Расчёт токов короткого замыкания.

 

Токи КЗ необходимы для проверки электрооборудования на термическую и динамическую устойчивость, а также для расчета релейной защиты ВЛ 10кв.

За базисную мощность принимаем Sб = 100 МВА. (Согласно рекомендаций ПУЭ).

Мощность КЗ источника питания Sк = 27 МВА на шинах РУ-10кв ТП 35/10кв.

В проектируемой линии 10 кВ. наиболее электрически удалённой от источника питания является точка 8. Наиболее мощный ближайший трансформатор расположен в точке 2.

 

2.2.1 Составляем расчётную схему и схему замещения.

 

 

35/10 кВ

Ан 70 L1 = 7 км. Ан 70 L2= 26 км К3

 

Sк = 27 МВА К

 

S = 400 кВА

 

К2 Расчётная схема.

 

Ток или мощность короткого замыкания в центре питания берётся по данным энергоснабженческого предприятия. В данном случае мощность короткого замыкания на линиях 10 кВ. подстанций 35/10 кВ. равна Sк = 27 МВА.

 

 

Система x/3.7 Rл₁/2,7 Xл₁/2,4 Rл₂/10,1 Xл₂/8,9

 

 

К К1 К3

 

Rт/3,4

 

 

Xт/10,6

 

Схема замещения. К2

 

2.2.2 Определяем сопротивление в относительных единицах все элементы схемы замещения.

Сопротивление системы.

Xс = Sб/Sк = 100/27 = 3,7

Активное сопротивление первого участка линии.

Rл₁ = Rо*L1*Sб/U² = 0.43*7*100/10,5² = 2,7

Индуктивное сопротивление первого участка линии.

Xл₁ = Xо*L1*Sб/U² = 0.38*7*100/10,5² = 2,4

 

 

 

Где Rо и Xо- удельное сопротивление проводов, взяты из таблицы в учебнике.

Аналогично определяем сопротивление двух других участков линии.

Rл₂ = 10,1

Xл₂ = 8,9

Активное сопротивление трансформатора.

Rт = êPк*Sб/Sт² = 5,5*100*10^-3/0,4² = 3,4

Индуктивное сопротивление трансформатора.

Xт = Sб/S* Ö(Uк/100) ²-(êPк/Sт) ² = 10,6

Где êPк и Uк- потери мощности и напряжения короткого замыкания (взяты из таблицы)

êPк = 5,5 кВт. Uк = 4,5%

 

 

2.2.3. Определяем результирующее сопротивление до точек короткого замыкания:

До точки К1.

Rрез₁ = Rл₁ = 2,7

Xрез₁ = Xc + Xл₁ = 3,7+2,4 = 6,1

Zрез₁ = Ö Rрез₁² + Xрез₁² = 6,7

Аналогично определяем результирующее сопротивление до точек К2 и К3.

Rрез₂ = 6,1 Rрез₃ = 12,8

Xрез₂ = 16,7 Xрез₃ = 15

Zрез₂ = 17,7 Zрез₃ = 19,7

 

 

2.2.4 Определяем базисные в точках короткого замыкания.

 

I_б1 = Sб/Ö3*U1 = 100/1,73*10,5 = 5,5 А.

I_б2 = 100/1,73*0,4 = 144,5 А.

I_б3 = I_б1 = 5,5 А.

 

2.2.5 Определяем действующее значение токов трёхфазного короткого замыкания в точках К1, К2, К3:

I_к1⁽³⁾ = I_б1/ Zрез₁ = 5,5/6,7 = 0,8 А.

I_к2⁽³⁾ = I_б2/ Zрез₂ = 144,5/17,7 = 8,2 А.

I_к3⁽³⁾ = I_б3/ Zрез₃ =55/19,7 = 0,3 А.

Двухфазное значение токов короткого замыкания.

I_к1⁽²⁾ = 0,87* I_к1⁽³⁾ = 0,87*0,8 = 0,69 кА.

I_к2⁽²⁾ = 0,87*8,7 = 7,6 кА.

I_к3⁽²⁾ =0,87*0,3 = 0,26 кА.

2.2.6.Ударный ток короткого замыкания.

 

Iу₁ = Ö2*Ку* I_к1⁽³⁾ = 1,41*1*0,8 = 1,13 кА.

Iу₂ = 1,41*1*8,2 = 11,6 кА.

Iу₃ = 1,41*1*0,3 = 0,42 кА.

На шинах 10 кВ. подстанции 35/10 кв.

I_к⁽³⁾ = 27/1,73*10,5 = 1,48 кА.

Iу = Ö2*Ку* I_к⁽³⁾ = 1,41*1*1,48 = 2,09 кА.

I_к⁽²⁾ = 0,87* I_к⁽³⁾ = 0,87*1,48 = 1,28 кА.

 

2. 3.Выбор коммутационной аппаратуры для проектируемой ВЛ 10 кВ.

Выбор аппаратуры для ВЛ 10 кв сводим в таблицу:

 

Таблица 2.4.

 

Расчётные данные

Каталожные параметры аппаратов.

Выключатель ВМП- 10- 630 Uн = 10 кВ. Iр = 52,1 А. Iк(3) = 1,48 кА. Iу = 2,09 кА. [Iк(3)]2* tпр = 1,482*1,7 = 3,72 кА2с. Разъединитель РВ- 10/400 Uн = 10 кВ. Iр = 52,1 А. Iк(3) = 1,48 кА. Iу = 2,09 кА. [Iк(3)]2* tпр = 1,482*1,7 = 3,72 кА2с. Разъединитель РЛИД- 1- 10/200 Uн = 10 кВ. Iр = 52,1 А. Iк(3) = 1,48 кА. Iу = 2,09 кА. [Iк(3)]2* tпр = 1,482*1,7 = 3,72 кА2с. Транс- тор тока ТПЛ- 10- 0,5/Р- 75/5 Uн = 10 кВ. Iр = 52,1 А. Iк(3) = 1,48 кА. Iу = 2,09 кА. [Iк(3)]2* tпр = 1,482*1,7 = 3,72 кА2с. Предохранитель ПК 10/50 Uн = 10 кВ. Iр = 23 А. Iк1(3) = 0,8 кА.

Uн = 10 кВ. Iн = 630 А. Iокл = 20 кА. Iмакс = 52 кА. It2*t = 302*I = 900 кА2c.   Uн = 10 кВ. Iн = 400 А. Iмакс = 50 кА. It2*t = 162*4 = 1024 кА2с.     Uн = 10 кВ. Iн = 200 А. Iмакс = 15 кА. It2*t = 52*10 = 250 кА2с.   Uн = 10 кВ. Iн = 75 А. К*Ö2*Iн1 = 250*Ö2*75*10-3 = 26,43 кА. (К1*Iн1)2* t = (90*75*10-3)2 = 45,56 кА2с.   Uн = 10 кВ. Iн = 50 А. Iоткл = 16,5 А.

 

Принимаем аппаратуру с минимальными параметрами по токам. А затем сравниваем их с расчётными данными.

 

2.3.1 Определяем максимальный рабочий ток линии.

Iр = Sд/Ö3*Uн = 902,2/1,73*10 = 52,1 А.

Где Sд- максимальная расчётная мощность в начале линии приведённая в табл. 2.3. Токи короткого замыкания рассчитаны в пункте 2.2

Uн – Номинальное напряжение ВЛ10 кв.

 

2.3.2 Выбираем оборудование для ВЛ 10кв

 

Линия оборудована максимальной токовой защитой с выдержкой времени t₃ = 1,5 с, тогда приведённое время короткого замыкания составляет:

t_пр = t₃+ t_в = 1,5+0,2 = 1,7 с.

t_{в –} Время отключения выключателя ВМП – 10 - 630

Принимаем вначале линии масляный выключатель ВМП- 10- 630 разъединитель внутренней установки РВ- 10/400, разъединитель наружной установки РЛНД- 1- 10/200 и трансформатор тока ТПЛ- 10- 0,5/Р- 75/5, что соответствует рабочему току 52,1 А. (Л3 стр. 191-215)

На трансформаторных подстанциях 10/0,4 кВ. со стороны 10 кВ. принимаем предохранитель ПК-10. У ближайшего трансформатора мощностью 400 кВА. с номинальным током 23 А. Приняты предохранители ПК-10 на номинальный ток патрона 50 А. С плавкими вставками на ток 50А.

Проверяем соответствие расчётных данных с каталожными принятой аппаратуры, Результаты проверки приведены в табл. 2.4 (Л3 стр. 191 – 215)

 

2.4 Защита линии 10 кВ. от токов короткого замыкания.

2.4.1 Защита линии от токов КЗ

Защиту линии 10 кВ. от короткого замыкания выполняем на реле прямого действия РТВ и РТМ включенных в трансформаторы тока по схеме неполной звезды. Коэффициент схемы Ксх = 1.

Трансформаторы тока приняты в пункте 9 ТПЛ- 10- 0,5/Р- 75/5.

Коэффициент трансформации трансформатора тока:

Кт.т = I₁/I₂ = 75/5 = 15

Схема включения защиты линии 10 кВ. и предохранителя ближайшей мощной подстанции 10/0,4 кА. показана на рис. 6,3.

 

Рис. 6,3

 

10 кВ. КА1(РТВ) КА2(РТМ)

 

 

ТА

 

 

F T 10/0.4 кВ.

 

 

Определяем минимальные значения тока срабатывания защиты с выдержкой времени на реле РТВ.

Iс.з.₁ <= К₂*Iр.макс. = 2*52,1 = 104,2 А.

 

Где К₂- коэффициент учитывающий надёжность срабатывания линии. Iр.макс.– максимальный рабочий ток линии 10 кВ.

Iр.макс – Максимальный рабочий ток ВЛ 10кв, вычисленный в разделе 2.3

Максимальное значение тока срабатывания защиты с выдержкой времени.

Iс.з.₂ <= I_к3⁽²⁾ /К_ч = 0,26/1,5 = 0,17 кА. = 170 А.

Где I_к3⁽²⁾ – минимальное значение тока короткого замыкания в конце лин6ии. К_ч – коэффициент чувствительности. Л3 стр 216 -238

 

Принимаем среднее между минимальным и максимальным значением тока срабатывания защиты.

Iс.з. = 137 А.

Ток срабатывания реле:

Iср = Iс.з.*Ксх/Кт.т = 137*1/15 = 9,1 А.

Принимаем реле типа РТВ- 1, на каталожный ток срабатывания Iу = 10 А.

 

Уточнённое значение тока срабатывания защиты

Iс.з.¹ = Кт.т*Iу = 15*10 = 150 А.

Коэффициент чувствительности:

К_ч¹ = I_к3⁽²⁾ / Iс.з.¹ = 260/150 = 1,7 > 1,5

 

Проверяем возможность установки минимальной выдержки времени на реле.

Если условие: Iс.з.¹ >= 0,25*å_n-1ⁿ*Sуст. Не соблюдается, то выдержка времени должна быть не менее t = 0,5 с.

Где å_n-1ⁿ*Sуст.– суммарная установленная мощность трансформаторов на линии, равна 1366 кВА.

Iс.з.¹ = 225< 0,25*1366 = 341,5 А.

То выдержка времени должна быть не менее 0,5 с.

Принимаем односекционную характеристику реле. Ступень селективности для реле РТВ должна быть не менее êt = 1 с.

Рассчитываем максимальную токовую защиту без выдержки времени (отсечку) на реле РТМ.

Ток срабатывания отсечки принимается по большему значению из следующих условий:

I_с.о.1 >= Кн* I_к3⁽³⁾ =1,5*0,26 = 0,39 кА. = 390 А.

I_с.о.2 >= 0,25*å_n-1ⁿ*Sуст. = 0,25*1366 = 341,5 А.

Где Кн - коэффициент надёжности.

Принимаем I_с.о. = 390 А.

Целесообразность применения защиты без выдержки времени проверяем по условию:

I_с.о. <= I_к⁽²⁾ /1,8

Где I_к⁽²⁾ – минимальное значение тока короткого замыкания в начале линии.

1,28/1,8 = 0,711 кА. = 711 А. > 390 А.

Условия выполняются, поэтому отсечка целесообразна.

Определяем ток срабатывания реле РТМ.

Iср.о >= I_с.о.*Ксх/Кт.т = 390*1/15 = 26 А.

Этому условию удовлетворяет реле РТМ – 3 с уставкой Iус = 60 А.

Таблица №

Тип реле и привода	РТВ1. РТМ1	РТВ2, РТМ2	РТВ3, РТМ3	РТВ4, РТМ4	РТВ5	РТВ6
РТВ с ПП-61 иПП-67	5;6;7,5	5;10;12; 15;17,5	20;25; 30;35.	-	5;6;7,5;10 12;15;17,5	20;25; 30;35
РТВ с ППМ-10 и ВММ-10	-	-	-	5;6;7;8; 9.	11;12;14; 16;18;20.	20;22;24; 27;30;35
РТМс ПП61и ПП67	5;7,5;10;	10;15;20;25	30;40; 50; 60.	75; 100 125;150	-	-

 

 

3 Мероприятия по техники безопасности при обслуживании ВЛ 10 кВ.

 

1. Назначение руководителя работ.

Руководитель работ должен назначаться при работах на ВЛ выше 1000 В.

- с применением грузоподъёмных машин и механизмов в охранной зоне ВЛ;

- по установке и демонтажу опор всех типов;

- в местах пересечения с другими ВЛ и транспортными магистралями;

- по подключению вновь сооружённых ВЛ;

- по изменению схемы присоединения проводов и тросов;

- на отключённой цепи многоцепной ВЛ с расположением цепей одна над другой или числом цепей более двух, когда одна или все остальные цепи остаются под напряжением;

- по пофазному ремонту;

- под наведённым напряжением;

- под напряжением на токоведущих частях с изоляцией человека от земли.

Выдающему наряд разрешается назначать руководителя работ и при других работах помимо перечисленных.

 

1. Технические мероприятия. Отключение.

Для подготовки рабочего места при работе, требующей снятия напряжения, должны быть выполнены следующие технические мероприятия:

- проведены необходимые отключения и приняты меры, препятствующие ошибочному или самопроизвольному включению коммутационной аппаратуры;

- вывешены запрещающие плакаты на проводах ручного и на ключах дистанционного управления коммутационной аппаратуры;

- проверено отсутствие напряжения на токоведущих частях, которые должны быть заземлены для защиты людей от поражения электрическим током;

- установлено заземление (включены заземляющие ножи, установлены переносные заземления);

- ограждены при необходимости рабочие места или оставшиеся под напряжением токоведущие части и вывешены на ограждениях плакаты безопасности. В зависимости от местных условий токоведущие части ограждаются до или после их заземления.

При работе на токоведущих частях, требуется снятие напряжения, должны быть отключены:

- неограждённые токоведущие части, к которым возможно приближение людей, механизмов и грузоподъёмных машин;

- при работе на отключённой ВЛ, когда не исключена возможность приближения элементов этой ВЛ на определённое расстояние, к токоведущим частям других ВЛ, находящиеся под напряжением, последние должны быть отключены. ВЛС, подвешенные совместно с рекомендуемой ВЛ, так же должны быть отключены.

Расшиновку или отсоединения кабеля, проводов при подготовке рабочего места может выполнять работник из ремонтного персонала, имеющий группу 3, под наблюдением дежурного или работника из оперативно-ремонтного персонала. С ближайших к рабочему месту токоведущих частей, доступных прикосновению, должно быть снято напряжение либо они должны быть ограждены.

Отключенное положение коммутируемых аппаратов до 1000 В с недоступными для осмотра контактами (автоматы невыкатного типа, пакетные выключатели, рубильники в закрытом исполнении и т.п.) определяются проверкой отсутствия напряжения на их зажимах либо на отходящих шинах, проводах или зажимах оборудования, включаемого этими коммутационными аппаратами.

 

 

4Экономическая часть

 

4.1Расчет технико- экономических показателей ВЛ 10 кВ.

 

Годовые издержки на эксплуатацию линии 10 кВ. определяем по формуле:

 

И = Иа+Иоб+Ипл

Где Иа- издержки на амортизацию и капитальный ремонт, руб./кг.;

Иоб- издержки на обслуживание линии руб./кг.;

Ипл – издержки на потерю электрической энергии в линии, руб./кг.;

 

Иа = Ра*К/100

Где Ра- норма амортизационных отчислений, равна 3,6 % для линии 0,38 кВ…10кВ. на железобетонных опорах,

К- капитальные вложения на сооружение линии, руб.

 

Стоимость 1 км. Линии с проводом Ас 70- 2,6 тыс. руб. Длина линии с проводом Ас 70- 30 км.

К = 2,6*31 = 80,6 тыс. руб. = 80600 руб.

Издержки на обслуживание:

Иоб = j*n_у.е

Где j- затраты на обслуживание одной условной единицы сети, 28 руб./г.

n_у.е – количество условных единиц.

На обслуживание 1 км. Линии 10 кВ. на железобетонных опорах нормами предусмотрено 1,7 условных единиц. Стоимость обслуживания 31 км. линии составит

Иоб = 28*1,7*31 = 1106,7 руб./г.

Издержки на потери электроэнергии на каждом участке линии определяем по формуле:

Ипл = (Sр/Uн)²*Rо*L*t*Зл*10^-5 руб./г.

 

Где Sр- расчётная мощность на участке, кВА; Uн- номинальное напряжение, кВ; Rо- удельное сопротивление провода, Ом/км; L- длина расчётного участка, км; t- время потерь, с; Зл- удельные затраты на потери электроэнергии, коп/кВт*ч.

Удельное сопротивлен6ие провода Ан 70 равно 0,42 Ом/км. Для времени потерь t = 1900 ч/г. по статическим данным для линии 10 кВ. соответствует показатель режима потерь электроэнергии n = 2700 ч /г.

Удельные затраты на потери электроэнергии для линии 10 кВ. будут составлять.

Зл = 0,84+5000/n = 2,69 коп/кВт*ч.

Определяем издержки Ипл на всех расчётных участках линии.

Участок 1-2 Ипл = (973/10)²*0,42*7*1900*2,69*10^-5 = 1421,2 руб./г.

Участок 2-3 Ипл = 326,8 руб./г. Участок 3-4 Ипл = 389,5 руб./г.

Участок 4-5 Ипл = 51,62 руб./г. Участок 5-6 Ипл = 77,7 руб./г.

Участок 6-7 Ипл = 139,4 руб./г. Участок 7-8 Ипл = 14,2 руб./г.

Сложив полученные результаты, получим для всей линии.

Ипл = 1421,2+326,8+389,5+51,62+77,7+139,4+14,2 руб./г.

Определяем стоимость эксплуатации линии за один год.

И = Иа+Иоб+Ипл = 2901,3+1106,7+2420,4 = 6428,7 руб./г.

Стоимость эксплуатации 1 км. линии в ценах 1983 года

Иуд = u/b = 6428,7/31 = 207,4 руб./г.

Для определения реальной стоимости эксплуатации ВЛ 10кв и удельной стоимости необходимо коэффициент К умножить на «И» и на «Иуд».

 

 

 

Где К уточняется ежегодно по состоянию на 1 апреля.

 

Укрупненные удельные показатели стоимости строительства ВЛ 10 кв в первой зоне по гололеду и напору ветрана железобетонных опорах, в тыс. руб/км

Марка провода	Ас25	АС35	АС50	АС70	АС95	АС120
Стоимость тыс.руб./км	1,?	1,9	2,1	2,4	2,7	3,1

 

 

5.Конструктивная часть ВЛ 10 кв.

 

Конструкцию опор проектируемой воздушной линии напряжением 10 кВ. принимаем по типовому проекту института «Сельэнергопроект» с архивным номером 09455, введённым в действие с 1985 года. В соответствии с указанным проектом принимаем в первом климатическом районе по гололёду и ветру железобетонные опоры на базе стойки СВ 10,5- 3,5. Цифры обозначают длину стойки 10,5 м. и допустимый изгибающий момент 3,5 т*м. (35 кН.м)

Принимаем следующие типы опор:

Для населённой местности: П 10,5-4- промежуточные; УП 10,5-4- угловые промежуточные; К- 10,5-2- концевые (анкерные); УА 10,5-2- угловые анкерные; ОА 10,5-4 ответвительные анкерные.

Для населённой местности тех же наименований и той же последовательности: П 10,5-4; УП 10,5-4; К- 10,5-2; УА 10,5-2; ОА 10,5-4.

Установку разъединителей выполняем на опорах следующих типов: КР 10,5-2; КР 10,5-4; КР 10,5-4н; ОАР 10,5-2; ОАР 10,5-4.

Расчетные пролёты принимаются унифицированные не зависимо от проводов. Они находятся в пределах 45…80 м. для ненаселённой местности и 40…60 м. для населённой местности.

Промежуточные опоры заглубляются в грунт на2 м., а все остальные на 2,1 м.

Заземление стальных элементов опор выполняется путём их присоединения к верхнему концу заземляющего проводника с помощью зажима ПС-1-1А. Или сваркой. Анкерные пролёты принимаются длинной не более 1 км

 

6.Заключение

1 Кратко перечислить какие выполнены расчеты и их основные результаты.

2 Дать основные показатели капитальных затрат, и годовых издержек на эксплуатацию ВЛ 10 кв в пересчете по состоянию на март – май рыночной стоимости строительно -монтажных работ и годовых издержек на эксплуатацию ВЛ 10 кв

3 В результате строительства и реконструкции ВЛ 10 кв перечислить основные энергосберегающие показатели.

 

«Литература»

 

1. Акимцев Ю.И Электроснабжение с/х. М., Колос 1994.

2 Методика выполнения курсового проектирования. Загорск. 1989.

3 Каганов И.П. Курсовое и дипломное проектирование. М., ВО Агпромпроек, 1990.

2. Харкута К.С. Практикум по электроснабжению с/х.М., ВО Агропромиздат» 1992.