Электроснабжение сельского населенного пункта (стр. 7 из 8)
Рисунок 10.2 Характеристика времени срабатывания предохранителя ПКТ101–10–16–20 У1.
Характеристика защиты линии 10 кВ.
1) Для МТЗ: Iс.р=9, 911 (А); Iу=10 (А); Iс.з= 200 (А); уставка по времени в независимой части кривой – 2 с;
2) Для ТО: Iс.р.о= 39, 075 (А); Iуо= 40 (А); Iс.о=8000 (А); Iк1 (3) =11547 (А).
Таблица 10.3 Характеристика срабатывания защиты ВЛ. 10 кВ с реле РТВ и РТМ
| I/Iс.з | 1,0 | 1,1 | 1,2 | 1,3 | 1,4 | 1,5 | 1,6 |
| I, А | 200 | 220 | 240 | 260 | 280 | 300 | 320 |
| t, c | 9 | 6,5 | 4,5 | 3,5 | 2,7 | 2,2 | 2 |
| Iнн, А | 5000 | 5500 | 6000 | 6500 | 7000 | 7500 | 8000 |
| 1,7 | 1,8 | 1,9 | 2 | 3 | 3,5 | 4 | 57,735 |
| 340 | 360 | 380 | 400 | 600 | 700 | Iсо=800 |  =11547 |
| 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 0,1 | 0,1 |
| 8500 | 9000 | 9500 | 10000 | 15000 | 17500 | 20000 | 288675 |
Рисунок 10.3 Характеристика времени срабатывания РТВ и РТМ
Рисунок 10.4 Карта согласования защит линии 0, 38 кВ трансформатора ТП 1 и линии 10 (кВ)
Вывод: Автоматический выключатель, защищающий линию W2 нечувствителен к трехфазным коротким замыканиям, как при МТЗ, так и при МФТО. Линия W2 будет отключаться при трех фазном коротком замыкании неселективно предохранителем ПКТ101–10–16–20 У1, а в случае его отказа отключится фидер на ПС 10/ 0, 4 кВ.
МФТО – межфазная токовая отсечка.
11. Технико-экономическая часть
Спецификация на оборудование и материалы.
Таблица 11.1 Полная мощность нагрузки для населённых пунктов, мощность и число потребительских КТП 10/0.38
| Пункт | РДО, кВт | РДП, КВт | Рво, кВт | Рвп, кВт | cosД | cosВ | Sд, кВА | Sв, кВА | nтп,шт. | Sтп,кВА | |||
| 6 | 100 | 60 | 160 | 80 | 0,78 | 0,85 | 128,2 | 188,2 | 2 | 160 | |||
| 5 | 400 | 300 | 420 | 250 | 0,74 | 0,825 | 540,5 | 509,1 | 2 | 250 | |||
| 4 | 160 | 60 | 190 | 85 | 0,825 | 0,87 | 193,9 | 218,4 | 2 | 100 | |||
| 3 | 160 | 100 | 200 | 100 | 0,78 | 0,85 | 205,1 | 235,3 | 2 | 160 | |||
| 2 | 167,5 | 81,2 | 171,44 | 53,82 | 0,725 | 0,825 | 324,1 | 247,3 | 2 | 160 | |||
| 1 | 200 | 70 | 230 | 75 | 0,81 | 0,87 | 206,79 | 197,06 | 2 | 160 | |||
Таблица 11.2 Спецификация оборудования
| Поз. | Обозначение | Наименование | Кол-во | Массаед.,кг | Примечание |
| 1 | КРУН | Ячейка КРУН 10 кВ | 1 | РТП | |
| 35/10 кВ | |||||
| 2 | ТП | Трансформаторные под- | 12 | КТП | |
| станции 10/0,38 кВ | 10/0,38- | ||||
| 160, 100, | |||||
| , 250 | |||||
| 3 | Провода линии 10 кВ | 16 | АС70/11 | ||
| км | |||||
| 4 | Изоляторы для ВЛ 10 кВ | 2257 | ШФ-10 | ||
| 5 | Опоры ВЛ 10 кВ | 545 | ЖБ | ||
| 6 | Разъединители ТПрасч. | 2 | РЛНД-1- | ||
| 10Б/200 | |||||
| УХЛ1 | |||||
| 7 | Провода ВЛ 0,38 кВ | 1,1 | А50 | ||
| км | |||||
| 8 | Изоляторы, ВЛ 0,38 кВ | 150 | НС-18 | ||
| 9 | Линейная арматура, 0,38 кВ | ||||
| 10 | Опоры ВЛ 0,38 кВ | 30 | ЖБ |
Расчет себестоимости передачи и распределения электрической энергии до шин 0,4 кВ
Определяются капитальные затраты на сооружение ВЛ 10 кВ и подстанций 10/0,38 кВ. Расчет рекомендуется вести по укрупненным показателям, в учебных целях допускается использовать значения показателей в ценах 1990 года. Результаты расчета сводятся в таблицу 11.1
Таблица 11.3
| №п/п | Наименование элемента электропередачи | Количество | Кап. затраты, тыс. руб. | |
| На единицу оборудования | Всего | |||
| 1 | Ячейка КРУН 10 кВ | 1 шт. | 3.5 | 3.5 |
| 2 | ВЛ 10 кВ | 16 км | 3.0 | 48 |
| 4 | КТП 10/0,38 кВ-100 | 3 | 1.75 | 5,3 |
| 5 | КТП 10/0,38 кВ-160 | 7 | 2.06 | 14,4 |
| 6 | КТП 10/0,38 кВ-250 | 2 | 2.41 | 4,8 |
Суммарные капиталовложения:
, (11.1)где Ккрун, Квл10 и Кпс – капитальные затраты на ячейку КРУН, ВЛ 10 кВ и подстанции 10/0,38 кВ, руб.
К=3.5+48+(5,3+14,4+4,8)=76 тыс. руб.
Определяются годовые издержки на эксплуатацию электрической сети 10 кВ:
, (11.2)И=3520+4000+4431=11951 руб.
где ИА, ИОБ, ИП – издержки на амортизацию и капитальный ремонт; на обслуживание; на потери электрической энергии; руб./год.
,ИА=(3.5*6.4/100)+(48*3.6/100)+( (5,3+14,4+4,8)*6.4/100)=
= 3,52 тыс. руб./год
где РА.КРУН, РА.ВЛ, РА.ПС – нормы амортизационных отчислений для ячейки КРУН, ВЛ 10 кВ и подстанций 10/0,38 кВ, %;
, (11.4)где nуе КРУН, nуе ВЛ, nуе ПС – сумма условных единиц по обслуживанию ячейки КРУН, ВЛ 10 кВ и подстанций 10/0,38 кВ;
- затраты на обслуживание одной условной единицы, руб.; могут быть приняты равными 28 руб. в год
ИОБ=0.028*(16.3+1,7*48+4*12)=4 тыс. руб./год
, (11.5)где Ип ВЛ, Ип ТР – издержки на потери электрической энергии в линиях 10 кВ и в трансформаторах подстанций 10/0,38 кВ, руб./год.
ИП=1481+2950=4431 руб./год.
, (11.6)ИП.ВЛ=54509,3 *2.69*0.01=1481 руб./год
Свл = М+N/h =0.84+5000/2700 = 0.84+1.85=2.69 коп./(кВт*час)
, (11.7)ИП.ТР1,1=((127/160)²*2.65*1100*4.46+0.565*8760*1.56)*0.01=157.8 руб./год.
Ск= М+N/h =0.87+6100/1700=4.46 коп./(кВт*час),
Сх= М+N/h =0.87+6100/8760=0.87+0.69=1.56 коп./(кВт*час).
∑ИП.ТР=2950 руб/год
Рассчитывается переданная за год по линиям 10 кВ энергия:
, (11.8) Wгод=1098,9*3417=3754941,3 кВт*ч/годгде Ррасч – максимальная расчетная активная мощность (дневного или вечернего максимума) нагрузки на головном участке ВЛ 10 кВ, кВт;
Тм – время использования максимальной нагрузки, ч;
, (11.9)При =1900 ч, Тм=3417 ч
Определяется себестоимость 1 кВтч электрической энергии (руб/кВтч), отпускаемой с шин 0,4 кВ подстанций 10/0,38 кВ:
, (11.10)Сш0,4=(0.024+0.033+(76000*0.12+11951)/ 3754941,3)* 40=
=2.51 руб./кВтч
где Зс=0,024 руб/кВтч;
Зв=0,033 руб/кВтч;
Ен=0,12
12. Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения выполняют как внутренней, так и для наружной установки на всю шкалу напряжений, начиная от 380 В. Однофазный трансформатор напряжения состоит из замкнутого сердечника и двух обмоток. Первичная обмотка включена на напряжение сети, а к вторичной обмотке присоединяют параллельно обмотки приборов и реале.
Соотношение номинальных первичного и вторичного напряжений определяется номинальный коэффициентом трансформации, который приблизительно равен отношению чисел витков первичной и вторичной обмоток:
n= U1н/U2н≈W1/W2
принцип действия, устройство и схемы включения трансформаторов напряжения аналогичны силовым трансформаторам. Однако их номинальная мощность не велика.
Погрешность по напряжению вносит ошибку в показания всех приборов, ее следует так же учитывать при анализе работы реале напряжения, мощности и др., получающих другую информацию трансформатора напряжения. Угловая погрешность имеет значение только для ваттметров, счетчиков, фазометров и других подобных приборов, а так же реле ваттметрового типа, у которых измерение угла вызывает дополнительную ошибку.
Погрешности практически зависят от конструкции магнитопровода, магнитной проницаемости стали, от значения и коэффициента мощности вторичной нагрузки, от первичного напряжения.
Трансформатор напряжения может работать в разных классах точности в зависимости от его вторичной нагрузки. Номинальная нагрузка трансформатора напряжения – это наибольшая нагрузка, при которой погрешности не выходят за допустимые пределы, установленные для трансформаторов данного класса. На паспортной табличке трансформатора напряжения указывают возможный наивысший для него класс точности.
Промышленность изготовляет трансформаторы напряжения различных типов, однофазные и трехфазные, для внутренней и наружной установок. В зависимости от назначения трансформаторы напряжения имеют различные схемы соединения обмоток. Схема с одним однофазным трансформатором НОМ, обеспечивающая измерение одного линейного напряжения. Схема с двумя однофазными трансформаторами, соединенными по схеме открытого треугольника, позволяет измерять все три линейных напряжения. Для измерения всех линейных и фазных напряжений можно использовать схему с тремя однофазными трансформаторами. Схема с трехфазным трехстержневым трансформатором дает возможность измерить три линейных напряжения. В сельских электрических сетях широко используется трехфазные пятистержневые трансформаторы НТМИ с двумя вторичными обмотками. При этом обмотку, соединенную в звезду, используют для присоединения измерительных приборов, а к обмотке, соединенной в разомкнутый треугольник. Присоединяют реле контроля изоляции. На выводах этой обмотки в нормальном рабочем режиме и при междуфазных к.з. напряжение близко к нулю, а при однофазном замыкании на землю появляется утроенное напряжение нулевой последовательности. Поэтому. Хотя однофазное замыкание на землю в сети незаземленной нейтралью не является короткими замыканием и сопровождается относительно небольшим током, на который обычно не реагирует релейная защита, реле контроля изоляции обеспечит четкую сигнализацию о наличии этого ненормального режима. Учитывая, что при металлических замыканиях на землю напряжение поврежденной фазы становится равным нулю, а двух других фаз увеличивается, по показаниям вольтметров, включенных на фазные напряжениям вольтметров, включенных на фазные напряжения вторичной обмотки, легко установить поврежденную фазу.