Metodychka_kursova_EP_2023

Переріз проводів лінії 10 кВ вибирають за мінімумом приведених затрат (з використанням економічних інтервалів потужностей) залежно від еквівалентної потужності SЕ на ділянці лінії.

Межі економічних інтервалів для вибору перерізів проводів ліній 10 кВ наведено у додатку 7.

Еквівалентна потужність ділянки лінії 10 кВ

SЕ = КД · SМ,

де SМ – максимальна потужність ділянки лінії (найбільше з розрахункових навантажень денного SД або вечірнього SВ максимумів), кВА; КД – коефіцієнт, який враховує динаміку навантаження (для сільських мереж рекомендується КД = 0,7).

Розрахункове денне SД та вечірнє SВ навантаження знаходять,

Переріз проводів лінії 10 кВ, вибраних за допомогою економічних інтервалів потужностей, потрібно перевірити на допустиму втрату напруги. При цьому фактична втрата напруги до найвіддаленішої точки у мережі не повинна перевищувати допустиму, тобто:

ΣΔUі < UДОП.

Фактична втрата напруги на і-й ділянці лінії (%):

U і = [(Рі ri /UН) + (Qi xi/UН)]/10·UН ,

де Рі, Qі – розрахункові активна та реактивна потужності ділянки лінії, кВт, квар; ri, xi – активний та реактивний опори ділянки лінії, Ом;

ri = roi ·Li ; xi = xoi ·Li ,

де roi, xoi – питомі активний та реактивний опори проводу на ділянці лінії, Ом/км; UН – номінальна напруга лінії, кВ; Li – довжина ділянки лінії, км.

11

Фактичну втрату напруги до будь-якого споживача визначають як суму втрат напруги на окремих, послідовно з'єднаних ділянках лінії від джерела живлення.

У загальному випадку фактичну втрату напруги потрібно знаходити за денним та вечірнім максимумом навантажень окремо. Але в деяких випадках шляхом інженерного аналізу можна оцінити, при якому навантаженні (денному чи вечірньому) буде мати місце більша втрата.

Результати розрахунків фактичної втрати напруги записують у табл. 7.

Допустиму втрату напруги знаходять за допустимим відхиленням напруги у споживача, виходячи із заданого відхилення напруги на шинах 10 кВ РТП у режимі максимальних та мінімальних навантажень.

Допустиме відхилення напруги у споживача в нормальному режимі роботи дорівнює 5%. Розрахунок допустимої втрати напруги у лініях 10 та 0,38 кВ і вибір регульованих надбавок трансформаторів споживчих підстанцій 10/0,4 кВ виконують у формі табл. 8.

При складанні таблиці розглядаються дві споживчі ТП – ближня та віддалена. Ближня ТП – це ТП, приєднана в безпосередній близькості до шин 10 кВ РТП (наприклад, трансформатор власних потреб на РТП) і втрата напруги в лінії 10 кВ до цієї ТП рівна нулю. Віддалена – це ТП, до якої втрата напруги в лінії 10 кВ найбільша. Розглядаються також два режими навантаження – максимальний (100%) та мінімальний (25%).

12

На кожній споживчій ТП (ближній та віддаленій) розглядають два споживача електроенергії – ближній, підключений безпосередньо до шин 0,4 кВ ТП (без лінії 0,38 кВ, втрата напруги дорівнює нулю), і віддалений, підключений через найдовшу лінію 0,38 кВ, де втрата напруги буде найбільша.

Якщо фактична втрата напруги в лініях 10 та 0,38 кВ для заданого населеного пункту перевищує допустиму, необхідно передбачити заходи з її зменшення. Це може бути збільшення перерізів проводів ліній 10 та 0,38 кВ, зниження навантаження на лінії 0,38 кВ (збільшення кількості ліній).

2.5. Розрахунок струмів короткого замикання

Розрахунок струмів короткого замикання необхідний для перевірки вибраної апаратури на термічну і динамічну стійкість, чутливості релейного захисту і узгодження характеристик релейного захисту лінії 10 кВ з характеристиками запобіжників ТП-10/0,4 кВ.

У курсовій роботі необхідно визначити струми короткого замикання на шинах 10 кВ районної трансформаторної підстанції, на шинах 10 кВ розрахункової (заданої) та найбільш віддаленої споживчих підстанцій.

Вихідною величиною для розрахунку струмів короткого замикання є потужність короткого замикання на шинах 10 кВ РТП-

35/10 кВ.

Розрахунок струмів короткого замикання можна виконувати у відносних або іменованих одиницях. Оскільки струми к.з. розраховуються у мережі одної напруги, зручніше користуватися іменованими одиницями.

Струм трифазного к.з. на шинах 10 кВ РТП обчислюють за формулою:

іу КУ 2ІКЗ( 3 ) .

Діюче значення ударного струму короткого замикання:

І Д 1 2( КУ 1 )2 ІКЗ( 3 ) ,

де КУ – ударний коефіцієнт (1 < КУ < 2).

13

Струм трифазного короткого замикання в інших точках мережі:

де ZКЗ – опір кола к. з. до розрахункової точки, Ом.

Повні активний та індуктивний опори лінії:

де r0i, x0i – питомі активний та індуктивний опори 1 км проводу лінії, Ом/км (додаток 15); Lі – довжина ділянки лінії 10 кВ, км.

Струм двофазного короткого замикання

2.6. Вибір електричної апаратури розподільного пристрою

10 кВ

Необхідно вибрати захисну та комутаційну апаратуру (вимикач) для комірки 10 кВ, а також трансформатор струму.

Апаратуру вихідної комірки лінії електропередачі 10 кВ і заданої споживчої підстанції вибирають за номінальною напругою, струмом та конструктивним виконанням (зовнішнє, внутрішнє або інше), класом точності (для трансформаторів струму) і струмом вимикання (для вимикачів).

Таблиця 9

Умови вибору апаратів (вимикачів)

* tН – номінальний час термічної стійкості вимикача при протіканні струму Іt, ( tН = 4 с) tК = tСВ +tРЗ + Та;

14

де tСВ – час спрацювання вимикача ( tСВ = 0,2 с) ; tРЗ – час спрацювання релейного захисту, с (див. розділ 7); Та – постійна часу затухання аперіодичної складової струму короткого замикання (для сільських мереж рекомендується Та = 0,185 с).

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 9 і 10.

Вибір роз'єднувачів виконується аналогічно (не враховується тільки допустимий струм вимикання).

Трансформатори струму вибираємо за параметрами, наведеними у табл. 10 і додатку 11.

Таблиця 10

Вибір трансформаторів струму

* Відповідно до приєднуваних приладів

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 клас точності 3,0.

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:

15

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

Допустимий опір провідників обчислюється, виходячи з умови S2

= SН2:

Отже, необхідний переріз з'єднувальних провідників:

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 переріз, але не менше 2,5 мм2 для мідних проводів або 4 мм2 для алюмінієвих.

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

2.7. Вибір релейного захисту комірки 10 кВ районної трансформаторної підстанції

Для захисту ліній 10 кВ використовують максимальний струмовий захист і струмову відсічку. При цьому максимальний струмовий захист може бути виконаним за допомогою мікропроцесорних пристроїв типу МРЗС, УЗА, СИРИУС тощо.

Пристрій МРЗС має три виконання максимального струмового захисту (МСЗ) за вибором:

-триступінчастий МСЗ з незалежною від струму витримкою

часу;

-триступінчастий МСЗ, де перший і третій ступінь з незалежною від струму витримкою часу, а другий – залежною від струму витримкою часу;

-триступінчатий МСЗ з можливістю блокування кожного ступеня напругою.

Характеристики ступенів МСЗ з незалежною від струму витримкою часу:

-діапазон уставок за струмом спрацьовування від 0,1∙Iн до 30∙Iн з дискретністю 0,02∙Iн;

16

-діапазон уставок за часом спрацьовування від 0 до 32 с з дискретністю 0,01 с;

-діапазон уставок за напругою від 2 В до 150 В з дискретністю

1В;

-коефіцієнт повернення за напругою від 1,05 до 2,00 з дискретністю 0,01.

Характеристики другого ступеня МСЗ із залежною від струму витримкою часу.

Прилад МРЗС має два варіанти ампер-секундної характеристики залежної ступені по МЕК 255-4. Ампер-секундна характеристика 1 варіанту (додатки 12 і 13) нелінійна:

n·t=А·М/(К – 1), с,

де t – час дії захисту, с; К – кратність струму по відношенню до струму спрацьовування; А, n – коефіцієнти, що визначають вид характеристики; М – масштабний коефіцієнт, с.

Діапазон установки М – від 0,05 до 1 с з дискретністю 0,01 с. Межі зміни часу дії захисту – від 0 до 32 с.

МСЗ в першому варіанті має дві характеристики:

-полога (додаток 12) – А = 0,14, n = 0,02;

-крута (додаток 13) – А = 13,5, n = 1.

Ампер-секундна характеристика другого варіанту (додаток 14) лінійна:

t = tу –α·(К-1), с,

де tу – уставка другого ступеня МСЗ за часом дії, с; α – крутизна ампер-секундної характеристики на залежній ділянці, с; К – кратність струму по відношенню до струму спрацьовування.

Діапазон уставок tу – від 0 до 32 с з дискретністю 0,01 с. Діапазон уставок α – від 0 до 4,0 с з дискретністю 0,01 с.

Діапазон кратностей струму по відношенню до уставки (К), в межах якого забезпечується точність часу спрацьовування від 1,2 до 20.

Основна похибка за часом спрацьовування часово-незалежних ступенів МСЗ:

-для часу спрацьовування до 5 с – не більше 0,01 с;

-для часу спрацьовування від 5 до 32 с – не більше 0,05 с. Похибка відліку часу органом витримки часу – не більш як 0,01с

при витримці до 5 с і не більш як 0,05 с при витримці від 5 до 32 с, гарантується для кратностей струму відносно струму спрацьовування в межах від 1,2 до 20.

Можливе включення і відключення МСЗ через дискретні входи.

17

Можливе блокування окремо кожного ступеня МСЗ через дискретний вхід.

У мережах напругою 10 кВ МСЗ може виконуватись 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:

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 (табл. 11).

Максимальний розрахунковий струм навантаження визначають за максимальною потужністю на першій ділянці лінії 10 кВ (більша із

SД і SВ):

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 релейного пристрою.

18

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

Чутливість захисту перевіряють за формулою:

де КЧ – коефіцієнт чутливості для максимального струмового захисту

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 табл. 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 + t ,

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 (додаток 16), с; t – 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.

19

Після побудови захисної характеристики запобіжника знаходять струм трифазного к. з. у місці встановлення 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 t 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.

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:

до лінії 10 кВ, кВА; б) залежно від струму к. з. в кінці лінії 10 кВ:

найвіддаленішої підстанції ТП-10/0,4 кВ, кА; КНВ – коефіцієнт надійності відсічки для мікропроцесорних пристроїв захисту (дорівнює 1,15…1,2).

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

Застосування струмової відсічки буде доцільним при виконанні умови:

КЧ ≥ 1,2 ,

де КЧ – коефіцієнт чутливості струмової відсічки.

20