менее 6мм, а сопротивление одиночного заземлителя – не более 30 Ом. Повторное заземление рабочего проводника должно быть на концах ВЛ или ответвлениях от них длиной более 200м, на вводах в здание, оборудование которых подлежит занулению.

Сопротивление заземления ТП не должно превышать 4 Ом, с учетом всех повторных, грозозащитных и естественных заземлений.

12.3 Расчет заземления ВЛ 0.38кВ и контура КТП.

1. Определение расчетного сопротивления грунта для стержневых электродов.

Расчетное сопротивление грунта для стержневых электродов определяется по следующей формуле:

(12.1)

где K_c – коэффициент сезонности (таблица 27.2 [6]), принимаем K_c = 1.15;

K₁ – коэффициент учитывающий состояние земли во время измерения (таблица 27.3 [6]), принимаем K_c = 1;

r_изм. – удельное сопротивление грунта, Ом/м;

Получаем:

2. Расчет сопротивления вертикального заземлителя из круглой стали.

Сопротивление вертикального заземлителя из круглой стали определяется по следующей формуле:

(12.2)

Где l – длина заземлителя, принимаем, l = 5м;

d – диаметр заземлителя, принимаем d = 12мм;

h_ср – глубина заложения стержня, т.е. расстояние от поверхности земли до середины стержная: h_ср = l/2 + h’ = 2.5 + 0.8 = 3.3м;

h’ – глубина заглубления электрода, принимаем h’ = 0.8м;

Получаем:

3. Сопротивление повторного заземлителя

При r >= 100 Ом^.м сопротивление повторного заземлителя определяется по следующей формуле:

(12.3)

Получаем:

Общее сопротивление всех повторных заземлителей

Определим сопротивление искусственного заземлителя

1. Определяем теоретическое число стержней

Принимаем 2 стержня и располагаем их через 5 м друг от друга.

2. Сопротивление полосы связи

3. Определяем действительное число стержней

Принимаем 2 стержня

4. Действительное сопротивление искусственного заземления

4. Сопротивление заземляющих устройств с учетом повторных заземлений нулевого провода

Заземление выполнено правильно.

4. Расчет общего сопротивления всех повторных заземлителей.

Общее сопротивление всех повторных заземлителей определяется следующим образом:

13. Защита отходящих линий 0.38кВ

Основные аппараты защиты сетей 0.38кВ от коротких замыканий – плавкие предохранители и автоматические выключатели. Учитывая, что сеть 0.38кВ работает с глухозаземленной нейтралью, защиту от коротких замыканий следует выполнять в трехфазном исполнении, предохранители или расцепители автоматов устанавливать в каждой фазе. При наличии максимального расцепителя автомата в нулевом проводе он должен действовать на отключение всех трех фаз, и в этом случае допускается устанавливать два расцепителя для защиты от междуфазных коротких замыканий. В качестве устройств защиты от перегрузок используют те же аппараты, однако тепловой расцепитель автоматического выключателя действует более надежно и четко, чем предохранитель.

На вводах в трансформаторов 0.38кВ и отходящих от от КТП 10/0.38кВ линиях наибольшее применение получили автоматические выключатели типов АП50 (на ЗТП мощностью 25 …40кВА), А3100 (сняты с производства) и А3700. В ряде случаев используются блоки "предохранитель-выключатель" типа БПВ-31 … 34 с предохранителями типа ПР2. Применяемые на ЗТП автоматы АП50 2МТ30 имеют два электромагнитных и три тепловых расцепителя, а также расцепитель в нулевом проводе на ток, равный номинальному току теплового расчепителя. Автоматы А3124 … А3144 и А3700ФУЗ имеют по три электромагнитных и тепловых расцепителя, а также независимый расцепитель с обмоткой напряжения. Для защиты от однофазных замыканий в нулевом проводе устанавливают реле тока РЭ571Т, действующее на независимый расцепитель.

Для ЗТП 10/0.38кВ, оснащенных автоматическими выключателями типа А3100, А3700 и АЕ20, имеющих независимый расцепитель, разработана и выпускается промышленностью полупроводниковая защита типа ЗТИ-0.4. Защита представляет собой приставку к автомату, размещаемую под ним в низковольтном шкафу КТП. Конструктивно она выполнена в фенопластовом корпусе.

ЗТИ предназначено для защиты трехфазных четырехпроводных воздушных линий 0.38кВ с глухозаземленной нейтралью и повторными заземлениями нулевого провода от междуфазных и однофазных коротких замыканий, а также замыканий фаз на землю. Для подключения к линии ЗТИ имеет четыре токовых входа, через которые пропускаю три фазных и нулевой провода линии.

^{Литература}

1. Методические указания к выполнению курсового проекта по дисциплине "Электроснабжение сельского хозяйства", - Мн., 1985.

2. Методические указания по расчету электрических нагрузок в сетях 0.38 … 10кВ сельскохозяйственного назначения, - Мн., 1984.

3. Будзко И.А., Зуль Н.М. "Электроснабжение сельского хозяйства", - М.: Агропромиздат, 1984.

4. Нормы технологического проектирования (НТП – 85).

5. Каганов Т.П. "Курсовое и дипломное проектирование", - М: Колос, 1980.

6. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. "Электрическая часть электростанций и подстанций", - М.: Энергоатомиздат, 1989.

7. Справочник по строительству электрических сетей 0.38 – 35кВ. - М.: Энергоиздат, 1982.

8. Справочник по проектированию электрических сетей в сельской местности. - М.: Энергия, 1990.