Iд=sqrt(1+2(1.5-1)^2)*1.5=1,8 кА

Вибрану апаратуру перевіряють на термічну та динамічну стійкість при дії струму к.з. При виборі апаратури рекомендується складати таблицю, порівнюючи розрахункові та паспортні дані апаратів. Для вимикачів і роз'єднувачів теж необхідно вибирати привод.

Дані електричної апаратури наведено в додатках Д.7, Д.8 та Д.9. Вибір роз'єднувачів виконується аналогічно (не враховується тільки

допустимий струм вимикання).

(*) - у відповідності з приєднуваними приладами.

Клас точності трансформаторів струму, до яких приєднують лічильники електричної енергії для комерційного розрахунку, повинен бути 0,5; для технічного обліку електроенергії допускається клас точності 1,0. Для приєднання реле і різноманітних пристроїв достатніми є класи точності 3,0 і 10,0.

Щоб забезпечити задану точність вимірювання, потужність S2 приладів, приєднаних до вторинної обмотки трансформатора, не повинна перевищувати

зазначене в паспорті трансформатора струму номінальне вторинне навантаження SН2. Залежно від класу точності знаходять номінальну вторинну потужність SН2.

Навантаження трансформаторів струму

S2 = SПР + I 2Н 2 (RПРОВ + RКОН),

S2=2.6+5^2*(0.8+0.1)=25,1

де I Н 2 – номінальний вторинний струм (у більшості випадків 5 А);

SПР – сумарна потужність послідовно ввімкнених приладів (лічильників, амперметрів), ВА;

RПРОВ – опір з'єднувальних провідників, Ом; RКОН – опір контактів (RКОН = 0,1 Ом).

Допустимий опір провідників обчислюється, виходячи з умови S2 = SН2:

Sпров=(7-2.6-5^2-0.1)/5^2=0,8 Отже, необхідний переріз з'єднувальних провідників:

F ПР = Rρ LP , ПРОВ

Fпр=0.0175*3/0.8=0,06

де ρ – питомий опір металу з'єднувальних проводів, (Ом·мм2)/м; LР – розрахункова довжина проводів, м (2,5...3м).

За результатом розрахунку приймають ближчий стандартний перетин, але не менше 2,5 мм2 для мідних проводів, або 4мм2 для алюмінієвих.

У комірках лінії 10 кВ РТП-35/10 кВ, як правило, встановлюється один двоелементний лічильник активної енергії, наприклад, типу СА4УИ675 (SПР = 2,5 ВА). Для вимірювання струму використовують один амперметр типу Е-335 (SПР = 0,5 ВА) або Е-378 (SПР = 0,1 ВА).

7. Вибір релейного захисту комірки 10кВ районної трансформаторної підстанції

Для захисту ліній 10кВ використовують максимальний струмовий захист і струмову відсічку. При цьому максимальний струмовий захист може бути виконаним з допомогою електромагнітних реле РТВ або РТ85 і РТМ (реле РТВ і РТМ вмонтовуються в пружинний привод вимикача), або мікропроцесорних реле типу МРЗС, УЗА10 тощо. При виконанні максимального струмового захисту з використанням реле РТВ відсічка здійснюється з допомогою реле РТМ, а в іншому випадку – електромагнітним елементом реле РТ-85.

У мережах напругою 10кВ максимальний струмовий захист виконується у двофазному варіанті (трансформатори струму монтуються тільки у двох фазах), тому можуть бути використані схеми з'єднань трансформаторів струму у неповну зірку або на різницю струмів двох фаз.

Струм спрацювання максимального струмового захисту знаходять за формулою

Iсз=1,2*1,5/0,85*63.97=135,5 А

де КН, КСП, КП – відповідно коефіцієнт надійності, самозапуску і повернення; ІР.МАКС – максимальний розрахунковий струм навантаження, А.

Коефіцієнт самозапуску КСП для ліній сільськогосподарського призначення може мати значення 1,1...1,8. Величина коефіцієнтів надійності та повернення залежить від типу реле.

Таблиця 11. Коефіцієнти надійності та повернення

Максимальний розрахунковий струм навантаження визначають за максимальною потужністю на першій ділянці лінії 10 кВ (більша із SД і SВ):

I= S M (0−1) .

Р. МАКС √3 U H

Iп=1108/(sqrt(3)*10)=63,97 А Тоді струм спрацювання реле:

І СР= КnСХ IСЗ , TT

Iср=1/15*135,5=9 А

де КСХ – коефіцієнт схеми (при з'єднанні трансформаторів струму в неповну зірку КСХ=1, а у випадку з'єднання на різницю струмів двох фаз – КСХ = 3);

nTT – коефіцієнт трансформації трансформаторів струму.

Враховуючи дискретність уставок струму спрацювання реле, вибирають найближче більше значення струму уставки ІУСТ реле за його паспортом (додаток Д.10 ).

Після вибору струму уставки реле визначають уточнене значення струму спрацювання захисту:

I 'СЗ= KnTT І СР . СХ

Iсз=15/1*8=120 Чутливість захисту перевіряють за формулою:

К= І КЗ . МІН ,

ЧІ'СЗ

Kч=1740/120=14,5

де КЧ – коефіцієнт чутливості для максимального струмового захисту (рекомендоване значення КЧ = 1,5);

І КЗ . МІН – мінімальне значення струму двофазного к. з. у мережі (шини 10 кВ найбільше віддаленої ТП 10/0,4 кВ).

Захист споживчих трансформаторних підстанцій 10/0,4 кВ на стороні напруги 10 кВ виконується плавкими запобіжниками типу ПК або іншими.

Номінальні струми плавких вставок запобіжників типу ПК наведено у таблиці 12 залежно від потужності силового трансформатора ТП - 10/0,4 кВ.

Таблиця 12. Номінальні струми плавких вставок запобіжників

Селективна дія максимального струмового захисту із залежною струмовою характеристикою і запобіжниками ТП-10/0,4 кВ забезпечується при умові:

tСЗ > tЗП + Δt ,

де tСЗ – час спрацювання максимального струмового захисту лінії 10 кВ, с; tЗП – час вимикання струму к. з. запобіжником, який складається із часу

перегорання плавкої вставки і часу горіння дуги (див. додатки, рис. 4), с; Δt – ступінь селективності ( 0,5...0,7 с ).

Для визначення уставки часу спрацювання максимального струмового захисту лінії 10 кВ, узгодження її з часом спрацювання запобіжників ТП-10/0,4 кВ креслять карту узгодження захисту мережі, на якій по осі абсцис відкладається струм к. з., а по осі ординат – час спрацювання захисту.

Після побудови захисної характеристики запобіжника, знаходять струм трифазного к. з. у місці установки ТП-10/0,4 кВ. Через точку, яка відповідає вказаному струму к. з., проводять паралельну осі ординат пряму. Перетин цієї прямої із захисною характеристикою запобіжника визначає час спрацювання запобіжника tЗП. Точка часу tСЗ спрацювання максимального струмового захисту лінії 10 кВ розташована на додатковій прямій на відстані Δt від точки tЗП .

Побудувавши струмову характеристику реле, яка проходить через точку tСЗ (або близько), визначають уставку часу спрацювання максимального струмового захисту. Струмові характеристики реле наведено у додатках (див. рис. 5, 6 та 7).

Для прискорення вимикання коротких замикань, які виникають на початку лінії та супроводжуються значними струмами к. з., застосовують струмову відсічку.

Струм спрацювання відсічки визначають за двома умовами: а) залежно від стрибка струму намагнічування:

І СВ≥ 4√∑ S H ,

3U H

де ∑ S H – сума номінальних потужностей споживчих ТП-10/0,4 кВ, приєднаних до лінії 10 кВ, кВА;

б) залежно від струму к. з. в кінці лінії 10 кВ:

І СВ≥К НВ І(КЗ3). МАКС ,

Iсв=1,15*2600=2990

де І(КЗ3). МАКС – максимальний струм трифазного к. з. на шинах 10 кВ найвіддаленішої підстанції ТП-10/0,4 кВ, кА; КНВ – коефіцієнт надійності відсічки для реле РТМ та РТ-85 дорівнює 1,5.

Розрахунок струму спрацювання реле відсічки виконують за найбільшим струмом із наведених вище двох умов:

І С . РВ= Кn СХ IСВ . TT

Iсв=15/1*1,8=27А

Вибравши найближче більше значення струму уставки реле відсічки I УСТ . В , визначають уточнене значення струму спрацювання відсічки:

Iсв=15/1*60=900 А

Застосування струмової відсічки буде доцільним при виконанні умови: КЧ ≥ 1,2 ,

де КЧ – коефіцієнт чутливості струмової відсічки. Відповідно:

І(2)

К= КЗ . МІН ,

ЧІ 'СВ

Kч=1740/900=1,93

де І(КЗ2 ). МІН – мінімальний струм двофазного короткого замикання на шинах 10 кВ районної підстанції (у місці установки відсічки).

8.Розрахунок системи електропостачання заданого населеного пункту

8.1.Розрахунок оптимальної кількості та вибір місць розташування споживчих трансформаторних підстанцій ТП-10/0,4 кВ

Кількість трансформаторних підстанцій у населеному пункті можна обчислити за формулою:

пТП =√ S P FB ,

ΔU ДОП

де SР – повне максимальне розрахункове навантаження споживачів заданого населеного пункту, кВА;

F – площа населеного пункту, км2;

В – параметр, що залежить від напруги (для 10/0,4 кВ В = 0,06...0,07 %/км ); ΔUДОП – допустима втрата напруги у мережі низької напруги, %.

На плані населеного пункту розміщують ТП-10/0,4 кВ з таким розрахунком, щоб вони знаходилися у центрі навантаження, а лінії 0,38 кВ були по можливості меншої довжини.

Розміщувати ТП-10/0,4 кВ на плані населеного пункту необхідно по можливості так, щоб вони живили споживачів однакового характеру, а також прагнути до рівномірного розподілу навантаження між окремими ТП.

Розмістивши ТП - 10/0,4 кВ на плані населеного пункту, намічають траси проходження лінії 0,38 кВ. У випадку змішаного навантаження підстанцій окремі лінії 0,38 кВ повинні по можливості живити споживачів одного характеру і мати рівномірні навантаження.

8.2. Розрахунок навантажень ліній електропередачі напругою 0,38 кВ

При визначенні розрахункового навантаження на кожній ділянці лінії 0,38 кВ рекомендується об'єднувати житлові будинки у групи від 3 до 7 об’єктів. Навантаження групи житлових будинків знаходять підсумовуванням за

допомогою коефіцієнта одночасності в загальному випадку по денному РД і вечірньому РВ максимумах:

1 група – Корівник, свинарник, овочесховище, зерносховище. Pд = 0,75*(7+26+20+6)= 44,25

Pв = (0,75*(13+10+10+10))= 32,25 2 група – Трактори, гараж, склад концкормів.

Pд = (0,8*(15+20+15)= 40

Pв = (0,8*(5+10+1)= 12,8

3 група – Школа, магазин продуктовий, лазня, адміністративні установи. Pд = (0,8*(14+4+3+45)= 52,8

Pв = (0,8(20+24+4+3)= 40,8 4 група – Житлові будинки (80)

Pд = (0,6(80*5,1)) = 326,4

Pв = (1*(80*8,5)) = 680

Сумарна денна потужність: ∑ д = 44,25 + 40 + 52,8 + 326 = 463,05

Зовнішнє освітлення:

Pзо = (250*8+3*328)*10-3 = 2, 98

Вуличне освітлення:

Pво = 11*1000*10-3=11 Сумарна вечірня потужність :

∑Рв=32,2+12,8+40,8+680+2,9+11=779,7

де РДі , РВі – розрахункові навантаження на вводі житлового будинку відповідно у денний і вечірній час, кВт;

КО – коефіцієнт одночасності, залежить від кількості будинків, береться з додатку Д. 3.

Розрахункові навантаження окремих ділянок лінії 0,38 кВ знаходять підсумовуючи навантаження окремих споживачів, що підключені до лінії, з врахуванням одночасності попадання в максимум навантаження. Розрахунок ведуть, починаючи з кінця лінії, навантаження підсумовують за методом добавок:

РД = РДБ + ΔР(РДМ) ; РВ = РВБ + ΔР(РВМ) , де РДБ, РВБ та РДМ, РВМ – найбільше і менше навантаження відповідно денного та

вечірнього максимумів, кВт; ΔР(Р) - добавка від меншого навантаження до найбільшого, кВт (див. додаток

Д.4).

В окремих випадках, якщо явно виражено денний або вечірній максимуми навантаження, розрахунок проводять за одним з максимумів – денним або вечірнім.

Розрахунки навантажень ліній 0,38 кВ рекомендується робити у табличній формі.

8.3. Вибір перерізу проводів ліній електропередачі 0,38 кВ

Переріз проводів на окремих ділянках ліній 0,38 кВ вибирають за мінімумом приведених затрат (за економічними інтервалами потужностей) залежно від максимальної потужності SМ (більшого з розрахункових денного SД або вечірнього SВ навантажень ділянки лінії). Межі економічних інтервалів для вибору перетинів проводів лінії 0,38 кВ наведено в [1].

Повна потужність (денна SД та вечірня SВ) на ділянках лінії 0,38 кВ визначається за розрахунковими активними навантаженнями цих ділянок і відповідними коефіцієнтами потужності, які наведено в додатку Д. 12.

Розрахунки починають з головних ділянок лінії і дані записують у таблицю

14.