Методические указания - Районные и местные электрические сети - файл n1.doc

Методические указания - Районные и местные электрические сети
скачать (458 kb.)
Доступные файлы (1):
n1.doc458kb.20.11.2012 09:05скачать

n1.doc

Министерство образования и науки Российской Федерации

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

СЕВЕРО-КАВКАЗСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра АЭС и Э
МУ к ПЗ по курсу РиМЭС»


.

г. Ставрополь, 2005 г.
Содержание

Введение

1. Определение сечения ВЛ и КЛ:

  1. По экономической плотности тока

б) По потери

в) По нагреву

2.Выбор числа и мощности трансформаторов 6-10/0,4 и КТП.

3. Расчет токов КЗ.

4. Выбор защитной аппаратуры.

5. Компенсация реактивной мощности.

6. Выбор оборудования на 10 и 0,4 кВ.

7. Регулирование U трансформаторами.

8. Список используемой литературы

Введение

Дисциплина "Районные и местные электрические сети" относится к дисциплинам специализаций (факультативной), в которой углубляются знания в области профессиональной подготовки инженера-электрика.

Цель дисциплины заключается в - углублении знаний в области проектирования районных и местных электрических сетей.

Задачей дисциплины является изучение методов проектирования районных и местных электрических сетей.

Дисциплина «Районные и местные электрические сети» базируется на знаниях как математических и естественно-научных дисциплин (математика, физика, информатика), так и общепрофессиональных дисциплин (электроэнергетика, прикладная механика, теоретические основы электротехники, электромеханика).

Полученные при изучении курса знания используются при выполнении курсовых проектов по дисциплинам "Передача и распределение электроэнергии" и "Электроэнергетические системы и сети".

1. Выбор сечений проводов и кабелей

 

а). Метод экономической плотности тока
Сечение является важнейшим параметром линий электропередачи. Методики определения сечений проводов и кабелей основаны на поиске экономического сечения, соответствующего минимальным затратам.

С увеличением сечения вырастают затраты на сооружение линии, отчисления на амортизацию, ремонт и обслуживание (на рисунке 1.1 З1), но снижаются потери мощности и электроэнергии и связанные с ними затраты (на рис.1.1 З2):

 

 







 







 

Рисунок 1.1 - Зависимость приведенных затрат от сечения

 







 

Из рисунка 1.1 видно, что существует точка, в которой З12 и суммарные затраты будут минимальны. Этой точке соответствует сечение, которое называют экономическим сечением:

SJ=Imax/JЭ (1.1)

здесь - JЭ - экономическая плотность тока, А/мм2, т.е. плотность тока при выбранном сечении проводов фаз линии электропередачи, соответствующая минимуму приведенных затрат

З= рнb + baэ+ b+3Imax2rtL (1.2)

где - b - часть удельных капитальных вложений, пропорциональная сечению провода, руб/(км.мм2);

рн - нормативный коэффициент экономической эффективности;

aэ - ежегодные отчисления на амортизацию и текущий ремонт линии в относительных единицах, 1/год;

b - стоимость потерь электроэнергии, руб/(кВт.ч);

r - удельное сопротивление материала провода, Ом.мм2/м;

t - время наибольших потерь, ч.
Порядок выбора сечений по методу экономической плотности тока следующий:

1.Находят максимальный ток линии Imax – ток в линии в режиме наибольших нагрузок.

2.В зависимости от Тнб находят значение экономической плотности тока.

3.Находят экономическое сечение по формуле (1.1).

4. Выбирают ближайшее стандартное сечение.

5. Выполняют проверки выбранного стандартного сечения:

 по нагреву в нормальном и послеаварийном режимах;

по допустимой потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах;

 на механическую прочность.

В настоящее время по экономической плотности тока выбирают сечения кабельных и воздушных линий Uном= 35-110 кВ, для сетей более высоких номинальных напряжений этот метод служит для выбора исходного сечения метода экономических интервалов.

Выбору по экономической плотности тока не подлежат сети промышленных предприятий с Uном<1кВ и осветительные сети.

Недостатком метода является то, что принимается линейная зависимость К1км от сечения, что не соответствует действительности увеличивает погрешность метода.

б). Определение сечений проводов по допустимой потере напряжения
Метод применяется для выбора сечений в распределительных сетях, где очень важным является фактор потерь напряжения, т.к. способы регулирования напряжения в таких сетях весьма ограничены.

Допустимая потеря напряжения ∆Uдоп – это такая потери напряжения, при которой отклонения напряжения на зажимах электроприемников не выходят за пределы предусмотренных ГОСТ технически допустимых значений. Формула для определения потери напряжения в распределительных сетях:

(1.3)







 
















Рисунок 1.2 - Зависимость удельных сопротивлений линии от сечения





















Из рисунка 1.2 видно, что удельное реактивное сопротивление линии хо мало зависит от сечения. В распределительных сетях его значение для воздушных линий хо?0,4 Ом/км, для КЛ 6-10 кВ хо?0,09 Ом/км, для КЛ Uном<1кВ хо?0,06Ом/км.

Порядок выбора сечения по допустимой потере напряжения следующий.

1. Подставляя в формулу (1.3) значения нагрузок P, Q, длину линии L, ∆Uдоп, среднее значение хо, находят значение R.

2. Зная R, находят ro = R/L.

3.По справочным данным находят стандартное сечение, соответствующее рассчитанному ro.

4.Далее выполняют проверки по нагреву в нормальном и послеаварийном режимах и по механической прочности.
в). Выбор сечений проводов и жил кабелей по условиям нагревания
Этот метод применяется в сетях, где главным критерием является пожарная безопасность: для внутренней электропроводки, во внутризаводских сетях напряжением до 1000В. В соответствие с ПУЭ по допустимому току можно выбирать сборные шины подстанций, кабели напряжением 0,4 кВ и кабели 6-10 кВ.

При выборе сечений по нагреву определяют наибольший ток Iнб, исходя из нормального или послеаварийного режимов. Затем находят допустимый расчетный ток для тех условий охлаждения и режимов, в которых будут работать выбираемые провода или кабели:

(1.4)

где aQ - коэффициент, учитывающий отличие температуры окружающей среды от стандартной;

an – коэффициент, учитывающий количество параллельно проложенных кабелей.
Далее в справочных таблицах выбирают такое сечение с допустимым током Iдоп, при котором выполнялось бы условие:

Iдоп>Iдопp (1.5)

Часто в распределительных сетях работают аппараты с повторно-кратковременными нагрузками (сварочные аппараты, подъемники), графики нагрузки которых соответствуют изображенным на рисунке 1.3.




















Рисунок 1.3. - График работы повторно-кратковременной нагрузки


При выборе сечений для питания такой нагрузки в формулу (1.4) вводится поправочный коэффициент:

(1.6)

где - Кпв – коэффициент учета повторно-кратковременной нагрузки.

(1.7)

здесь - ПВ – продолжительность включения; определяется как отношение времени включения tвкл к времени цикла tц (рисунок1.3)

ПВ= tвкл/ tц (1.8)
2. Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях
На подстанциях, где подключены потребители первой и второй категории, должно быть установлено не менее двух трансформаторов (рисунок 2.1, а). Исходя из этого, номинальные мощности трансформаторов выбираются следующим образом:

Sном.т Sрасч/2*0,7 (2.1)
Коэффициент 0,7 вводится в связи с тем, что при отключении одного из трансформаторов второй трансформатор допускается перегружать на 40% по 6 часов в течение пяти суток, при этом его нагрузка составит 1,4 Sном.

Потребители третьей категории питаются через один трансформатор (рис. 2.1, б), мощность которого выбирается по выражению:

Sном.т Sрасч (2.2)


 







 










Рисунок 2.1. Схемы трансформаторных подстанций: 

а – подстанция, питающая потребителей I-II категорий;

б – подстанция, питающая потребителей III категории

  

Выбранный трансформатор проверяется по загрузке в номинальном режиме:
(2.3)
Также проверяется по коэффициенту экономической нагрузки:
, (2.4)
где - потери мощности на холостой ход, кВт;

- потери мощности короткого замыкания, кВт;

- коэффициент повышения потерь при передаче реактивной мощности, который зависит от удаления подстанции от энергосистемы; ()

(3.5)
(3.6)
где - потери реактивной мощности на холостой ход, квар;

- потери активной мощности при коротком замыкании,

квар;

- ток холостого хода, в процентах;

- напряжение короткого замыкания, в процентах.

Условием правильной загрузки трансформаторов будет:

Производится проверка по перегрузочной способности трансформатора при аварийном отключении одного из них:
(3.7)

3. Расчет токов КЗ
Расчет токов короткого замыкания производится с целью проверки защитной аппаратуры на термическую и динамическую стойкость, а так же чувствительность и селективность действия. Расчет токов КЗ производится в именованных единицах. Для расчета токов КЗ составим эквивалентную однолинейную схему:


РТП 35/10 кВ

ТП 10/0,4 кВ (№1)

ВЛ 0,38 кВ

Л1

Л2

Л3

Л4


ВЛ 10 кВ






ТП 10/0,4 кВ (№3)




Рис. 3.1. Эквивалентная однолинейная схема



Z1 – Сопротивление питающей сети.

Z2 , Z8 – Сопротивление участков ВЛ 10 кВ.

Z3 – Сопротивление трансформатора ТП 10/0,4 кВ току КЗ.

Z4 – Z7 – Сопротивление отходящих линий 0,38 кВ.
Рисунок - 3.2. Схема замещения
Приведенное сопротивление питающей сети определяется по формуле:

(3.1)
где: Uб – базисное напряжение, принимается 400 В;

Sкз – мощность КЗ на шинах РТП 35/10 кВ, ВА
Zс = 4002 / 300  106 = 5,33  10-4 Ом
Для линий 10 кВ приведенные сопротивления определяют по формулам:

Rлi = 1,45 10-3 Rу lу (3.2)

Хлi = 1,45 10-3 Ху lу (3.3)

где: Rу и Ху – соответственно удельные активное и индуктивное сопротивления участков линий 10 кВ, Ом/км.

Сопротивление ВЛ 10 кВ:

Z2 = Z2-4-5-ртп + Z1-2

R2-4-5 – ртп = 1,45  10-3  0,58  8,07 = 0,0068 Ом

R1-2-4 = 1,45  10-3  0,85  2,0 = 0,0025 Ом

R2 = 0,0068 + 0,0025 = 0,0093 Ом
Х2 = 1,45  10-3  0,4  10,07 = 0,0058 Ом



R8= 1,45  10-3  0,85  3,16 = 0,0039 Ом

Х8 = 1,45  10-3  0,4  3,16 = 0,0018 Ом


Сопротивление линий 0,38 кВ определяются по формулам:

Rлi = Rу lу (3.4)

Хлi = Ху lу ( 3.5)

где: Rу и Ху – соответственно удельные активное и индуктивное сопротивления участков линий 0,38 кВ, Ом/км.

Линия 1

R9-7-ТП = 0,42  0,082 = 0,034 Ом

R12-15-9 = 0,588  0,175 = 0,1029 Ом

RЛ1 = 0,034 + 0,1029 = 0,1369 Ом

ХЛ1 = 0,3  0,257 = 0,0771 Ом



Линия 2

R19 – 5 - ТП = 0,85  0,168 =0,1428 Ом

R13 -19 = 1,1  0,042 = 0,0462 Ом

RЛ2 = 0,1428 + 0,0462 = 0,189 Ом

ХЛ2 = 0,3  0,21 = 0,063 Ом



Линия 3

R1 –10 - ТП = 0,315  0,075 = 0,024 Ом

R17-16 - 1 = 0,42  0,06 = 0,0252 Ом

RЛ3 = 0,024 + 0,0252 = 0,0492 Ом

ХЛ3 = 0,3  0,135 = 0,041 Ом


Линия 4

R14 -6 - ТП = 0,588  0,234 = 0,1376 Ом

R20 - 14 = 1,1  0,06 = 0,066 Ом

RЛ4 =0,1376 + 0,066 = 0,2036 Ом

ХЛ4 = 0,3  0,294 = 0,0882 Ом



Ток трехфазного КЗ на элементах сети 10 кВ определяется по формуле:

(3.6)

где: Z суммарное сопротивление ВЛ от РТП до точки КЗ

Ток трехфазного КЗ на элементах сети 0,38 кВ определяется по формуле:

(3.7)

Ток двухфазного КЗ определяется по формуле:

IКЗ(2) = 0,87 IКЗ(3) (3.8)

Ток однофазного КЗ определяется по формуле:

(3.9)
где: ZТР(1)/3 – приведенное сопротивление трансформатора току однофазного КЗ, Ом;

ZФ-0 – сопротивление петли фаза – нуль, Ом.

Результаты расчета токов КЗ сводим в таблицу 31.

Таблица 3.1 - Расчетные токи короткого замыкания

Точка КЗ

Место КЗ

Токи КЗ, А

Iкз(3)

Iкз(2)

Iкз(1)

К1

Шина 10 кВ удаленной ТП

556,67

484,30

-

К2

Шина 0,4 кВ проектируемой ТП

5566,99

4843,28

-

К3

В конце линии 1

-

-

506,61

К4

В конце линии 2

-

-

427,51

К5

В конце линии 3

-

-

858,21

К6

В конце линии 4

-

-

393,84

4. Выбор защитной аппаратуры

Выбор аппаратуры ТП 10/0,4 кВ



Выбор аппаратуры ТП осуществляется по следующим параметрам:

По напряжению: Uн.а.  Uсети

По току: Iн.а.  Iр

где: Iр – расчетный ток сети.

Расчетный ток сети определяется по формуле:

(4.1)

где: Sр – расчетная мощность линии, ВА.

Аппараты защиты определяются на автоматическое срабатывание по формулам:

Для предохранителей: Iкз(1) Iпл вст

где: Iпл вст – ток плавкой вставки предохранителя, А.

Для автоматов Iкз(1) кр Iэмр

где: кр – коэффициент разброса тока срабатывания электромагнитного расцепителя;

Iэмр – ток срабатывания электромагнитного расцепителя, А.

Расчетные токи элементов сети представим в виде таблицы.

Таблица 14,1.

Расчетные токи элементов сети


Защита ВЛ 10 кВ



Защита ВЛ 10 кВ выполняется токовыми реле косвенного действия типа РТ – 85.

Ток срабатывания реле:

(4.2)
где: кн – коэффициент надежности;

кз – коэффициент, учитывающий самозапуск электродвигателей;

ксх – коэффициент схемы;

кВ – коэффициент возврата;

кт – коэффициент трансформации трансформатора тока.

Принимаем: кн = 1,3; кз = 1,1; ксх = 1,0; кВ = 0,85; кт = 15.



Принимаем ток уставки токового реле РТ – 85 равным 6 А.

Выбранное реле проверяем по чувствительности:

(4.3)

Защита трансформатора 10/0,4 кВ



Трансформатор защищается со стороны 10 кВ плавкими предохранителями типа ПК 10.

Плавкая вставка выбирается по условию:

Iвст  1,25  Iр

Принимаем плавкую вставку на ток 40 А.

Проверим выбранную вставку на отстойку бросков намагничивающего тока:

Условие – Iвст 1,5 Iн

40  1.5  14,45 = 21,68 - условие выполняется.

Защита ВЛ 0,38 кВ



Защита отходящих линий 0,38 кВ осуществляется автоматическими выключателями серии ВА.

Номинальные токи автоматов определяются по условию

Iн.а.  Iр

Номинальные токи расцепителей определяются по условию

Iн.р.  Iр

Номинальные токи электромагнитных расцепителей определяются по выражению:

Iэмр = (3 или 12) Iн.р.

Проверка электромагнитных расцепителей на автоматическое срабатывание осуществляется по условию:

Iэмр  Iкз(1)

Линия 1

Iр = 86,43 А; Iкз(1) = 506,61 А

Принимаем автомат ВА 51-31 Iн.а = 100 А; Iн.р. 100 А; Iэмр = 300 А

Линия 2

Iр = 51,92 А; Iкз(1) = 427,51А

Принимаем автомат ВА 51-31 Iн.а = 100 А; Iн.р. = 63 А; Iэмр = 189 А

Линия 3

Iр = 106,75 А; Iкз(1) = 858,21 А

Принимаем автомат ВА 51-33 Iн.а = 160 А; Iн.р. = 125 А; Iэмр = 375 А

Линия 4

Iр = 58,58 А; Iкз(1) = 393,84 А

Принимаем автомат ВА 51-31 Iн.а = 100 А; Iн.р. = 63 А; Iэмр = 189 А.
5. КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
В городских электрических сетях должны предусматриваться технические мероприятия по обеспечению качества электри­ческой энергии согласно требованиям ГОСТ 13109-87* "Электрическая энергия. Нормы качества электрической энергии у ее приемников, присоединенных к электрическим сетям общего назначения".

В электрических сетях должны быть обеспечены отклонения напряжения у приемников электрической энергии, не превышаю­щие ±5 % номинального напряжения сети в нормальном режиме и ±10 % в послеаварийном режиме.

Расчет электрических сетей на отклонение напряжения производится для режимов максимальных и минимальных нагрузок. При отсутствии необходимых данных допускается принимать нагрузку в минимальном режиме в пределах 25-30 % максимальной.

При разнородном составе потребителей следует также производить расчет сети для промежуточного уровня нагрузок в утрен­ние и дневные часы суток.

Предварительный выбор сечений проводов и кабелей допускается производить исходя из средних значений предельных потерь напряжения в нормальном режиме: в сетях 10(6) кВ не бо­лее 6 %, в сетях 0,38 кВ (от ТП до вводов в здания) не более 4-6 %.

Большие значения относятся к линиям, питающим здания с меньшей потерей напряжения во внутридомовых сетях (малоэтажные и односекционные здания), меньшие значения - к линиям, питающим здания с большей потерей напряжения во внутридомовых сетях (многоэтажные многосекционные жилые здания, круп­ные обществен­ные здания и учреждения).

На шинах напряжением 10(6) кВ ЦП должно обеспечиваться встречное автоматическое регулирование напряжения, глубина которого определяется составом потребителей и параметрами сети.

В отдельных случаях, когда в рационально выполненной сети с централизованным встречным регулированием напряжения на шинах ЦП не обеспечиваются нормированные отклонения напряжения, допускается применение дополнительных средств местного регули­рования напряжения, в первую очередь, с помощью батарей кон­денсаторов.

Сети 0,38-10 кВ должны проверяться в соответствии с ГОСТ 13109-87* на допустимые значения размаха изменения напряжения при пуске электродвигателей, а также по условию их самозапуска.

Потребители, электроприемники которых ухудшают качест­во электрической энергии (тяговые подстанции городского тран­спорта, сварочные установки и др.) должны предусматривать соот­ветствующие мероприятия по его улучшению с установкой фильтров или стабилизирующих устройств в комплексе с электроприемниками потребителей.

Компенсация реактивной нагрузки промышленных и приравненных к ним потребителей (согласно Правилам пользования электрической и тепловой энергией) выполняется в соответствии с действующими нормативными документами по расчетам с потребителями за компенсацию реактивной мощности и по компенсации реактивной мощности в электрических сетях промышленных пред­приятий.

Компенсирующие устройства рекомендуется устанавливать непосредственно у электроприемников.

Компенсация реактивной мощности, как всякое важное техническое мероприятие, может применяться для нескольких различных целей. Во-первых, компенсация реактивной мощности необходима по условию баланса реактивной мощности. Во-вторых, установка компенсирующих устройств (КУ) применяется для снижения потерь электроэнергии в сети. В-третьих, компенсация устройства применяются для регулирования напряжения.

Во всех случаях при применении КУ необходимо учитывать ограничения техническими режимным требованиям:

  1. необходимому резерву мощности в узлах нагрузки;

  2. располагаемой реактивной мощности на шинах её источника;

  3. отклонение напряжения;

  4. пропускной способности электрических сетей.

Для уменьшения перетоков реактивной мощности по линиям и

трансформаторам, ИРМ должны размещаться в близи её

потребления. При этом передающие элементы сети разгружаются по реактивной мощности, чем достигается снижение потерь активной мощности и напряжения.

Производим расчёт мощности:

, (5.1)

где - активные потери мощности, кВт;

=0,01*; (5.2)

- реактивные потери мощности, квар;

=0,1*; (5.3)

Должно выполняться условие:

(5.4)

Если это условие не выполняется, то расчёт мощности ведётся по формуле:

, (5.5)

где - установленная мощность компенсирующих установок, квар.

,

где - директивный коэффициент при ;

- расчетный коэффициент при .

Выбирается реактивная мощность установок, близкая к .

При расчете электрических нагрузок учитываются потери мощности в трансформаторах, которые находятся по формуле:

, (5.6)

где - потери активной мощности, кВт;

; (5.7)

- потери реактивной мощности, квар;

(5.8)

Полная расчётная мощность , кВА определяется по формуле:
(3.14)
где - расчетная нагрузка до 1000 В, кВА;

- расчетная нагрузка выше 1000 В, кВА;

- расчетная осветительная нагрузка, кВA;

- потери мощности в трансформаторе, кВA.
6. Выбор оборудования 6-10 и о,4 кВ

Выбор выключателей


Выбор выключателей проводится по следующим условиям

1. ,

где - номинальное напряжение выключателя

2. ,

где - номинальный ток выключателей

- расчетный ток

3. ,

где - номинальный ток электродинамической стойкости

выключателя

4. ,

- предельный ток термической стойкости, который данный

аппарат может выдержать без повреждения в течение определенного времени термической стойкости .

- тепловой импульс,

(6.1)

Выбор разделителей

Выбор разделителя производится аналогично выбору выключателя по:

  1. номинальному напряжению;

  2. номинальному длительному току;

  3. электродинамической стойкости;

  4. термической стойкости.

Выбор трансформаторов тока


Выбор трансформаторов тока производится по следующим условиям:
1. ,

2. ,

где - номинальный ток первичной цепи трансформатора

тока.

3. , (6.2)

где - кратность электродинамической стойкости

4. ,

- кратность термической стойкости

5. ,

где - номинальная допустимая нагрузка (при заданном классе точности), Ом

Выбор разрядников


РВМ-35 – разрядник вентильный модернизированный, для

защиты и изоляции электрооборудования от

атмосферных и кратковременных внутренних

перенапряжений.

Номинальные параметры РВМ-35:

- ;

- ;

- , ;

- .

PВМ6 – разрядник вентильный, модернизированный с номинальными параметрами:

- ;

- , ;

- .

Выбор трансформатора напряжения


НТМU-6-66(звезда/звезда/треугольник-круг) – трансформатор напряжения с естественным масляным охлаждением для измерительных цепей [ ], устанавливаются на каждой секции сборных шин и к нему подключаются измерительные приборы всех присоединений данной секции и приборы контроля изоляции сети 6000В.

Выбор сборных шин


Сечение сборных шин выбирается по нагреву, проверяется на изгибающий момент и силы растяжения.

Ток нормального режима:
(6.4)

Расчётный ток утяжеленного режима:

(6.5)


Производится проверка выбранных шин по условиям:

1. Термическая устойчивость
; “c”[ ] (6.7)

где с-

(6.8)

2. Динамическая устойчивость

Частота собственных колебаний концентрации при взаимодействии шиной конструкции в горизонтальной плоскости:

(6.9)
где I-момент инерции шин

(6.10)
при. , то расчёт можно вести без учёта колебательного процесса в шинной конструкции наибольшее усилие:

(6.11)

Напряжение в материале:

(6.12)
Момент сопротивления шины:

(6.13)

Для меди: , ,

Где - допустимое напряжение в материале, МПа [ ].

Выбор предохранителей



Выбор производится по следующим параметрам:

  1. по номинальному напряжению

; (6.14)

  1. по току продолжительного режима

; (6.15)

  1. по отключающей способности

(6.16)

где, - начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ.

Выбор комплектного распределительного устройства




Комплектные распределительные устройства предназначены для приёма и распределения электроэнергии трёхфазного переменного тока промышленной частоты, состоят из набора типовых шкафов в металлической оболочке. В шкафы комплектного распределительного устройства встраивают выключатели, трансформаторы напряжения, разрядники, кабельные сборки, аппаратуру для собственных нужд подстанции, силовые предохранители, шинные перемычки.

Распределительные устройства одновременно являются щитами управления электродвигателей, работающих от сети 6 кВ, а также других потребителей, подключённых к распределительному устройству – 0,4 кВ.

Распределительные устройства комплектуются выключателями вакуумного типа. Технические данные приведены в таблице 3.20.

Таблица 3.20 – Технические данные комплектного распределительного

устройства


Тип ячейки

, кВ

Эксплуата-

ционные U, кВ

, А

Ток термичес-

кой стой-

кости, кА

Ток

динами-

ческой

стойкос-ти, кА


,

Гц.

Степень

защиты

D12/SK

12

6

1250

40/3

63

50

IP31


7. Регулирования напряжения трансформаторами без РПН (с

ПБВ)

Трансформаторы без регулирования под нагрузкой (ПБВ) изготовляют с основным и четырьмя дополнительными ответвлениями. Схема обмоток такого трансформатора показана на рис. 9.7. Основное ответвление имеет напряжение, равное номинальному напряжению первичной обмотки трансформатора UB ном. Для понижающих трансформаторов UB ном равно номинальному напряжению сети, к которой присоединяется данный трансформатор, для повышающих UЛ на 5-10% выше U сети

При основном ответвлении коэффициент трансформации трансформатора называют номинальным. Чтобы переключить регулировочное ответвление в трансформаторе с ПБВ, требуется отключить его от сети. Такие переключения производятся редко, при сезонном изменении нагрузок. Поэтому в режиме наибольших и наименьших нагрузок в течение суток (например, днем и ночью) трансформатор с ПБВ работает на одном регулировочном ответвлении и соответственно с одним и тем же коэффициентом трансформации. При этом нельзя осуществить требование встречного регулирования, т.к. встречное регулирование можно осуществлять, только изменяя U0TB и коэффициент трансформации в течение суток.



Рисунок 7.1 - Схема обмоток трансформатора с ПБВ

По условиям встречного регулирования желаемое напряжение на шинах низшего напряжения в режиме наибольших нагрузок:

Uжелнб=(1,051,1) UH0M сети; (7.1)

для режима наименьших нагрузок:

Uжелнм= UH0M сети

Напряжение на стороне НН в режиме наибольших нагрузок, приведенное к ВН Ub2hнб и напряжение на стороне НН в режиме наименьших нагрузок, приведенное к ВН UB2 нб:



(7.2)

где Ubh6 , UBHM - определяемые из электрического расчета сети напряжения на стороне ВН трансформатора в режимах наибольших и наименьших нагрузок,

UbTh6 , UbThm - соответственно потери напряжения в трансформаторе в этих режимах.

Требуемое ответвление вычисляют и округляют до ближайшего стандартного:

(7.3)

здесь UHH - номинальное напряжение на шинах НН трансформатора в режиме холостого хода (паспортные данные).

Стандартное ответвление U определяет коэффициент трансформации:

(7.4)

при котором реальные напряжения на шинах НН в режимах наибольших и наименьших нагрузок составят:

(7.5)

Список используемой литературы





  1. Электрические системы и сети: Учебник / Под ред. Веникова В.А. и Строева В.А.. – М: Высшая школа, 1998.

  2. Электроэнергетические системы в примерах и иллюстрациях / Под ред. Строева В.А. - М.: Высшая школа, 1999.

  3. Лыкин А.В. Электрические системы и сети: Учебное пособие. - Новосибирск: НГТУ, 2002.

  4. Электрические системы и сети./Под ред.Г.И.Денисенко. Учебное пособие.- К.: Высшая школа, 1986.

  5. В.М. Блок. Электрические системы и сети.- М.: Энергоатомиздат, 1985.


Приложение 1

Таблица А.1- исходные данные по вариантам


Вариант

Данные электроприёмников

Температура окружающего воздуха, земли, ˚С

Марка провода, кабеля

Способ прокладки проводников

Нормированная температура жил провода, кабеля, ˚С

рн,кВт

Uн,В

?н,%

cos?

ПВ%

Или расчётная нагрузка проводников

1

2

3

4

5

6

1

0,75

380

73

0,76

100

20

АПВ

на латках пучком, при общем количестве нагруженных проводов 7

65

2

7,5

380

87,5

0,86

100

30

АПРТО

В пластмассовой трубе четырёхпроводной сети

65

3

5,5

380

85

0,7

50

25

АППВС

Под штукатуркой

65

4

62 А на напряжение до 1 кВ

35

АВВГ

На стене скобами

65

5

30

380

92

0,87

100

25

АПВ

В коробе многослойного, при общем количестве проводов 12

65

6

100

380

93,5

0,91

100

30

АВВГ

В трубе открыто по стене

65

7

1,5

380

78

0,75

60

15

АПВ

В коробе пучком, при общем количестве проводов 7

65

8

46 А на напряжение до 10 кВ

10

АНРГ

В коробе, при прокладке 4 кабелей

65

9

112 А на напряжение до 1 кВ

20

ААШв

В земле, в траншее

80

10

2,2

380

80,5

0,82

40

30

АПВ

На стене скобами

65

11

45

380

92,5

0,89

100

20

АВВГ

В кабельном канале

65

12

1,1

220

-

0,75

100

25

АПВ

В канале плиты перекрытия, двухпроводная сеть

65

13

31 А на напряжение до 1 кВ

ААШв

В кабельном канале

80

14

4

380

82

0,81

100

25

АПВ

В металлорукаве 4 провода

65

15

3

380

81

0,76

25

35

АПВ

На лотке, пучком при общем количестве проводов 10

65

16

22 А на напряжение до 1 кВ

АПВ

В пластмассовой трубе, четыре провода

65

17

90

380

94

0,89

100

20

ААШв

В земле, в траншее

80

18

11

380

90

0,85

100

25

АПВ

В коробе многослойного при общем количестве проводов 10

65

19

15

380

90

0,89

100

30

АПРТО

В металлической трубе, четырёхпроводная сеть

65

20

86 А на напряжение до 1 кВ

20

АВВГ

Скобами по строительным конструкциям

65


Учебный материал
© bib.convdocs.org
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации