Согласование по селективности смежных мтз 10 кв

При выполнении последующей защиты при помощи реле с зависимой ампер - секундной характеристикой время её срабатывания t_c.з.- определяют следующим образом.

11.2.1 Определяют отношение тока трехфазного КЗ I⁽³⁾_к в месте установки предыдущей, более удаленной от источника защиты, к току срабатывания защиты I_с.з1 этой защиты

. (11.8)

11.2.2 Зная кратность тока k₁ и уставку по времени Т_у1 предыдущей защиты, по ампер - секундной характеристике реле определяют время срабатывания t₁ этой защиты при I⁽³⁾_к.

Определяют отношение I⁽³⁾_к1 к току срабатывания I_с.з12 последующей защиты

, (11.9)

и по условию t определяют минимальную выдержку времени последующей защиты.

11.2.3 Зная k₁₂ и t₂ по ампер - секундной характеристики реле находят уставку по времени Т_у2 последующей защиты.

При выполнении МТЗ при помощи реле с независимой выдержкой времени и предыдущей при помощи реле с зависимой характеристикой согласование по селективности выполняют следующим образом. Определяют отношение тока срабатывания последующей защиты I_с.з2 к току срабатывания последующей защиты I_с.з1

. (11.10)

Значения k₂₁ и уставка по времени срабатывания предыдущей защиты Т_у1 по ампер - секундной характеристике принятого реле определяют время срабатывания предыдущей защиты t₁.

Уставку по времени последующей защиты определяют как

T_у=t₁+Δt. (11.11)

Токи срабатывания смежных защит должно быть согласованы таким образом, чтобы в зоне их совместного действия чувствительность защиты, более близкой к источнику, была меньше чувствительности защиты, более удаленной от источника. Условие согласования защит по чувствительности таково

I_{с.з.2. ,} (11.12)

где I_р.мах1 и I_р.мах2 - соответственно максимальные расчетные токи, протекающие по участкам, где установлены защиты 1 и 2;

K_н.с. - коэффициент надежности согласования (для реле РТВ K_н.с.-=1,5, РТ-85 K_н.с.=1,3, для РТ-40 K_н.с.=1,2 и для ВСР-10 K_н.с.=1,5).

КОНСТРУКТИВНОЕ ВЫПОЛНЕНИЕ ЛИНИЙ

И 10 кВ И ТП 10 / 04 кВ

Для линий 0,38 и 10 кВ выбираются типы опор, изоляторов, траверс, крючьев, длины пролетов; указываются габаритные размеры линий; рассчитывается потребное количество основных эле­ментов /8/, /9,/ /10/, /24/.

Выбирается тип трансформаторной подстанции ТП1 и при­водятся ее основные технические характеристики /8/, /9/, /10/, /11/. В настоящее время устанавливаются комплектные однотрансформаторные подстанции типа КТП мощностью до 250 кВА, однотранс­форматорные и двухтрансформаторные типа КТПП мощностью 250, 400 и 630 кВА. Должно быть приведено описание главной схемы подстанции.

Для линии 10 кВ выбираем унифицированные железобетонные опоры, следующих типов: промежуточные; анкерные; угловые анкерные; концевые; угловые ответвительные анкерные (таблица 12.1).

Расстояние между ними не должно превышать для третьей климатической зоны 110 м (выбирать 50 – 60 м). Тип устанавливаемой опоры определяется, исходя из рельефа местности и маршрута прохождения линии.

От грозовых перенапряжений изоляция электрооборудования станции защищается вентильными разрядниками типа РВО-10 со стороны высокого напряжения.

Для учета активной и реактивной электроэнергии используются счетчики САЗУ и СРЧУ-Н676.

Выбираем железобетонные опоры СНВ-2,7- 10,5. Через каждые 2000 м устанавливаем анкерную опору. Схема расстановки опор приведена на рисунке 12.1.

Таблица 12.1

Необходимое количество опор на основных участках

Учас­ток	Длина, м	Угловых	Промежуточ­ных анкерных	Промежу­точных	Угловых ответвительно- анкерных	Концевых
		Линия 10 кВ
0 - 1
1 - 2
2 - 3
3 - 4
4 - 5
3 - 6
6 - 7
6 - 8
8 - 0
		Линия 0,38 кВ
Л1
Л2	0 - 1
1 - 2

 

Рисунок 12.1 Схема расстановки опор