Читайте также:
|
Проводимо вибір роз’єднувачів:
Вибір роз’єднувачів виконується аналогічно (не враховуючи тільки допустимий струм вимикання)
Таблиця 6.2. Умови вибору апаратів (роз’єднувачів)
| Параметри вимикача | Умови вибору | Катало жні дані | Розрахункові дані | Розрахунки | Найменування |
| Номінальна напруга Номінальний струм Струм динамічної стійкості Струм термічної стійкості | UНВ > UН ІНВ > ІР.МАКС іМАКС > іУ IТ.С.≥ It | 10 400 50 10 | 10 47,5 6,98 4 | 10≥10 400≥ 47,5 50 ≥ 6,98 10≥4 | РВ-10-400-У3 |
Вибираємо роз’єднувач типу РВ-10-400-У3 з приводом ПР-11.
Змн.
Арк.
№ докум.
Підпис
Дата
Арк.
Таблиця 6.2. Вибір трансформаторів струму БАТІ – КР.000.АІФ. 005. ПЗ
| Параметри трансформатора струму | Умови вибору | |
Номінальна напруга
Номінальний первинний струм
Номінальний вторинний струм
Клас точності
Номінальна вторинна потужність
Кратність струму:
термічної стійкості Кt=Іt/ІН1
динамічної стійкості КД = іМАКС/( ІН1)
| UНТ > UН
ІН1 > ІР.МАКС
ІН2 = 5 А
0,5
SН2 >S2
(КtІН1)2>( )2tК
ІН1КД>іУ
| 10 >10 50 > 47,5 5 А 0,5 10 > 10 90 > 4 70 > 6,98 |
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 + 
(RПРОВ + RКОН), кВА; ст. 12 [9]
де 
– 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).
Для вимірювання струму використовують амперметр типу Е-378 (SПР=0,1ВА)
Також лічильник активної енергії наприклад типу СА4УИ675 (SПР=2,5ВА)
S2=2,6+25(0,1+0,2)=10 кВА
| Змн. |
| Арк. |
| № докум. |
| Підпис |
| Дата |
| Арк. |
| БАТІ – КР.000.АІФ. 005. ПЗ |
, Ом; ст. 13 [9]
RПРОВ = (10 -2,6-25·0,1)/25=0,2 Ом.
Отже, необхідний переріз з'єднувальних провідників:
, мм2 , ст. 13 [9]
Fпр=(0,4·2,5)/0,2=5 мм2
де ρ – питомий опір металу з'єднувальних проводів, (Ом·мм2)/м ρ=0,4 (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 4мм2 для алюмінієвих. Вибираємо марку провідника АПВ (1х6)
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-378 (SПР = 0,1 ВА). Вибираємо трансформатор струму типу ТПЛ-10 0,5-10-50/5-У2
| Змн. |
| Арк. |
| № докум. |
| Підпис |
| Дата |
| Арк. |
| БАТІ – КР.000.АІФ. 005. ПЗ |
| Розроб. |
| Борщ І.Б. М. |
| Перевір. |
| Бунько В.Я. |
| Реценз. |
| Н. Контр. |
| Карась В.І. |
| Затверд. |
| Вибір релейного захисту комірки 10кВ районної ТП |
| Літ. |
| Аркушів |
| БАТІ гр.Е-42 Б |
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
А, ст. 13 [9]
Iсз =((1,2·1,1)/0,8)·47,5=78,4 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 7.1. Коефіцієнти надійності та повернення
| Коефіцієнт | Тип реле | ||
| РТВ | РТ-85 | РТ-40 | |
| Надійності Повернення | 1,3 0,7 | 1,2 0,8 | 1,2 0,85 |
Максимальний розрахунковий струм навантаження визначають за максимальною потужністю на першій ділянці лінії 10 кВ (більша із SД і SВ):
. А, ст. 13 [9]
ІР.МАКС = 822.5/(1,73·10)=47,5 А;
Тоді струм спрацювання реле:
, А, ст. 13 [9]
Iср = (1/10) ·78,4=7,84 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.
nTT = 50/5=10;
| Змн. |
| Арк. |
| № докум. |
| Підпис |
| Дата |
| Арк. |
| БАТІ – КР.000.АІФ. 005. ПЗ |
Після вибору струму уставки реле визначають уточнене значення струму спрацювання захисту:
= (10/1) ·7,84=78,4 А, ст. 14 [9]
Чутливість захисту перевіряють за формулою:
= 1242,4 / 78,4 =15,8;
де КЧ – коефіцієнт чутливості для максимального струмового захисту (рекомендоване значення КЧ = 1,5);
| Змн. |
| Арк. |
| № докум. |
| Підпис |
| Дата |
| Арк. |
| БАТІ – КР.000.АІФ. 005. ПЗ |
– 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 7.2. Номінальні струми плавких вставок запобіжників
| Потужність трансформатора, кВА | ||||||||
| Номінальний струм плавкої вставки, А | 3.2 |
Селективна дія максимального струмового захисту із залежною струмовою характеристикою і запобіжниками ТП-10/0,4 кВ забезпечується при умові:
tСЗ > tЗП + Δt, с; ст. 14 [9]
2,9 > 0,0018+ 0,5;
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 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.
| Змн. |
| Арк. |
| № докум. |
| Підпис |
| Дата |
| Арк. |
| БАТІ – КР.000.АІФ. 005. ПЗ |
Струм спрацювання відсічки визначають за двома умовами:
а) залежно від стрибка струму намагнічування:
, А, ст. 15 [9]
Iсв = (4 ·763)/(1,73 ·10)=176,4 А;
де 
– 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:
, А, ст. 15 [9]
Iсв = 1,5 ·3303=4954,5 А;
4954,5 А > 176,4 А;
де 
– 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:
= (1/10) ·4954,5=495,45 А, ст. 15 [9]
Вибравши найближче більше значення струму уставки реле відсічки 
, визначають уточнене значення струму спрацювання відсічки:
= (10/1)·5 =50 А; А, ст. 15 [9]
| Змн. |
| Арк. |
| № докум. |
| Підпис |
| Дата |
| Арк. |
| БАТІ – КР.000.АІФ. 005. ПЗ |
КЧ ≥ 1,2;
24,8 > 1,2;
де КЧ – коефіцієнт чутливості струмової відсічки.
Відповідно:
= 1242,4/50 = 24,8, ст. 15 [9]
де 
– мінімальний струм двофазного короткого замикання на шинах 10 кВ районної підстанції (у місці установки відсічки). Я вибрав релейний захист типу РТ-85.
| Змн. |
| Арк. |
| № докум. |
| Підпис |
| Дата |
| Арк. |
| БАТІ – КР.000.АІФ. 005. ПЗ |
| Розроб. |
| Борщ І.Б. М. |
| Перевір. |
| Бунько В.Я. |
| Реценз. |
| Н. Контр. |
| Карась В.І. |
| Затверд. |
| Розрахунок системи електропостачання заданого об’єкту проектування |
| Літ. |
| Аркушів |
| БАТІ гр.Е-42 Б |
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:
= 
, ст. 16 [9]
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 об’єкту електропостачання, 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:
; 
, кВт, ст. 16 [9]
де РДі, РВі – розрахункові навантаження на вводі житлового будинку відповідно у денний і вечірній час, кВт;
КО – коефіцієнт одночасності, залежить від кількості будинків.
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), кВт, ст. 16 [9]
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
В окремих випадках, якщо явно виражено денний або вечірній максимуми навантаження, розрахунок проводять за одним з максимумів – денним або вечірнім.
Лінія №1
| Змн. |
| Арк. |
| № докум. |
| Підпис |
| Дата |
| Арк. |
| БАТІ – КР.000.АІФ. 005. ПЗ |
| Ділянка лінії | Денне навантаження, кВт | Вечірнє навантаження, кВт | ||||||
| РДБ | РДМ |  Р(РДМ)
| РД | РВБ | РВМ | Р(РВМ)
| РВ | |
| 9-11 | 3.92 | ___ | ___ | 3.92 | 9.8 | ___ | ___ | 9.8 |
| 9-10 | 3.92 | ___ | ___ | 3.92 | 9.8 | ___ | ___ | 9.8 |
| 5-9 | 5.92 | 3.92/3.92 | +2.4/+2.4 | 10.72 | 14.8 | 9.8/9.8 | +6/+6 | 26.8 |
| 6-8 | 2.22 | ___ | ___ | 2.22 | 5.5 | ___ | ___ | 5.5 |
| 6-7 | 4.44 | ___ | ___ | 4.44 | 11.1 | ___ | ___ | 11.1 |
| 5-6 | 4,44 | 1.48/2.22 | +1/+1.2 | 6.64 | 11.1 | 5.5/3.7 | +3.3/+2.4 | 16.8 |
| 3-5 | 10.72 | 6.64/2.22 | +4/+1.4 | 16.12 | 26.8 | 16.8/5.5 | +10/+3.3 | 40.1 |
| 3-4 | 3.92 | ___ | ___ | 3.92 | 9.8 | ___ | ___ | 9.8 |
| 1-3 | 16.12 | 3.92/3.7 | +2.4/+2.4 | 20.92 | 40.1 | 11.1/9.8 | +6/+7 | 53.1 |
| 1-2 | 4.4 | ___ | ___ | 4.4 | 4 | ___ | ___ | 4 |
| 0-1 | 20.92 | 4.4 | +2.8 | 23.72 | 53.1 | 4 | +2.4 | 55.5 |
Лінія №2
| Змн. |
| Арк. |
| № докум. |
| Підпис |
| Дата |
| Арк. |
| БАТІ – КР.000.АІФ. 005. ПЗ |
| Ділянка лінії | Денне навантаження, кВт | Вечірнє навантаження, кВт | ||||||
| РДБ | РДМ | Р(РДМ)
| РД | РВБ | РВМ | Р(РВМ)
| РВ | |
| 3/ - 5/ | 11.2 | ___ | ___ | 11.2 | 24.4 | ___ | ___ | 24.4 |
| 3/ – 4/ | 8 | ___ | ___ | 8 | 17.3 | ___ | ___ | 17.3 |
| 1/ – 3/ | 11.2 | 8 | 4.8 | 12.8 | 24.4 | 17.3 | +11 | 28.3 |
| 1/ – 2/ | 3.5 | ___ | ___ | 3.5 | 8.8 | ___ | ___ | 8.8 |
| 0/ – 1/ | 12.8 | 8.2/3.5 | +5/+2 | 19.8 | 28.3 | 20.7/8.8 | +13/+5.4 | 46.7 |
Лінія №3
Таблиця 8.3. Розрахунок навантажень ліній 0,38 кВ
| Ділянка лінії | Денне навантаження, кВт | Вечірнє навантаження, кВт | ||||||
| РДБ | РДМ | Р(РДМ)
| РД | РВБ | РВМ | Р(РВМ)
| РВ | |
| 0// - 1// | 64,5 | ___ | ___ | 64,5 | 30,2 | ___ | ___ | 30,2 |
Лінія №4
Таблиця 8.4. Розрахунок навантажень ліній 0,38 кВ
| Ділянка лінії | Денне навантаження, кВт | Вечірнє навантаження, кВт | ||||||
| РДБ | РДМ | Р(РДМ)
| РД | РВБ | РВМ | Р(РВМ)
| РВ | |
| 0/// - 1/// | 60,35 | ___ | ___ | 60,35 | 51 | ___ | ___ | 51 |
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).
| Змн. |
| Арк. |
| № докум. |
| Підпис |
| Дата |
| Арк. |
| БАТІ – КР.000.АІФ. 005. ПЗ |
Переріз проводів ліній 0,38 кВ потрібно перевірити на допустиму втрату напруги аналогічно тому, як це виконувалось при розрахунках лінії 10 кВ.
Втрати напруги на ділянці лінії визначаються за формулою:
U=Sp∙ Uпит∙L∙10-3,% ст. 17 [9]
U9-11=10.62∙0.46∙150∙10-3=0. 7%
Лінія №1
Таблиця 8.5. Розрахунки по вибору перерізів проводів лінії 0,38 кВ
| Ділянка | Денне навантаження | Вечірнє навантаження | SМ, кВА | Провід | Довжина лілянки, м | Втрата напруги, % | |||||
| РД, кВт | cos φ | SД, кВт | РВ, кВт | cos φ | SВ, кВт | На ділянці | Від ТП | ||||
| 9 - 11 | 3.92 | 0,9 | 4.35 | 9.8 | 0,92 | 10.62 | 10.62 | 3А50+А50 | 0. 7 | 4,7 | |
| 9 - 10 | 3.92 | 0,9 | 4.35 | 9.8 | 0,92 | 10.62 | 10.62 | 3А50+А50 | 0. 48 | 4,48 | |
| 5 - 9 | 10.72 | 0,9 | 11.91 | 26.8 | 0,92 | 29.13 | 29.13 | 3А70+А70 | 1,5 | ||
| 6 - 8 | 2.22 | 0,9 | 2.46 | 5.5 | 0,92 | 5.97 | 5.97 | 3А50+А50 | 0.1 | 3,68 | |
| 6 - 7 | 4.44 | 0,9 | 4.93 | 11.1 | 0,92 | 12 | 12 | 3А50+А50 | 0,3 | 3,88 | |
| 5 - 6 | 6.64 | 0,9 | 7.37 | 16.8 | 0,92 | 18.26 | 18.26 | 3А50+А50 | 0,58 | 3,58 | |
| 3 - 5 | 16.12 | 0,9 | 17.91 | 40.1 | 0,92 | 43.58 | 43.58 | 3А70+А70 | 0,4 | 2,5 | |
| 3 - 4 | 3.92 | 0,9 | 4.35 | 9.8 | 0,92 | 10.65 | 10.65 | 3А25+А25 | 0.54 | 2,64 | |
| 1 - 3 | 20.92 | 0,9 | 23.24 | 53.1 | 0,92 | 57.7 | 57.7 | 3А70+А70 | 1,45 | 2,1 | |
| 1 - 2 | 4.4 | 0,9 | 4.88 | 4 | 0,92 | 4.34 | 4.88 | 3А25+А25 | 0.13 | 0.78 | |
| 0 - 1 | 23.72 | 0,9 | 26.35 | 55.5 | 0,92 | 60.32 | 60.32 | 3А70+А70 | 0.65 | 0.65 |
| Змн. |
| Арк. |
| № докум. |
| Підпис |
| Дата |
| Арк. |
| БАТІ – КР.000.АІФ. 005. ПЗ |
Таблиця 8.6. Розрахунки по вибору перерізів проводів лінії 0,38 кВ
| Ділянка | Денне навантаження | Вечірнє навантаження | SМ, кВА | Провід | Довжина лілянки, м | Втрата напруги, % | |||||
| РД, кВт | cos φ | SД, кВт | РВ, кВт | cos φ | SВ, кВт | На ділянці | Від ТП | ||||
| 3/ - 5/ | 11.2 | 0,9 | 12.44 | 24.4 | 0,92 | 26.52 | 26.52 | 3А70+А70 | 2,2 | 4,92 | |
| 3/ – 4/ | 8 | 0,9 | 8.88 | 17.3 | 0,92 | 18.8 | 18.8 | 3А50+А50 | 1,3 | 4,02 | |
| 1/ – 3/ | 12.8 | 0,9 | 14.22 | 28.3 | 0,92 | 30.76 | 30.76 | 370А+А70 | 0,22 | 2,72 | |
| 1/ – 2/ | 3.5 | 0,9 | 3.88 | 8.8 | 0,92 | 9.56 | 9.56 | 3А25+А25 | 0,24 | 2,74 | |
| 0/ – 1/ | 19.8 | 0,9 | 22 | 46.7 | 0,92 | 50.76 | 50.76 | 3А70+А70 | 2,5 | 2,5 |
Лінія №3
Таблиця 8.7. Розрахунки по вибору перерізів проводів лінії 0,38 кВ
| Ділянка | Денне навантаження | Вечірнє навантаження | SМ, кВА | Провід | Довжина лілянки, м | Втрата напруги, % | |||||
| РД, кВт | cos φ | SД, кВт | РВ, кВт | cos φ | SВ, кВт | На ділянці | Від ТП | ||||
| 0// - 1// | 64,5 | 0,7 | 92.14 | 30,2 | 0,75 | 40.26 | 92.14 | 3А70+А70 | 4,6 | 4,6 |
Лінія №4
Таблиця 8.8. Розрахунки по вибору перерізів проводів лінії 0,38 кВ
| Ділянка | Денне навантаження | Вечірнє навантаження | SМ, кВА | Провід | Довжина лілянки, м | Втрата напруги, % | |||||
| РД, кВт | cos φ | SД, кВт | РВ, кВт | cos φ | SВ, кВт | На ділянці | Від ТП | ||||
| 0/// - 1/// | 60,35 | 0,7 | 86.2 | 51 | 0,75 | 68 | 86.2 | 3А70+А70 | 4,4 | 4,4 |
8.4. Розрахунок номінальної потужності споживчих трансформаторних підстанцій
Для розрахунку номінальної потужності трансформаторних підстанцій необхідно визначити потужність на шинах 0,4 кВ. Розрахункова потужність на
шинах 0,4 кВ ТП знаходиться складанням навантажень окремих ліній 0,38 кВ за допомогою добавок (окремо по денному і вечірньому максимумах). У вечірнє навантаження ТП потрібно включити навантаження РВО вуличного та РЗО зовнішнього освітлення.
Формула для підрахунку вечірнього навантаження на шинах ТП:
РВ = РВБ + Р(РВМі) +... + РВО + РЗО, кВт, ст. 17 [9]
де РВБ – потужність лінії з найбільшим навантаженням, кВт;
РВМі – потужність і -ї лінії з меншим навантаженням, кВт;
РВО – потужність вуличного освітлення, кВт;
РЗО – потужність зовнішнього освітлення, кВт.
РВ = 55+19+34+32+13,57+1,71=155,28 кВт.
Потужність трансформаторів споживчих ТП-10/0,4 кВ вибирають за розрахунковою потужністю SР, за яку беруть найбільшу із розрахункових денних або вечірніх потужностей. У свою чергу повні денна SД та вечірня SВ потужності визначають за розрахунковими навантаженнями (PД та PВ) на шинах ТП з врахуванням відповідних коефіцієнтів потужності для ТП.
, кВА, ст. 18 [9]
Лінія №1
=56.9кВА;
| Змн. |
| Арк. |
| № докум. |
| Підпис |
| Дата |
| Арк. |
| БАТІ – КР.000.АІФ. 005. ПЗ |
=50.2кВА;
Лінія №3
=92 кВА;
Лінія №4
=86.2 кВА.
8.5. Розрахунок струмів короткого замикання ліній 0,4кВ.
В мережах 0,38 кВ необхідно визначити струм трифазного к.з. на шинах 0,38 кВ розрахункової ТП та однофазний струм к.з. в кінці кожної лінії 0,38 кВ.
| Змн. |
| Арк. |
| № докум. |
| Підпис |
| Дата |
| Арк. |
| БАТІ – КР.000.АІФ. 005. ПЗ |
| ВТП |
| Sк.с. |
| К1 |
| ПТП |
| БТП |
| К2 |
| К3 |
| К4 |
| РТП |
| К2 |
| К3 |
| RЛ1 |
| RЛ2 |
| RЛ3 |
| RЛ5 |
| RЛ4 |
| ХЛ5 |
| ХЛ4 |
| ХЛ2 |
| ХЛ1 |
| ХЛ3 |
| ХТ |
| ХС |
| К1 |
| К4 |
Рис.8.1. Розрахункова схема
К2
А50
0,15
0,28
А70
Sн=160 кВА
К1
К3
А70
К4
0,49
Uн=4,5%
0,23
А70
0,4 кВ
Змн.
Арк.
№ докум.
Підпис
Дата
Арк.
БАТІ – КР.000.АІФ. 005. ПЗ
К5
0,24
А70
Рис.8.2. Схема заміщення мережі 10 та 0,4 кВ.
Повний опір трансформатора:
, Ом, ст. 19 [9]
Ом.
де 
– напруга к.з. трансформатора
Sн – номінальна потужність трансформатора, МВА.
Uн – номінальна напруга низької сторони, кВ;
Триполюсний струм к.з. на шинах 0,38 кВ ТП 10/0,4 кВ визначається:
,кА ст. 18 [9]
;
Струм однофазного к.з. визначається в найбільш віддаленій точці кожної лінії 0,38 кВ за формулою:
, А ст. 19 [9]
Лінія №1
;
Лінія №2
Лінія №3
;
Лінія №4
;
де Zтр – повний опір силового трансформатора струму к.з. на корпус Ом;
Zn – повний опір петлі фазний – нульовий провід до точки к.з., Ом.
, або 
, Ом, ст. 19 [9]
, Ом, ст. 19 [9]
, ст. 19 [9]
- для проводів поперечним перерізом 50мм2;
- - для проводів поперечним перерізом 70мм2
F – переріз проводу, мм2
Лінія №1
Ом
Лінія №2
Ом
Лінія №3
Ом
| Змн. |
| Арк. |
| № докум. |
| Підпис |
| Дата |
| Арк. |
| БАТІ – КР.000.АІФ. 005. ПЗ |
Ом
де roфi, roнi – питомий активний опір, відповідно фазного і нульового
проводів на і- й ділянці лінії,Ом/км;
хфн – питомий індуктивний опір петлі «фаза–нуль» (для проводів із кольорового металу приймається хфн = 0,6 Ом/км)
Для кожної лінії розраховується однофазний струм короткого замикання в кінці лінії.
| Змн. |
| Арк. |
| № докум. |
| Підпис |
| Дата |
| Арк. |
| БАТІ – КР.000.АІФ. 005. ПЗ |
В даному пункті необхідно вибрати електричну апаратуру захисту на споживчих підстанціях, а також провести узгодження вибраної апаратури захисту. Для захисту ліній 0,4кВ від коротких замикань типовим проектом передбачається апаратура захисту, яка комплектується разом із силовим
трансформатором та високовольтним обладнанням підстанції, яка вибрана в даному проекті.
Для захисту ліній КТП чи ЗТП рекомендується вибирати автоматичні вимикачі.
Вибір апаратури захисту проводять в наступній послідовності.
Робочий струм лінії, А:
, А, Ом, ст. 20 [9]
Лінія №1
;
Лінія №2
;
Лінія №3
;
Лінія №4
.
де, Sp – розрахункова максимальна потужність даної лінії, кВА
За робочим струмом вибирають автоматичні вимикачі для захисту відходящих ліній:
А.
| Змн. |
| Арк. |
| № докум. |
| Підпис |
| Дата |
| Арк. |
| БАТІ – КР.000.АІФ. 005. ПЗ |
| №ТП | № лінії | Тип захисного апарата | Робочий струм лінії, А | Струм комбінованого, електромагнітного розчіплювача, А | Струм однофазного короткого замикання, Ік.з., А | 
|
| ТП1 | Л-1 | А3711ФУЗ | 80,4 | 5,3 | ||
| Л-2 | А3711ФУЗ | 72,5 | 5,1 | |||
| Л-3 | А3712ФУЗ | 133,3 | 5,4 | |||
| Л-4 | А3712ФУЗ | 124,9 | 5,2 |
Вибрані апарати захисту перевіряють на надійність спрацювання при однофазних коротких замиканнях в кінці лінії. 
Якщо ж, дана умова не виконується, необхідно перевибрати автоматичний вимикач з більшим номінальним значенням розчіплювача.
Дата добавления: 2015-12-01; просмотров: 51 | Нарушение авторских прав