Проект электроснабжения населенного пункта

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Определение количества и места расположения ТП-10/0,4 кВ

2. Расчетные нагрузки

2.1 Расчетная нагрузка на вводе в жилой дом (квартиру)

2.2Нагрузки уличного и наружного освещения

2.3 Расчетные нагрузки в сетях 0,4 кВ и на шинах 0,4 кВ ТП

3. Полная расчетная мощность

3.1 Полная расчетная мощность потребителей

3.2 Полная расчетная мощность на участке сети

4. Определение мощности трансформатора ТП-10/0,4 кВ

5. Расчет сечения проводов сети 0,4 кВ и проверка по потерям

напряжения

5.1 Сечение проводов на участках сети 0,4 кВ

5.2 Проверка выбранного сечения провода по допустимой потере напряжения

5.3 Составление таблицы отклонения напряжения

5.4 Проверка сети 0,4 кВ на колебания напряжения при пуске электродвигателей

6. Расчет токов короткого замыкания

7. Выбор защитной аппаратуры

7.1 Выбор предохранителей

7.2 Выбор автоматических выключателей

8 Расчет заземления подстанции

9 Определение мест устройств повторных заземлителей нулевого провода и грозозащитных заземлений изолированных крюков

10 Принцип работы принципиальной электрической схемы

Список литературы



ВВЕДЕНИЕ

Сети напряжением до 1000 В проектируют исходя из энергоэкономического обследования потребителей.

Данные о потребителях принимают на основании генеральных либо топографических планов объекта или зон электроснабжения, полученных вместе с заданием.

Для экономической передачи и распределения электроэнергии требуется ее преобразование (повышение или понижение напряжения).

Электроустановку, предназначенную для преобразования и распределения электроэнергии, состоящую из трансформаторов, распределительных устройств, устройств управления и других вспомогательных сооружений, называют трансформаторной подстанцией. В сельскохозяйственных районах в основном используют районные трансформаторные подстанции (РТП), обеспечивающие понижение напряжения сети с 35..200 кВ, при котором передается электроэнергия от основного централизованного источника электроснабжения энергосистемы , до 6…35 кВ (в первую очередь до 10 кВ) для распределения ее в районе, и потребительские подстанции (ТП), обеспечивающие понижение напряжения с 6..35 кВ до 0,4 кВ для распределения электроэнергии между потребителями и передача ее токоприемникам.

Используют также столбовые (мачтовые) трансформаторные подстанции на напряжение 6…10/0,4 кВ - открытые ТП, все оборудование которых установлено на конструкциях или на опорах воздушных линий на высоте, не требующей ограждения подстанции.

В сельских электрических сетях применяют как однотрансформаторные, так и двухтрансформаторные подстанции в первую очередь напряжением 10/0,4; 35/10; 110/10; 110/35/10 кВ.



РЕФЕРАТ

ТРАНСФОРМАТОРНАЯ ПОДСТАНЦИЯ, РАСЧЕТНАЯ (МАКСИМАЛЬНАЯ) МОЩНОСТЬ, НАГРУЗКА УЛИЧНОГО ОСВЕЩЕНИЯ, НАГРУЗКА НАРУЖНОГО ОСВЕЩЕНИЯ, РАСЧЕТНАЯ ДНЕВНАЯ НАГРУЗКА, РАСЧЕТНАЯ ВЕЧЕРНЯЯ НАГРУЗКА, ПОЛНАЯ РАСЧЕТНАЯ МОЩНОСТЬ, ПОТЕРИ НАПРЯЖЕНИЯ, ОТКЛОНЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ, ТОКИ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ, ЗАЗЕМЛЕНИЕ, МОЛНИЕЗАЩИТА.

Выполнить проект населенного пункта, включающий в себя: расчет электрических нагрузок, выбор места расположения трансформаторных подстанций, выбор схемы электрических сетей 0,4 кВ, расчет нагрузки сети 0,4 кВ и выбор сечения проводов, выбор мощности трансформатора, определение допустимых потерь напряжения в сетях 0,4 кВ и проверка по ним выбранного сечения проводов, расчет токов короткого замыкания и выбор защитной аппаратуры, расчет заземления подстанции, определение мероприятий по грозозащите.

электрический трансформаторный напряжение заземление



ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Таблица 1 - Исходные данные

№ на плане	Потребители	Установленная мощность электроприемников, кВт	Расчетная электрическая нагрузка на вводе, кВА	Мощность наибольшего двигателя (свыше 10 кВт), кВт
			Днев-ной макси-мум	Вечер-ний макси-мум
1	Жилые одноквартирные дома	6
2	Жилые двухквартирные дома	7,5
3	Детские ясли-сад на 90 мест	20	12	8
4	Свинооткормочная ферма на 4000 свиней	270	90	45	30
5	Теплица овощная зимнее-весенняя	0,25	0,1	0,25
6	Клуб со зрительным залом на 200 мест	15	3	10
7	Кормоприготовительный цех с запарными камерами на 800 голов	47	20	10
8	Свинооткормочная ферма на 4000 свиней	270	90	45	30
9	Овцеводческая ферма на 15000 голов	35	10	25
10	Лесопильный цех с пилорамой ЛРМ-79	35	25	2	22
11	Бригадный дом	6	2	5



1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА И МЕСТА РАСПОЛОЖЕНИЯ ТП-10/0,4 КВ

Критерием выбора оптимального количества трансформаторных подстанций (ТП) в заданном населенном пункте является минимумом приведенных затрат. Дополнительным критерием, который желательно учитывать при окончательном выборе числа подстанций, является протяженность линий 380/220 В, при которой максимальная длина до наиболее удаленной точки (км) для сетей 380/220 В является 0,7ч1 км.

Если радиус охвата территории превышает 0,5-0,7 км при проектировании одной ТП, то целесообразно рассмотреть вариант установки двух ТП. При суммарной мощности потребителей населенного пункта свыше 400 кВА целесообразно рассмотреть вариант установки двух и более подстанций,

При этом желательно проектировать электроснабжение производственных и коммунально-бытовых потребителей от разных подстанций.

Если протяженность объекта электроснабжения превышает 0,5 км, то число ТП определяется по эмпирической формуле

, (1.1)

где - суммарная расчетная нагрузка, кВт;

В - постоянный коэффициент для ТП - 10/0,4 кВ; В = 0,6 - 0,7;

- допустимые потери напряжения в сетях 0,4 кВ, %;

для потребителей I категории = ±5%; II-III категории= ±7,5%;

- коэффициент мощности на шинах ТП - 0,4 кВ;

Р₀ - плотность нагрузки объекта, кВт/км.



,

где - площадь населенного пункта, км².

км²;

кВт/км²;

=5.

Место расположения подстанции выбирается в центре «тяжести» электрических нагрузок, присоединенных к данной ТП по формуле

, (1.2)

, (1.3)

где - расчетные мощности i-го объекта, кВт;

, - координаты центров нагрузок отдельных потребителей, м.

Таблица 1.1 - Координаты трансформаторных подстанций.

№ ТП	,м	,м
1	2	3
ТП 1	77	360
ТП 2	168	182
ТП 3	380	230



Оси координат наносятся произвольно на плане населенного пункта.

Окончательные местоположения ТП выбираются с учетом удобства размещения, обслуживания и возможности взаимного резервирования между ТП по линиям 0,4 кВ (это необходимо для объектов I категории).

Трассы линий 380/220 В следует намечать вдоль улиц с минимальным числом переходов, обращая внимание на то, что от одной трансформаторной подстанции должно отходить не более четырех линий.



2. РАСЧЕТНЫЕ НАГРУЗКИ

2.1 Расчетная нагрузка на вводе в жилой дом (квартиру)

Расчетная нагрузка для сельского жилого дома или квартиры в многоквартирном доме определяется в зависимости от годового потребления электроэнергии и может быть определена на перспективу 5-10 лет по номограмме, а при отсутствии таких данных - от способа приготовления пищи, времени постройки. При проектировании внешних сетей 0,4 кВ расчетную нагрузку на вводе в сельский жилой дом (квартиру) принимают согласно таблице

Поскольку для отдельных потребителей электроэнергии необходимо определить нагрузку дневную P_д и вечернюю Р_в, вводится коэффициент участия в дневном и вечернем максимуме.

Тогда для жилых домов

, (2.1.1)

, (2.1.2)

где - нагрузка на вводе, кВт;

,- коэффициент дневного и вечернего максимумов.

Расчетные нагрузки и для многоквартирного дома определяют по формулам

, (2.1.3)

, (2.1.4)

где , - максимальная дневная и вечерняя нагрузка, кВт;

- количество квартир в доме;

- коэффициент одновременности.

Результаты расчета формул (2.1.1), (2.1.2), (2.1.3) и (2.1.4) заносим в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 - Нагрузки коммунальных потребителей

№ потребителя	, количество квартир
1	2	4	5	6	7	8
1	1	0,7	0,6	1	2,52	4,2
2	2	0,73	0,6	1	6,57	10,95

2.2 Нагрузки уличного и наружного освещения

Кроме нагрузок производственных и коммунально-бытовых потребителей, при определении расчетной нагрузки на шинах 0,38 кВ ТП необходимо учесть нагрузку уличного и наружного освещения.

Нагрузки уличного освещения приведены в виде норм на 1 погонный метр длины улицы, Вт/м в зависимости от ширины улицы и характера покрытия.

Суммарная расчетная нагрузка уличного освещения равна

, (2.2.1)

где - норма уличного освещения (табличные данные), Вт/км;

- длина улицы (суммарная), км.

ТП1 кВт;

ТП2 кВт;

ТП3 кВт;

Нагрузки наружного освещения территории хоздворов, ферм и тому подобное принимаются из расчета 0,25 кВт на одно помещение и кВт на погонный метр периметра хоздвора, территории фермы.

Тогда суммарная расчетная нагрузка наружного освещения, кВт

, (2.2.2)

где n - количество производственных, общественных и коммунальных помещений, питающихся от данной ТП, шт;

- длина периметра территории хоздвора, фермы, м.

ТП1 кВт;

ТП2 кВт;

ТП3 кВт.

Расчетная нагрузка наружного освещения общественных и торговых центров принимается по норме 0,5 Вт/м² площади. Расчетные нагрузки уличного и наружного освещения суммируются на шинах ТП с коэффициентом одновременности = 1 и включаются в вечерний максимум с коэффициентом участия = 1.

2.3 Расчетные нагрузки в сетях 0,4 кВ и на шинах 0,4 кВ ТП

Расчетные нагрузки в сетях 0,4 кВ и на шинах 0,4 кВ ТП определяются суммированием нагрузок (дневных и вечерних отдельно) на вводах потребителей электроэнергии по участкам с учетом попадания их одновременно в максимум нагрузки - для потребителей одного направления соизмеримой мощности, не отличающиеся более чем в четыре раза при помощи коэффициента одновременности по формуле

, (2.3.1)

, (2.3.2)



где , - расчетные дневная и вечерняя нагрузки на участке линии, кВт;

- коэффициент одновременности;

,- дневная и вечерняя нагрузки на вводе i-го потребителя или i-го элемента сети, кВт.

При разноименных нагрузках и нагрузках, отличающихся более чем в четыре раза, суммируются по табличным добавкам, при этом к большей из слагаемых нагрузок прибавляется добавка от меньшей из слагаемых нагрузок по формуле

, (2.3.3)

где - большая из слагаемых нагрузок, кВт;

- добавка к большей из слагаемых нагрузок от меньшей, кВт.

Допускается определение расчетных нагрузок по одному режиму:

- дневному - при суммировании производственных потребителей;

- вечернему - при суммировании бытовых потребителей.

Результаты расчета формул (2.3.1), (2.3.2), (2.3.3) заносим в таблицу 2.2.

Таблица 2.2 - Нагрузки в сетях 0,4 кВ и на шинах 0,4 кВ ТП

№ участка	Дневной максимум	Вечерний максимум
ТП1
Линия 1
6-7	3			3	10	1		10
7-5(1)	20		1,8	21,8	10		6	16
5(1)-5(2)	21,8		0,1	21,9	16		0,22	16,22
5(2)-5(3)	21,9		0,1	22	16,22		0,22	16,44
5(3)-ТП1	22		0,1	22,1	16,44		0,22	16,66
Линия2
1(1)-1(2)	2,52	1		2,52	4,2	1		4,2
1(2)-1(3)	5,04	0,73		3,7	8,4	0,73		6,1
1(3)-1(4)	6,22	0,62		3,9	10,3	0,62		6,4
1(4)-4	6,12	0,58		3,6	10,6	0,58		5,9
4-ТП1	90		2,2	92,2	45		3,6	48,6
ТП2
Линия 1
10-2(1)	25	1		25	2	1		2
2(1)-2(2)	25		4	29	10,95		1,2	12,15
2(2)-2(3)	29		4	33	12,15		6,5	18,65
2(3)-2(4)	33		4	37	18,65		6,5	25,15
2(4)-2(5)	37		4	41	25,15		6,5	31,65
2(5)-2(6)	41		4	45	31,65		6,5	38,15
2(6)-2(7)	45		4	49	38,15		6,5	44,65
Линия 2
9-8	10	1		10	25	1		25
8-2(7)	90		6	96	45		15,7	60,7
2(7)-2(8)	96		4	100	60,7		6,5	67,2
2(8)-ТП2	100		4	104	67,2		6,5	73,7
ТП3
Линия 1
3-1(5)	12	1		12	8	1		8
1(5)-1(6)	12		1,5	13,5	8		2,4	10,4
1(6)-1(7)	13,5		1,5	15	10,4		2,4	12,8
1(7)-1(8)	15		1,5	16,5	12,8		2,4	15,2
1(8)-1(9)	16,5		1,5	18	15,2		2,4	17,6
1(9)-1(10)	18		1,5	19,5	17,6		2,4	20
1(10)-1(11)	19,5		1,5	21	20		2,4	22,4
1(11)-1(12)	21		1,5	22,5	22,4		2,4	24,8
1(12)-1(13)	22,5		1,5	24	24,8		2,4	27,2
1(13)-1(14)	24		1,5	25,5	27,2		2,4	29,6
1(14)-1(15)	25,5		1,5	27	29,6		2,4	32
1(15)-1(16)	27		1,5	28,5	32		2,4	34,4
1(16)-1(17)	28,5		1,5	30	34,4		2,4	36,8
1(17)-1(18)	30		1,5	31,5	36,8		2,4	39,2
1(18)-1(19)	31,5		1,5	33	39,2		2,4	41,6
1(19)-1(20)	33		1,5	34,5	41,6		2,4	44
1(20)-ТП3	34,5		1,5	36	44		2,4	46,4
Линия 2
2(9)-2(10)	6,57	1		6,57	10,95	1		10,95
2(10)-2(11)	13,14	0,73		9,6	21,9	0,73		16
2(11)-2(12)	16,17	0,62		10	26,95	0,62		16,7
2(12)-2(13)	16,57	0,58		9,6	27,65	0,58		16
2(13)-2(14)	16,17	0,5		8,09	26,95	0,5		13,48
2(14)-2(15)	14,66	0,48		7,04	24,43	0,48		11,73
2(15)-11	13,61	0,46		6,26	22,68	0,46		10,43
11-ТП3	6,26		1,2	7,46	10,43		3	13,43
Линия 3
1(21)-1(22)	2,52	1		2,52	4,2	1		4,2
1(22)-1(23)	5,04	0,73		3,7	8,4	0,73		6,1
1(23)-1(24)	6,22	0,62		3,9	10,3	0,62		6,4
1(24)-1(25)	6,42	0,56		3,6	10,6	0,56		5,9
1(25)-1(26)	6,12	0,5		3,06	10,1	0,5		5,05
1(26)-1(27)	5,58	0,48		2,68	5,05	0,48		2,4
1(27)-1(28)	5,2	0,46		2,4	6,6	0,46		3,04
1(28)-1(29)	4,92	0,44		2,2	7,24	0,44		3,19
1(29)-1(30)	4,72	0,42		1,98	7,39	0,42		3,1
1(30)-1(31)	4,5	0,4		1,8	7,3	0,4		2,92
2(16)-2(17)	6,57		1	7,57	10,95		1,8	12,75
2(17)-ТП3	7,57		3,8	11,37	12,75		6,5	19,25



3. ПОЛНАЯ РАСЧЕТНАЯ МОЩНОСТЬ

3.1 Полная расчетная мощность потребителей

Полная расчетная мощность потребителей определяется делением активной мощности на соответствующий коэффициент мощности на вводе потребителя по формуле

, (3.1.1)

, (3.1.2)

где , - дневная и вечерняя нагрузка на вводе потребителя, кВт;

,- коэффициент мощности на вводе потребителей.

3.2 Полная расчетная мощность на участке сети

Полная расчетная мощность на участке сети 0,38 кВ определяется по тем же формулам, что и для отдельных потребителей с предварительным определением коэффициента мощности для данного расчетного участка сети как для дневного, так и для вечернего максимума.

Коэффициент мощности участка сети определяется путем деления активной мощности участка на полную

, (3.2.1)

Далее расчет ведется аналогичный П.3.1.



. (3.2.2)

Таблица 3.1 - Расчетные нагрузки и мощности на участках сети 0,38 кВ

Расчетный участок	Расчетная нагрузка на участке, кВт	Коэффициент мощности на участке	Полная мощность участка, кВА
	Pд	Pв	cosцд	cosцв	Sд	Sв
1	2	3	4	5	6	7
ТП1
Линия 1
6-7	3	10	0,85	0,9	3,5	11,1
7-5(1)	21,8	16	0,8	0,83	27,25	19,28
5(1)-5(2)	21,9	16,22	0,8	0,83	27,38	19,54
5(2)-5(3)	22	16,44	0,8	0,83	27,5	19,8
5(3)-ТП1	22,1	16,66	0,8	0,83	27,63	20,1
Линия 2
1(1)-1(2)	2,52	4,2	0,92	0,75	2,7	5,6
1(2)-1(3)	3,7	6,1	0,92	0,75	4	8,1
1(3)-1(4)	3,9	6,4	0,92	0,75	4,2	8,5
1(4)-4	3,6	5,9	0,92	0,75	3,9	7,9
4-ТП1	92,2	48,6	0,8	0,83	115,3	58,6
ТП2
Линия 1
10-2(1)	25	2	0,75	0,8	33,3	2,5
2(1)-2(2)	29	12,15	0,8	0,83	36,25	14,6
2(2)-2(3)	33	18,65	0,8	0,83	41,3	22,5
2(3)-2(4)	37	25,15	0,8	0,83	46,3	30,3
2(4)-2(5)	41	31,65	0,8	0,83	51,3	38,1
2(5)-2(6)	45	38,15	0,8	0,83	56,3	46
2(6)-2(7)	49	44,65	0,8	0,83	61,3	53,8
Линия 2
9-8	10	25	0,75	0,85	13	29,4
8-2(7)	96	60,7	0,75	0,85	128	71,4
2(7)-2(8)	100	67,2	0,8	0,83	125	81
2(8)-ТП2	104	73,7	0,8	0,83	130	88,8
ТП3
Линия 1
3-1(5)	12	8	0,85	0,9	14,1	8,9
1(5)-1(6)	13,5	10,4	0,8	0,83	16,9	12,5
1(6)-1(7)	15	12,8	0,8	0,83	18,8	15,4
1(7)-1(8)	16,5	15,2	0,8	0,83	20,6	18,3
1(8)-1(9)	18	17,6	0,8	0,83	22,5	21,2
1(9)-1(10)	19,5	20	0,8	0,83	24,4	24,1
1(10)-1(11)	21	22,4	0,8	0,83	26,3	27
1(11)-1(12)	22,5	24,8	0,8	0,83	27,8	29,9
1(12)-1(13)	24	27,2	0,8	0,83	30	32,8
1(13)-1(14)	25,5	29,6	0,8	0,83	31,9	35,7
1(14)-1(15)	27	32	0,8	0,83	33,8	38,6
1(15)-1(16)	28,5	34,4	0,8	0,83	35,6	41,4
1(16)-1(17)	30	36,8	0,8	0,83	37,5	44,3
1(17)-1(18)	31,5	39,2	0,8	0,83	39,4	47,2
1(18)-1(19)	33	41,6	0,8	0,83	41,3	50,1
1(19)-1(20)	34,5	44	0,8	0,83	43,1	53
1(20)-ТП3	36	46,4	0,8	0,83	45	55,9
Линия 2
2(9)-2(10)	6,57	10,95	0,92	0,75	7,1	14,6
2(10)-2(11)	9,6	16	0,92	0,75	10,4	21,3
2(11)-2(12)	10	16,7	0,92	0,75	10,9	22,3
2(12)-2(13)	9,6	16	0,92	0,75	10,4	21,3
2(13)-2(14)	8,09	13,48	0,92	0,75	8,8	18
2(14)-2(15)	7,04	11,73	0,92	0,75	7,7	15,6
2(15)-11	6,26	10,43	0,92	0,75	6,8	13,9
11-ТП3	7,46	13,43	0,92	0,75	9,3	16,2
Линия 3
1(21)-1(22)	2,52	4,2	0,92	0,75	2,7	5,6
1(22)-1(23)	3,7	6,1	0,92	0,75	4	8,1
1(23)-1(24)	3,9	6,4	0,92	0,75	4,2	8,5
1(24)-1(25)	3,6	5,9	0,92	0,75	3,9	7,9
1(25)-1(26)	3,06	5,05	0,92	0,75	3,3	6,7
1(26)-1(27)	2,68	2,4	0,92	0,75	2,9	3,2
1(27)-1(28)	2,4	3,04	0,92	0,75	2,6	4,1
1(28)-1(29)	2,2	3,19	0,92	0,75	2,4	4,3
1(29)-1(30)	1,98	3,1	0,92	0,75	2,2	4,1
1(30)-1(31)	1,8	2,92	0,92	0,75	2	3,9
2(16)-2(17)	7,57	12,75	0,92	0,75	9,5	15,4
2(17)-ТП3	11,37	19,25	0,92	0,75	14,2	23,2



4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРА ТП - 10/0,4 кВ

Расчетную мощность на шинах 0,4 кВ ТП определяют с учетом

неодновременности включения потребителей, что учитывается суммированием с помощью коэффициента одновременности или добавок мощностей, отдельно для дневного и вечернего максимума.

К вечернему максимуму прибавляется наружное освещение. За расчетную мощность принимают большую.

Полная расчетная мощность ТП определяется с учетом коэффициента мощности для ТП - 10/0,4 кВ по формуле

, (4.1)

где - максимальная мощность на линии, кВА;

ТП1 S_ТП = (27,63+115,3) + 2.5=95,4 кВА;

ТП1 S_ТП2 = (61,3+130) + 2,75=75,4 кВА;

ТП1 S_ТП = (55,9+16,2+23,2) +9,25=57 кВА;

Номинальная мощность трансформатора , кВА потребительской ТП определяется по таблицам экономических интервалов из условия

, (4.2)

где , - соответственно нижняя и верхняя границы экономических интервалов нагрузки для трансформатора принятой номинальной мощности, кВА.

ТП1 кВА;

ТП2 кВА;

ТП3 кВА;

Технические данные выбранных трансформаторов заносим в таблицу 4.1.

Таблица 4.1 - Технические данные трансформаторов

Тип трансформатора	, кВт	ВН, кВ	НН, кВ	, кВт	, кВт	,%
ТМ 63/10	63	10	0,38	0,22	1,28	4,5

Выбранный трансформатор проверяется по коэффициенту проводимости систематической нагрузки по формуле

, (4.3)

где - номинальная мощность трансформатора, кВА;

- коэффициент допустимых систематических нагрузок.

ТП1 , ;

ТП2 , ;

ТП3 , ;



5. РАСЧЕТ СЕЧЕНИЯ ПРОВОДОВ СЕТИ 0,38 кВ И ПРОВЕРКА ПО ПОТЕРЯМ НАПРЯЖЕНИЯ

5.1 Сечение проводов на участках сети 0,4 кВ

Сечение проводов на участках сети 0,4 кВ выбирается по минимуму приведенных затрат в зависимости от протекающей эквивалентной мощности по методу экономических интервалов.

Эквивалентная мощность определяется путем корректировки максимальной мощности на коэффициент динамики роста нагрузок

, (5.1.1)

где - максимальная мощность участка сети, кВА (большая из расчетных нагрузок дневного или вечернего максимумов);

- коэффициент, учитывающий динамику роста нагрузки.

Для реконструируемых и вновь строящихся линий применяется =0,7.

Интервалы экономических нагрузок для основных и дополнительных нагрузок принимаются в зависимости от типа установленных опор, зоны по ветровым нагрузкам и гололеду. Сечение нулевого провода рекомендуется выбирать равным сечению фазного провода. Данные расчета занесем в таблицу 5.1.

5.2 Проверка выбранного сечения провода по допустимой потере напряжения

Потери напряжения в проводах трехфазных линий определяются графическим или аналитическим путем. Аналитическим путем потери напряжения определяются по формуле

, (5.2.1)

где Smax- максимальная расчетная мощность участка сети, кВА

l - длина участка сети, км;

UH - номинальное напряжение сети, кВ;

Ro, Xо - активные и индуктивные удельные сопротивление провода, Ом/км;

С=1 - коэффициент для 3х фазной линии (3 ф + N).

Удельные активные и индуктивные сопротивления проводов определяются по таблице.

В процентах:

; (5.2.2)

Для облегчения расчетов определения потерь напряжения пользуются удельными потерями напряжения в проводах воздушных линий по формуле

, (5.2.3)

где - удельные потери напряжения, выраженные в тысячных долях процента на 1 кВА/м, в проводах ВЛ напряжением 0,4 кВ;

Smax. - максимальная мощность на участке сети, кВА;

l - длина участка, м.

Данные расчета заносим в таблицу 5.1.



Таблица 5.1 - Потери напряжения в сетях 0,4 кВ

№ участка			Соs ц	Марка сечение	м	потери
						удел.	Уч-ка	от нач. уч-ка
ТП1
Линия 1
6-7	11,1	7,77	0,9	3А16+А16	33	1,255	0,46	4,3
7-5(1)	27,25	19,1	0,8	3А25+А25	50	0,792	1,1	3,84
5(1)-5(2)	27,38	19,2	0,8	3А25+А25	33	0,792	0,72	2,74
5(2)-5(3)	27,5	19,3	0,8	3А25+А25	33	0,792	0,72	2,02
5(3)-4	27,63	19,3	0,8	3А25+А25	60	0,792	1,3	1,3
Линия 2
1(1)-1(2)	5,6	3,9	0,75	3А16+А16	15	1,121	0,09	1,322
1(2)-1(3)	8,1	5,7	0,75	3А16+А16	15	1,121	0,14	1,232
1(3)-1(4)	8,5	6	0,75	3А16+А16	15	1,121	0,142	1,092
1(4)-4	7,9	5,5	0,75	3А16+А16	15	1,121	0,13	0,95
4-ТП1	58,6	41	0,83	3А50+А50	30	0,464	0,82	0,82
ТП2
Линия 1
10-2(1)	33,3	23,3	0,75	3А35+А35	25	0,597	0,49	9,84
2(1)-2(2)	36,25	25,4	0,8	3А35+А35	25	0,612	0,55	9,35
2(2)-2(3)	41,3	28,9	0,8	3А50+А50	25	0,461	0,47	8,8
2(3)-2(4)	46,3	32,4	0,8	3А50+А50	25	0,461	0,53	8,33
2(4)-2(5)	51,3	35,9	0,8	3А50+А50	25	0,461	0,59	7,8
2(5)-2(6)	56,3	39,4	0,8	3А50+А50	25	0,461	0,64	7,21
2(6)-2(7)	61,3	42,9	0,8	3А50+А50	25	0,461	0,71	6,57
Линия 2
9-8	29,4	20,6	0,85	3А25+А25	50	0,815	1,2	7
8-2(7)	128	89,6	0,75	3А50+А50	60	0,455	3,5	5,8
2(7)-2(8)	125	87,5	0,8	3А50+А50	25	0,461	1,4	2,3
2(8)-ТП2	130	91	0,8	3А50+А50	15	0,461	0,9	0,9
ТП3
Линия 1
3-1(5)	14,1	9,87	0,85	3А25+А25	30	0,815	0,34	6,93
1(5)-1(6)	16,9	11,83	0,8	3А25+А25	15	0,792	0,2	6,59
1(6)-1(7)	18,8	13,2	0,8	3А25+А25	15	0,792	0,22	6,39
1(7)-1(8)	20,6	14,4	0,8	3А25+А25	15	0,792	0,24	6,17
1(8)-1(9)	22,5	15,75	0,8	3А25+А25	15	0,792	0,27	5,93
1(9)-1(10)	24,4	17,1	0,83	3А25+А25	15	0,792	0,29	5,66
1(10)-1(11)	27	18,9	0,83	3А25+А25	15	0,806	0,33	5,37
1(11)-1(12)	29,9	20,9	0,83	3А35+А35	15	0,62	0,28	5,04
1(12)-1(13)	32,8	23	0,83	3А35+А35	15	0,62	0,31	4,76
1(13)-1(14)	35,7	25	0,83	3А35+А35	15	0,62	0,33	4,45
1(14)-1(15)	38,6	27	0,83	3А50+А50	15	0,464	0,27	4,12
1(15)-1(16)	41,4	29	0,83	3А50+А50	15	0,464	0,29	3,85
1(16)-1(17)	44,3	31	0,83	3А50+А50	15	0,464	0,31	3,56
1(17)-1(18)	47,2	33	0,83	3А50+А50	15	0,464	0,33	3,25
1(18)-1(19)	50,1	35,1	0,83	3А50+А50	15	0,464	0,35	2,92
1(19)-1(20)	53	37,1	0,83	3А50+А50	15	0,464	0,37	2,57
1(20)-ТП3	55,9	39,1	0,83	3А50+А50	85	0,464	2,2	2,2
Линия 2
2(9)-2(10)	14,6	10,2	0,75	3А25+А25	20	0,767	0,22	2,2
2(10)-2(11)	21,3	14,9	0,75	3А25+А25	20	0,767	0,33	1,98
2(11)-2(12)	22,3	15,6	0,75	3А25+А25	20	0,767	0,34	1,65
2(12)-2(13)	21,3	14,9	0,75	3А25+А25	20	0,767	0,33	1,31
2(13)-2(14)	18	12,6	0,75	3А25+А25	20	0,767	0,28	0,98
2(14)-2(15)	15,6	10,9	0,75	3А25+А25	20	0,767	0,24	0,7
2(15)-11	13,9	9,7	0,75	3А25+А25	20	0,767	0,21	0,46
11-ТП3	16,2	11,3	0,75	3А25+А25	20	0,767	0,25	0,25
Линия 3
1(21)-1(22)	5,6	3,9	0,75	3А16+А16	15	1,121	0,09	3,692
1(22)-1(23)	8,1	5,7	0,75	3А16+А16	15	1,121	0,14	3,602
1(23)-1(24)	8,5	6	0,75	3А16+А16	15	1,121	0,142	3,462
1(24)-1(25)	7,9	5,5	0,75	3А16+А16	15	1,121	0,13	3,32
1(25)-1(26)	6,7	4,7	0,75	3А16+А16	15	1,121	0,11	3,19
1(26)-1(27)	3,2	2,2	0,75	3А16+А16	80	1,121	0,29	3,08
1(27)-1(28)	4,1	2,9	0,75	3А16+А16	15	1,121	0,069	2,79
1(28)-1(29)	4,3	3	0,75	3А16+А16	15	1,121	0,072	2,721
1(29)-1(30)	4,1	2,9	0,75	3А16+А16	15	1,121	0,069	2,649
1(30)-1(31)	3,9	2,7	0,75	3А16+А16	30	1,121	0,13	2,58
2(16)-2(17)	15,4	10,8	0,75	3А16+А16	20	1,121	0,35	2,45
2(17)-ТП3	23,2	16,2	0,75	3А16+А16	80	1,121	2,1	2,1

5.3 Составление таблицы отклонения напряжения

По данным расчета потерь напряжения составляется таблица отклонения напряжения у потребителя при 100%-ой и 25%-ой нагрузке. Данные расчета заносим в таблицы 5.2, 5.3, 5.4 и 5.5.

В случае отклонения напряжения за пределы допустимых необходимо либо изменить надбавки напряжения у трансформатора или на шинах 10 кВ ТП, либо заменить провод на ряде участков сети 0,4 кВ на большее сечение.

Таблица 5.2 Отклонения напряжения у потребителя (ТП1)

Элементы установки	Отклонение напряжения
	100%	25%
Шины 10 кВ ТП 10/0,38 кВ	0	0
Трансформатор 10/0,38 кВ постоянная надбавка переменная надбавка потери напряжения	+5 +2,5 -4	+5 +2,5 -1
Сеть напряжением 0,38 кВ	-4,3	-1,075
Потребитель	-0,8	5,425

Таблица 5.3 Отклонения напряжения у потребителя(ТП2)

Элементы установки	Отклонение напряжения
	100%	25%
Шины 10 кВ ТП 10/0,38 кВ	0	0
Трансформатор 10/0,38 кВ постоянная надбавка переменная надбавка потери напряжения	+5 +2,5 -4	+5 +2,5 -1
Сеть напряжением 0,38 кВ	-7	-1,75
Потребитель	-3,5	4,75

Таблица 5.4 Отклонения напряжения у потребителя(ТП3)

Элементы установки	Отклонение напряжения
	100%	25%
Шины 10 кВ ТП 10/0,38 кВ	0	0
Трансформатор 10/0,38 кВ постоянная надбавка переменная надбавка потери напряжения	+5 +2,5 -4	+5 +2,5 -1
Сеть напряжением 0,38 кВ	-6,93	-1,73
Потребитель	-3,43	4,77



5.4 Проверка сети 0,38 кВ на колебания напряжения при пуске электродвигателей

Проверка линии на колебания напряжения при пуске электродвигателей должна производиться по наиболее мощному двигателю (?10 кВт) электрифицируемого производственного объекта по формуле

, (5.4.1)

где V₁% - допустимые колебание напряжения на зажимах двигателя в момент пуска, %.

Во всех случаях, когда начальный момент приводного механизма не превышает 1/3 номинального момента электродвигателя, допускают понижение напряжения на момент пуска асинхронного короткозамкнутого двигателя на его зажимах - 30%U_н.

Выбираем двигатель типа 4А160S2У3, имеющего следующие данные кВт; мин^-1; %; ; ; В.

Определяем номинальный ток двигателя

; (5.4.2)

А.

Определяем пусковой ток двигателя

; (5.4.3)

А.

Определяем полное сопротивление короткого замыкания

; (5.4.4)

Ом.

Определяем полное сопротивление короткого замыкания трансформатора

; (5.4.5)

Определяем полное сопротивление линии

; (5.4.6)

Определяем полное сопротивление сети для пуска двигателя от трансформатора

. (5.4.7)

Расчеты заносим в таблицу 5.6.

Таблица 5.6

	, Ом	, Ом	, Ом	, Ом	,%
ТП1	0,57	0,103	0,391	0,494	28



6. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Расчет токов короткого замыкания необходим для выбора защитной аппаратуры и проверки ее на электродинамическую и термическую устойчивость, проверки коэффициента чувствительности, расчета токоограничивающих и заземляющих устройств. В электроустановках напряжением ниже 1000 В, в схемах замещения учитываются как индуктивные, так и активные составляющие сопротивления всех элементов сети. Кроме того, дополнительно учитывается сопротивление переходных контактов. Расчет токов короткого замыкания в электроустановках 380/220 В производится в именованных единицах, Ом.

Для расчета токов короткого замыкания по расчетной (исходной) схеме (рисунок 6.1) составляется схема замещения (рисунок 6.2).

Рисунок 6.1 - Расчетная схема

Рисунок 6.2 - Схема замещения



Для остальных подстанций расчетная схема и схема замещения аналогичные.

Определяется сопротивление элементов сети, сопротивление трансформатора напряжением 10/0,4 кВ.

Активное сопротивление трансформатора

(6.1)

Полное сопротивление трансформатора

(6.2)

Индуктивное сопротивление трансформатора

, (6.3)

где UК% - напряжение короткого замыкания трансформатора;

UНОМ. - среднее напряжение, В.

- потери короткого замыкания трансформатора, кВт;

SH - номинальная мощность трансформатора, кВА;

Rк - сопротивление переходных контактов, Ом.

Сопротивления переходных контактов:

-для РУ подстанции - 0,015 Ом;

-для линии до 250 м - 0,020 Ом;

от 251 до 500 м - 0,025 Ом;

свыше 501 м - 0,030 Ом.

Трехфазный ток короткого замыкания определяется по формуле



, (6.4)

где Uср.Н. - среднее номинальных напряжений сети, В; Uср.Н = 400 В;

- суммарное сопротивление до точки короткого замыкания, Ом.

Находятся сопротивления линии напряжением 0,4кВ

(6.5)

(6.6)

, (6.7)

где RЛ, XЛ. - активное и индуктивное сопротивление участков линии, Ом.

При коротком замыкании в конце линии результирующее сопротивление

(6.8)

В соответствии с требованиями для проверки чувствительности защитных аппаратов (автоматических выключателей, предохранителей) в сетях 0,4 кВ рассчитывается ток однофазного короткого замыкания в сетях с глухозаземленной нейтралью по формуле

(6.9)

где U_ф - фазное напряжение сети, В;

- полное сопротивление трансформатора при однофазном коротком замыкании, Ом (табличные данные);

- полное сопротивление петли "фаза-ноль", Ом.

Полное сопротивление для алюминиевых и сталеалюминевых проводов

, (6.10)

где L- длина участка сети 0,4 кВ, км;

RУД,Ф, - удельное сопротивление фазного провода, Ом/км;

RУД,N, - удельное сопротивление нулевого провода, Ом/км;

ХУД.ВН. - удельное индуктивное сопротивление петли "фазный - нулевой" провод линии, Ом/км.

Для цветных металлов, проводов А и Ас

Х_УД.ВН.=0,6 Ом/км.

Для проверки чувствительности защитных аппаратов ток однофазных коротких замыканий следует определять в самой удаленной точке сети, где - максимальное, в случае установки на линии секционирующих аппаратов, так же в точке секционирования.

ТП1:

Ом;

Ом;

Ом;

К2: Ом;

Ом;

Ом;

Ом;

Ом;

Ом;

Ом;

К3: Ом;

Ом;

Ом;

Ом;

Ом;

Ом;

Ом;

К1: А;

К2: А;

К3: А;

К2: Ом;

А;

К3: Ом;

А.

Все расчеты сводим в таблицу 6.1

Таблица 6.1 - Расчет токов короткого замыкания

ТП1
К1	0,114	1790
К2	0,114	531	0,301	0,435	0,59	350
	0,114	831	0,144	0,278	0,28	692
ТП2
К1	0,114	1790
К2	0,114	846	0,139	0,273	0,27	714
	0,114	843	0,14	0,274	0,27	714
ТП3
К1	0,114	1790
К2	0,114	412	0,421	0,56	0,65	320
К3	0,114	671	0,21	0,344	0,42	480
К4	0,114	315	0,6	0,734	1,183	180



7. ВЫБОР ЗАЩИТНОЙ АППАРАТУРЫ

В соответствии с требованиями в электрических сетях независимо от напряжения необходимо предусматривать защиту от ненормальных режимов - коротких замыканий, перегрузок, резкого понижения напряжения и других.

В качестве защитных аппаратов в сетях 0,4 кВ предусматриваются плавкие предохранители и автоматические выключатели.

Задача расчета - определение установок автоматических выключателей или номинальных токов плавных вставок предохранителей.

Установка автоматических выключателей и номинальные токи плавких вставок предохранителей выбираются с учетом того, что защитные аппараты не должны отключать линию при кратковременных перегрузках или от пусковых токов крупных электродвигателей и токов самозапуска нагрузок.

Выбранные установки защитных аппаратов, проверяют по чувствительности защитных устройств при однофазном коротком замыкании в конце защищаемой зоны.

7.1 Выбор предохранителей

Предохранители предназначены для защиты от токов короткого замыкания и токов перегрузок.

Для защиты линии 0,4 кВ применяют предохранители наполненного типа ПНП -2 и ПН - 2 и в последнее время взамен предохранителя ПН - 2 предохранителем ПП - 31.

Предохранители и плавкие вставки к ним выбираются по следующим параметрам:

- по номинальному напряжению сети, при котором предохранитель работает длительное время



- по конструктивному исполнению и роду установки.

- по номинальному току плавкой вставки, который она выдерживает, не расплавляясь, длительное время

, (7.1.1)

где I_p.max - максимальный рабочий ток линии без учета номинального

тока наиболее мощного электродвигателя, А;

(7.1.2)

I_п.д. - пусковой ток наиболее мощного электродвигателя, подключенного к линии, А.

- по отключающей способности аппарата

,

где - предельный отключающий ток, кА;

- максимальный ток трехфазного короткого замыкания в конце линии, кА.

- проверка по коэффициенту чувствительности

, (7.1.3)

где - максимальное значение тока однофазного заземления в конце линии, А.

Выбираем предохранители марки, ПН2-400, ПН2-600. Все расчеты сводим в таблицу 7.1.

Таблица 7.1 - Технические характеристики предохранителей

	По номинальному напряжению установки, В	По номинальному току плавкой вставки	По отключающей способности аппарата, А	По коэффициенту чувствительности
ТП1	380?380	400?380,6	40•103?436	1,73?3
ТП2	380?380	500?452,1	25•103?611	1,4?3
ТП3	380?380	400?314,6	40•103?671	1,2?3

7.2 Выбор автоматических выключателей

Автоматические выключатели предназначены для защиты линии от короткого замыкания и перегрузок выше допустимых. В сельских линиях в КТП широкое применение нашли автоматические выключатели серии А3700 на токи 160...630А: А3700Б - токоограничивающие с электромагнитным расцепителем мгновенного действия и полупроводниковым расцепителем; А3700С - селективные с полупроводниковыми расцепителями с регулируемой выдержкой времени.

Автоматические выключатели серии A3700 могут включаться и отключаться вручную или электромеханическим приводом в виде отдельного блока, устанавливаемого над крышкой выключателя.

Для автоматического отключения при коротком замыкании служит расцепитель мгновенного действия. Выбираем для данной схемы автоматический выключатель А3710.



8. РАСЧЕТ ЗАЗЕМЛЕНИЯ ПОДСТАНЦИИ

На потребительской подстанции для общего заземляющего устройства с учетом всех повторных заземлений, при количестве отходящих линий ВЛ не менее 2-х, допустимая величина сопротивления составляет для напряжения 380/220 В:

R_доп. = 4 Ом.

Так как удельное сопротивление грунта = 200 Омм 100 Омм, то допустимое сопротивление заземления может быть увеличено в /100 раз, т.е.

R_доп. = R_доп. /100, (8.1)

R_доп. = 4 200/100 = 8 Ом

Удельное электрическое сопротивление грунта:

= 200 Омм.

Климатический сезонный коэффициент:

К_с = 1,4

Тогда:

' = К_с , (8.2)

' = 1,4 200 = 280 Омм

Определим сопротивление растеканию электрическому току одиночного заземлителя. Для стержня на глубине h = 0,6 м, длиной 5 м, диаметром d = 1610^-3 м

, (8.3)



где ' - приведенное удельное сопротивление грунта, Омм;

l - длина стержня, м;

d - диаметр стержня, м;

t - глубина центра стержня, м.

t = l/2 + h (8.4)

t = 5/2 + 0,6 = 3,1 м

Ом

Определим необходимое количество вертикальных заземлителей

n_т = R_в / R_доп., (8.5)

где n_т - теоретическое количество стержней.

n_т = 59,4/8 = 7,425 шт.

Принимаем n_т = 7 шт.

Действительное количество стержней

n_д = n_т / k_I (8.6)

где k_I - коэффициент взаимного экранирования.

Для a/l = 2, при количестве n = 8, k_I = 0,71 при размещении электродов по контуру.

n_д = 7 / 0,71 = 9,86 шт.

Принимаем n_д = 10 шт.

Тогда сопротивление электродов R_о равно

R_о = R_в / n_д (8.7)



R_о = 59,4 / 10 = 5,94 Ом

Определим длину соединительной полосы, для электродов, размещенных по контуру

L_n = a n (8.8)

где а - расстояние между электродами, м;

n - действительное количество электродов, шт. Принимаем, а = 10 м.

L_n = 10 10 = 100 м.

Рассчитаем сопротивление одиночной соединительной полосы по формуле

, (8.9)

где b - ширина полосы, м.

Принимаем b = 0,04 м.

h

b

Рисунок 8.1 - Расположение горизонтального заземлителя.

Для одиночной соединительной полосы

Ом.

Определим сопротивление заземляющего устройства по формуле



(8.10)

где К_z - коэффициент взаимного влияния вертикальных электродов и соединительной полосы.

Для а/l = 2 при числе стержней n = 10, при размещении электродов по контуру принимаем К_z = 0,4.

Ом.

Условие R_ЗУ R_доп. 8 Ом выполняется, значит, заземляющее устройство рассчитано верно.

Расход материалов для сооружения заземлителя составит: число стержней - 10 шт., длина стержня - 5 м, диаметр стержней - 16 мм².

Длина всех стержней:

l_{общ. ст.} = n l_ст.,

l_{общ. ст.} = 10 5 = 50 м.

Длина соединительной полосы - 100 м, стержень от трансформаторной подстанции к полосе - 1 м.



9. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТ УСТРОЙСТВ ПОВТОРНЫХ ЗАЗЕМЛИТЕЛЕЙ НУЛЕВОГО ПРОВОДА И ГРОЗОЗАЩИТНЫХ ЗАЗЕМЛЕНИЙ ИЗОЛИРОВАННЫХ КРЮКОВ

Размещение горизонтальных заземлений на ВЛ-380/220В должно выполняться в соответствии с требованиями ПУЭ.

В населенной местности с одно- и двухэтажной застройкой ВЛ должны иметь заземляющие устройства, предназначенные для защиты от грозовых перенапряжений. Сопротивление этих заземляющих устройств должны быть не более 30 Ом, а расстояния между ними 100 м при числе грозовых часов более 40 часов в год.

Кроме того, заземляющее устройство должно быть выполнено на опорах с ответвлениями к вводам в помещения, в которых может быть сосредоточено большое количество людей (школы, ясли, больницы и т.п.) или представляющих большую хозяйственную ценность (склады, мастерские, животноводческие помещения и пр.).

На концевых опорах линий, имеющих ответвления к вводам, наибольшее расстояние от соседнего защитного заземления должно быть не менее 50 м для районов с числом грозовых часов более 40.

К указанным заземляющим устройствам должны быть присоединены на деревянных опорах крюки и штыри, а на ж/б - арматура.

Для ВЛ 380 В необходимо выполнять повторное заземление. Общее сопротивление растеканию тока заземлителей всех повторных заземлителей нулевого рабочего провода каждой ВЛ в любое время года должно быть не более 10 Ом при напряжении 380 В. При этом сопротивление растеканию тока заземлителя каждого из повторных заземлителей должно быть не более 30 Ом.



10. ПРИНЦИП РАБОТЫ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СХЕМЫ

Принципиальная электрическая схема КТП напряжением 10/0,4 кВ мощностью 25…160 кВ • А (Лист 2 на ватмане) РУ напряжением 10 кВ состоит из разъединителя QS с заземляющими ножами, расположенного на ближайшей опоре линии напряжением 10 кВ, вентильных разрядников FV1...FV3 для защиты оборудования от атмосферных и коммутационных перенапряжений на стороне напряжением 10 кВ и предохранителей F1...F3, находящихся в водном устройстве высшего напряжения и обеспечивающих защиту трансформатора от многофазных к.з. Предохранители соединены соответственно с проходными изоляторами и силовым трансформатором. Остальная аппаратура размещена в нижнем отсеке (шкафу), т. е. РУ напряжением 0,4 кВ. На вводе РУ установлены рубильник S, вентильные разрядники FV4...FV6 для защиты от перенапряжений на стороне напряжением0,38кВ, трансформаторы тока TA1…TA3, питающие счетчик активной энергии PI, и трансформаторы ТА4, ТА5, к которым подключено тепловое реле КК для защиты силового трансформатора от перегрузки. Включение, отключение и защита отходящих линий 0,4 кВ от к.з. и перегрузки осуществляются автоматическими выключателями QF1…QF3 с комбинированными расцепителями. Для защиты линий от однофазных к.з. в нулевых проводах ВЛ №1…3 установлены токовые реле КА1…КА3, которые при срабатывании замыкают цепь обмотки независимого расцепителя. Реле настраиваются на срабатывание при однофазных к.з. в наиболее удаленных точках сети. Линия уличного освещения от к.з. защищена предохранителями F4…F6.

При перегрузке силового трансформатора размыкающие контакты теплового реле КК шунтирующие в нормальном режиме обмотку промежуточного реле KL, размыкаются, подавая на нее через резисторы R4 и R5 напряжение. В результате срабатывания реле KL отключаются линии № 1 и 3 и выводится из работы резистор R4, увеличивая сопротивление в цепи обмотки реле KL. Это необходимо для ограничения до номинального значения (220 В) напряжения, подаваемого на обмотку реле KL после притягивания якоря, что связано с увеличением сопротивления обмотки реле. Защита от перегрузки срабатывает не более чем через 1,3 ч при токе, составляющем 1,45 номинального тока силового трансформатора.

Линии №2 и уличного освещения защитой от перегрузки не отключаются. Для автоматического включения и отключения линии уличного освещения служит фотореле KS_, а при ручном управлении этой линией используют переключатель SA2. Фотореле и переключатель SA2 воздействуют на обмотку магнитного пускателя КМ.

Для поддержания нормальной температуры вблизи счетчика активной энергии РI зимних условиях служат резисторы RL..R3, включаемые переключателем SA1.

Для контроля наличия напряжения и освещения РУ напряжением 0,4 кВ предназначена лампа EL, включаемая переключателем SA3. Напряжение измеряют переносным вольтметром, который включают в штепсельную розетку X, расположенную в РУ напряжением 0,4 кВ. Переключатель SA3 служит для измерения напряжения всех фаз.

Для предотвращения отключения рубильника под нагрузкой предусмотрена блокировка, которая работает следующим образом. При открывании панели закрытия РУ напряжением 0,4 кВ замыкающие контакты выключателя блокировки SQ, шунтирующие обмотку промежуточного реле КL, размыкаются и реле КL, срабатывает, отключая автоматические включатели линий №1 и 3. Одновременно снимается напряжение с обмотки магнитного пускателя КМ и отключается линия уличного освещения. Размыкающие контакты выключателя блокировки SQ размыкаются и отключают автоматический выключатель линии №2 (положение контактов выключателя SQ на листе 2 показано при открытой панели, закрывающей РУ напряжением 0,4 кВ).

Предусмотрены также механические блокировки, не допускающие открывания двери вводного устройства высшего напряжения при отключенных заземляющих ножах разъединится, а также отключения заземляющих ножей разъединителя при открытой двери вводного устройства напряжением 10 кВ. Блок-замок двери вводного устройства и блок-замок привода заземляющих ножей имеют одинаковый секрет. К ним имеется один ключ. Во включенном положении разъединителя ключ с привода заземляющих ножей снять невозможно. После отключения главных и включения заземляющих ножей разъединителя ключ свободно снимается с привада заземляющих ножей и им можно открыть дверь вводного устройства.



СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Белоглазов В.В. Методические указания к выполнению курсового проекта по дисциплине «Электроснабжение сельского хозяйства» / В.В. Белоглазов, М.Г. Скворцов - ДальГАУ, 2004г.

Будзко И.А. Электроснабжение сельского хозяйства / И.А. Будзко, Т.Б. Лещенская.- М.: Колос, 2008г.

Руководящие материалы по проектированию электроснабжения сельского хозяйства №1-№12, - М.: Сельэнергопроект, 1987-2007г.

Правило устройств электроустановок, М.: Энергоиздат, 2007г.

Размещено на Allbest.ru