Грозозащитные и повторные заземления

Размещение грозозащитных заземлений на ВЛ 0,38 кВ должно выполняться в соответствии с пунктом 2.4.26 ПУЭ [4]. В населенной местности с одно- и двухэтажной застройкой с неэкранированными трубами и высокими деревьями ВЛ 380/220 В должны иметь заземляющие устройства, предназначенные для защиты от грозовых перенапряжений. Сопротивление каждого из этих заземляющих устройств должно быть не более 30 Ом, а расстояния между ними - не более 200 м для районов с количеством грозовых часов в году до 40 ч и 100 м для районов с количеством грозовых часов в году более 40 ч. Кроме того, заземляющие устройства должны быть выполнены на опорах с ответвлениями к вводам в помещения, в которых может быть сосредоточено большое количество людей (школы, ясли, больницы и т.п.) или представляющие большую хозяйственную ценность (склады, мастерские, животноводческие помещения и пр.)

На конечных опорах линий 380/220 В, имеющих ответвления к вводам, наибольшее расстояние от соседнего защитного заземления должно быть не более 100 м для районов с количеством грозовых часов в году от 10 до 40 ч и 50 м для районов с количеством грозовых часов в году более 40 ч. К указанным заземляющим устройствам должны быть присоединены крюки и штыри деревянных опор и арматура железобетонных. В сетях с глухо заземленной нейтралью для заземляющих устройств от атмосферных перенапряжений следует, по возможности, использовать заземляющие устройства повторных заземлений нулевого провода.

Для ВЛ 0,38 кВ необходимо также обеспечить повторные заземления нулевого провода. Общее сопротивление растеканию тока всех повторных заземлений нулевого 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 [4, 7].

Заземление ТП 35-10/0,4 кВ осуществляется прокладкой горизонтального замкнутого контура, к которому присоединяется заземляемое оборудование. Сопротивление этого контура не должно быть более 10 Ом [4, 7]. Кроме горизонтального контура в непосредственной близости от нейтрали трансформатора должен быть установлен искусственный вертикальный заземлитель, сопротивление которого не должно быть более 30 Ом [2, 4, 7].

Общее сопротивление заземляющего устройства для ТП, имеющего одновременно напряжение до 1 кВ и свыше 1 кВ, определяется из следующих условий.

При использовании заземляющего устройства одновременно для электроустановок до 1 кВ и свыше 1 кВ:

R_з £ 125 / I_знз; (40)

R_з £ 4r_с / 100, (41)

где I_знз –ток замыкания на землю в сети свыше 1 кВ (с изолированной нейтралью), А; r_с – удельное сопротивление грунта с учетом коэффициента сезона, равное

r_с = rk_с, (42)

где r – удельное сопротивление грунта, определяемое по приложению 49; k_с – коэффициент сезонности, определяемый по приложению 50.

Общее сопротивление повторного заземлителя каждой отходящей от ТП ВЛ:

R_з.лин £ 10 Ом. (43)

Сопротивление заземляющего устройства, к которому присоединена нейтраль трансформатора, таково:

R_{з.нейтр.т} £ 4 Ом. (44)

В курсовом проекте рекомендуется провести расчет сопротивления заземляющего устройства ТП 10(35)/0,4 кВ. Заземление ТП 10(35)/0,4 кВ может быть обеспечено не одним лишь искусственным, но и естественным заземлителем, например свинцовыми оболочками кабелей или повторными заземлителями на ВЛ 0,38 кВ. Искусственный заземлитель может состоять из вертикальных электродов (стержневых заземлителей) и соединительной полосы.

Сопротивление стержневого заземлителя

(45)

где l и d – длина и диаметр стержня, м.

Если при определении числа стержней пренебречь их взаимным экранированием, тогда число стержневых заземлителей следующее:

n = R_ст / R₃. (46)

По приложению 51 можно определить коэффициент взаимного экранирования h_ст в зависимости от числа стержней n, их длины l и расстояния между ними d.

Тогда результирующее сопротивление стержневых заземлителей

(47)

Сопротивление соединительной полосы

(48)

где l – длина всей соединительной полосы, м; b – ширина соединительной полосы, м; t_п – глубина заделки соединительной полосы, м; h_пк – коэффициент взаимного экранирования полосы (приложение 51).

Общее сопротивление заземлителя ТП 10(35)/0,4 кВ определяется по формуле [8]:

(49)

Общее сопротивление заземлителя ТП 10(35)/0,4 кВ с учетом повторного заземления отходящих от подстанции ВЛ 0,38 кВ

(50)

где R_з.лин – сопротивление заземления ВЛ 0,38 кВ.

9.4.17. Технико-экономические показатели

Технико-экономическими показателями спроектированной системы электроснабжения являются стоимость и себестоимость одного киловатт-часа, отпущенного потребителю [2, 4, 5, 9].

Методика приближенного расчета, излагаемая в данных методических рекомендациях, разработана в ВИЭСХ.

Для группы электроприемников, присоединенных к сельской электрической сети 0,38 кВ, дисконтированные затраты на производство и передачу электрической энергии можно рассматривать как сумму трех составляющих: затраты на электроэнергию, отпускаемую с шин энергосистемы З_с, затраты на передачу энергии по сельским сетям напряжением 110…10 кВ З_в и затраты на ее передачу через ТП напряжением 10(35)/0,4 кВ и воздушные линии 0,38 кВ З_н:

С_0,38 = З_Со + З_Во + З_Но, (51)

где З_Со, З_Во, З_Но – удельные затраты на 1 кВт·ч в энергосистеме, по сетям высшего напряжения и по сетям низшего напряжения; С_0,38 - стоимость выработанного и переданного по электрическим сетям 1 кВт·ч потребителям, присоединенным к сетям напряжением 0,38 кВ.

Затраты на производство и передачу 1 кВт·ч в энергосистеме З_ос = 1,92 р./кВт×ч. Годовые затраты на передачу энергии по сетям напряжением 110…10 кВ определяют по формуле

(52)

где n – число элементов схемы электроснабжения, представленной на расчет; (например ВЛ 35…110 кВ, п.ст. 35…110/10 кВ; ВЛ10 кВ); m – число учитываемых видов издержек производства; К_i - капитальные вложения в i-й элемент схемы, тыс. р. (приложения 52, 55, 56); Е_н – нормативный коэффициент сравнительной эффективности, равный 0,1; И_ij - издержки вида j –для i-го элемента схемы электроснабжения, тыс. р.

Издержки производства состоят из издержек на капитальный ремонт И_к.р, на потери электрической энергии И_эл.эн, на обслуживание электрических сетей И_обс и прочие издержки И_пр:

И_эл.эн = c∆W, (53)

где с - стоимость потерянного 1 кВт·ч, р.; приближенно берется равной приведенным затратам на предыдущей (к энергосистеме) ступени напряжения, т.е. с = З_с; ∆W - количество потерянной электроэнергии (в сумме для элементов ВЛ 35…110 кВ, п.ст. 35…110/10 кВ и ВЛ 10 кВ может быть приближенно принято равным 7 % от общего количества электроэнергии, переданной через п. ст. 35…110/10 кВ); поэтому

И_пр + И_обс = γN_y.e,

где N_y.e - число условных единиц для обслуживания i-го элемента схемы (приложение 54); γ - стоимость одной условной единицы, равная 35 р./кВт×ч (в ценах на 01.01.91); И_к.р = K_ip_к.pi, (p_к.p - норма отчислений на капитальный ремонт, приложение 53).

Более точно значения потерь электрической энергии в сети 10 кВ может быть получено по формулам (14) и (15) настоящих методических рекомендаций. При этом значение потери электроэнергии в линиях 10…35 кВ можно рассчитать, используя значение эквивалентной мощности магистрали [формула (9) настоящих методических рекомендаций].

Таким образом,

(54)

где S_экв, S_oтп - эквивалентная мощность магистрали и расчетная мощность отпайки, кВ·А; r_о - погонное активное сопротивление провода, Ом/км; l_м, l_отп - длина магистрали и отпаек линии, км; τ- время потерь, ч (зависит от нагрузки участка линии).

Для расчета потерь электроэнергии в ВЛ0,38 кВ рекомендуется использовать коэффициент связи K_н/м между потерями напряжения и потерями мощности:

K_н/м = DP / DU, (55)

где ∆Р – потери мощности, %, от активной мощности головного участка ВЛ; ∆U – потери напряжения от подстанции 10(35)/0,4 кВ до наиболее удаленного потребителя, %.

Для сельских ВЛ 0,38 кВ центра России этот коэффициент в среднем можно принимать равным 0,95, тогда годовые потери электроэнергии в линии 0,38 кВ следующие:

(56)

где Р_г – активная мощность головного участка линии, кВт.

Стоимость 1 кВт×ч электроэнергии, отпущенной потребителю, равна отношению суммарных годовых затрат на элементы схемы (от источника питания до места присоединения потребителя) к значению полезно отпущенной электроэнергии.

Себестоимость 1 кВт×ч электроэнергии равна отношению суммарных годовых издержек всех элементов к значению полезно отпущенной электроэнергии.

Таким образом, стоимость 1 кВт×ч электроэнергии, отпущенной с шин 10 кВ ТП 35-10/0,4 кВ, такова:

(57)

где P_РТП = S_РТП cos j; Т_РТП – время использования максимума нагрузок.

Себестоимость 1 кВт×ч электроэнергии на шинах 10 кВ ТП 35…10/0,4 кВ:

(58)

По аналогии стоимость 1 кВт×ч электроэнергии, отпущенной потребителю в сети 0,38 кВ, следующая:

(59)

Расшифровав знаки сумм, получим

(60)

Себестоимость 1 кВт×ч электроэнергии, отпущенной потребителю

(61)

ВАРИАНТЫ ЗАДАНИЙ

На рис. 9.5 представлена схематическая карта района электрификации с подстанцией 110 кВ в центре. Варианты заданий отличаются масштабом этой карты:

вариант «а» - масштаб Ml:200000, т.е. в 1 см - 2 км;

вариант «б» - масштаб М1:300000, т.е. в 1 см - 3 км;

вариант «в» - масштаб М1:400000, т.е. в 1 см - 4 км;

вариант «г» - масштаб Ml:500000, т.е. в 1 см - 5 км.

Задания различаются также местом расположения населенного пункта, в котором проектируется сеть 380/220 В, картой-схемой этого населенного пункта (рис. 9.6–9.9), перечнем объектов в нем (X, или Y, или Z), отсутствием некоторых дорог на карте района, расчетными максимальными мощностями остальных населенных пунктов района и т.д.

Если в варианте на карте-схеме района отсутствует дорога, то также отсутствуют населенные пункты, расположенные вдоль этой дороги. В табл. 9.3 отсутствующие дороги обозначены следующим образом:

с – отсутствует северная дорога;

с-в – отсутствует северо-восточная дорога;

в – отсутствует восточная дорога;

ю-в – отсутствует юго-восточная дорога;

ю – отсутствует южная дорога;

ю-з – отсутствует юго-западная дорога;

з – отсутствует западная дорога;

с-з – отсутствует северо-западная дорога.

В этой же таблице указано месторасположение населенного пункта, электрические сети которого предлагается спроектировать.

Студентам предлагается вариант курсового проекта в следующем виде:

I - II - III - IV - V,

где I - номер варианта из табл. 9.7 (от 1 до 14);

II - масштаб карты-схемы района электрификации (а или б, или в, или г);

III - номер рисунка карты населенного пункта (1-5);

IV - номер перечня обозначений карты населенного пункта (X, или Y, или Z);

V - номер варианта дополнительных исходных данных, приведенный в табл. 9.8 (от 1 до 10).

Например, вариант 1-а-3-X-10 расшифровывается следующим образом:

1-й вариант, приведенный в табл. 9.7;

масштаб карты-схемы района «а», т.е. М1:200000;

карта населенного пункта приведена на рис. 9.3;

X - перечень объектов населенного пункта, приведенный в табл. 9.4,

10-й вариант дополнительных исходных данных, приведенный в табл. 9.8. Таким образом, эта система позволяет задать 6720 различных вариантов выполнения курсового проекта.

Рис. 9.5. Карта района

Рис. 9.6. Карта населенного пункта

Таблица 9.3

Расшифровка обозначений карты населенного пункта,
изображенной на рис. 9.6

Рис. 9.7. Карта населенного пункта

Таблица 9.4

Расшифровка обозначений карты населенного пункта,
изображенного на рис. 9.7

Рис. 9.8. Карта населенного пункта

Рис. 9.9. Карта населенного пункта

Таблица 9,5

Расшифровка обозначений карты населенного пункта,
изображенной на рис. 9.8

Таблица 9.6

Расшифровка обозначений карты населенного пункта,
изображенной на рис. 9.9

Таблица 9.7