Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Краткая характеристика системы электроснабжения и электропотребителей посёлка

подстанция электроснабжение потребитель

В данном дипломном проекте рассматривается система электроснабжения посёлка Череповецкого района.

ГПП поселка является однотрансформаторной и имеет связь с энергосистемой по одноцепной линии 35 кВ, построенной в 1960 г. и выполненной на деревянных опорах. Данная линия отходит от п/ст Череповецкогоо района имеющей ступени напряжения 110/35/10 кВ, и имеет протяженность 57 км. На территории поселки находится дизельная электростанция, которая состоит из двух блоков «дизель-генератор», номинальная мощность которых соответственно равна 300 кВ·А и 600 кВ·А.Т.о. в случае аварии на линии, питание поселка будет осуществляться от дизельной электростанции, при чем только 2/3 части электропотребителей. От ГПП отходит 3-и линии напряжением 10 кВ. Одна из линии 10 кВ проходит по промышленному поселка, а вторая по коммунально-бытовому району посёлка. Поселковые сети 10 и 0,38 кВ выполнены также на деревянных опорах и были построены в 1960 г., вследствие чего происходит много аварий, которые вызывают частые перерывы в электроснабжении потребителей поселка.

Потребители электроэнергии поселка делятся на две группы:

1) промышленные;

2) коммунально-бытовые.

Крупным промышленным потребителем электроэнергии является «Лесопромышленный комплекс», который потребляет половину расчетной нагрузки поселка и является потребителем II категории. «Лесопромышленный комплекс» поселка интенсивно развивается (в связи с близким расположением ж/д), что влияет на постоянное увеличение его расчетной нагрузки. Промышленные потребители покупают электроэнергию у предприятия электрических сетей на стороне напряжения (10 кВ), трансформаторные подстанции 10/0,4 кВ и сети 0,35 кВ промышленных предприятий находятся в ведении этих предприятий, поэтому для данных потребителей мы будем учитывать только их расчётные нагрузки на стороне 10 кВ.

Рост нагрузок коммунально-бытового района поселка незначителен. В основном все потребители коммуналь-бытового района относятся к III категории надежности, за исключением больницы, детского сада и яслей, которые относятся ко II категории надежности. Электроснабжение потребителей коммунально-бытового сектора и общественных зданий осуществляется по ВЛ - 0,4 кВ, которые присоединяются к КТП и ТП 10/0,4 кВ. К каждому потребителю с ВЛ - 0,38 кВ должен быть выполнен ввод-отпайка изолированным проводом. Резервирование потребителей II категории будем осуществлять на стороне 0,38 кВ, путём применения перемычек с рубильниками, находящимися в нормальном режиме в отключенном положении, от ВЛ - 0,38 кВ, присоединённых к другому источнику питания (другим КТП), а также питанием этих потребителей от проходных ТП. В аварийном режиме оперативный персонал, обслуживающий сети посёлка, путём осуществления оперативных переключений на стороне 10 или 0,38 кВ отделит от сети повреждённый участок и восстановит электроснабжение в требуемые по соображениям надёжности сроки.

Все электрохозяйство поселка физически и морально устарело, что и потребовало его реконструкцию.

Место расположения посёлка соответствует I району по ветру и II району по гололёду. При проектировании учитываем следующие климатические условия данного района:

1) толщина стенки гололеда, мм……………………………………….15

2) скорость ветра, м/с……………………………………………….25

3) минимальная температура, єС…………………. - 50

4) среднегодовая температура, єС………………………………0

5) максимальная температура, єС………………………………………35

6) грозовая активность, ч/год…………………………….……20-40

7) удельная проводимость грунта, Ом·м……………………………….10



2. Определение расчётной нагрузки посёлка

В основу метода определения нагрузок при расчете электрических сетей сельскохозяйственного назначения положено суммирование расчетных нагрузок, представленных в вероятной форме на вводах потребителей или на шинах трансформаторной подстанции. Для осуществления единой технической политики при проектировании электроснабжения сельскохозяйственных объектов применяем [1], в котором приведены два способа расчета: с применением ЭВМ и без применения.

Нами будет применен метод определения расчетной нагрузки поселка без применения ЭВМ, при этом будем исходить из следующих основных положений:

1) расчетной нагрузкой считается наибольшее из средних значений полной мощности за промежуток времени 30 минут, которое может возникнуть на вводе к потребителю или в питающей электросети в расчетном году с вероятностью не ниже 0,95;

2) для сельскохозяйственных потребителей и сетей различают дневные и вечерние активные (реактивные) расчетные нагрузки;

3) за расчетную нагрузку для выбора проводов или мощности ТП принимается большая из величин дневной или вечерних расчетных нагрузок, полученных на данном участке линии или подстанции;

4) метод определения нагрузок электрических сетей основан на суммировании расчетных нагрузок на вводах потребителей, участок линии или на шинах ТП с учетом коэффициентов участия и одновременности.

2.1 Определение расчетных нагрузок на вводах к потребителям

Расчетные нагрузки на вводах коммунально-бытовых потребителей

Расчётная нагрузка на вводе в жилой дом (одноквартирный дом или квартира в многоквартирном доме, имеющие отдельный счётчик электроэнергии) без электронагревательных приборов и газификации с преимущественно старой застройкой по [2] табл. 47.1 принимаем - 2,5 кВт; с преимущественно новой застройкой - 3,8 кВт. Для n-квартирных домов расчетная нагрузка находиться с учетом коэффициента одновременности, который принимается по [2] табл. 47.9.

Коэффициент участия () в дневном максимуме для расчетной нагрузки на вводе в жилой дом (без электроплит) принимаем =0,4, а вечернем максимуме равным =1.

Коэффициент мощности () для сельскохозяйственных коммунально-бытовых потребителей в соответствии с [2] табл. 47.11 принимаем: 1) для дневного максимума -=0,48; 2) для вечернего максимума -=0,43. Все данные сносим в таблицу приложения 1.

Расчетные нагрузки на вводах в производственные, общественные и коммунальные предприятия, здания и сооружения

В общем случае расчетные нагрузки на вводах в производственные, общественные и коммунальные предприятия, здания и сооружения принимаются по проектам электроснабжения этих объектов. Т.к. данные проекты отсутствуют, то электрические нагрузки примем в соответствии с [2] табл. 74.5 и 47.6.

Расчётные нагрузки уличного освещения принимаем по нормам, приведённым в [2] табл. 47.3.

Все данные сносим в таблицу приложения 2.

2.2 Определение электрических нагрузок на шинах ТП 10/0,4 кВ

Расчет электрических нагрузок сетей 0,38-110 кВ без применения ЭВМ производится исходя из расчетных нагрузок на вводе потребителей, на шинах п/ст и соответствующих коэффициентов одновременности отдельно для дневного и вечернего максимумов.

При проектировании считаем, что распределение по фазам однофазных приемников выполнено равномерно, т.е. суммарная номинальная мощность, остающейся нераспределенной по фазам нагрузки, не превышает 15% общей нагрузки узла системы электроснабжения (общей мощности трехфазных и однофазных приемников, распределенных по фазам равномерно). Т.о. нагрузку однофазных электроприемников принимаем как трехфазную нагрузку.

Методика расчета электрических нагрузок на шинах ТП 10/0,4 кВ

Расчетная дневная активная нагрузка для жилого дома определяется по формуле:

, кВт, (2.1)

где , - расчётные активные вечерняя и дневная нагрузки домов, кВт;

- коэффициент участия в дневном максимуме, который определяется по [2] табл. 47.12 и для жилых домов принимаем = 0,4.

Расчетные дневная и вечерняя реактивная нагрузки потребителя определяются по формулам:

; квар, (2.2)

, квар, (2.3)

где , - расчётные реактивные вечерняя и дневная нагрузки потребителей, квар;

, - коэффициенты мощности для сельскохозяйственных коммунально-бытовых потребителей в соответствии с [2] табл. 47.11.

Расчётные дневная и вечерняя активные нагрузки группы потребителей или на участке линии или на шинах подстанции определяются по формулам:

, кВт, (2.4)

, кВт, (2.5)

где , - расчётные активные дневная и вечерняя нагрузки группы потребителей или на участке линии или на шинах подстанции, кВт;

- коэффициент одновремённости по [2] табл. 47.9.

Расчётные дневная и вечерняя реактивные нагрузки группы потребителей или на участке линии или на шинах подстанции определяются по формулам:

, квар, (2.6)

, квар, (2.7)

где , - расчётные реактивные дневная и вечерняя нагрузки группы потребителей или на участке линии или на шинах подстанции, квар.

Расчётные дневная и вечерняя полные нагрузки группы потребителей или на участке линии или на шинах подстанции определяются по формулам:

, кВ·А (2.8)

, кВ·А (2.9)

где , - расчётные дневная и вечерняя полные нагрузки группы потребителей или на участке линии или на шинах подстанции, кВ^.А.

Расчетная активная нагрузка уличного освещения определяется по формуле:



, кВт (2.10)

где - расчётная активная нагрузка уличного освещения, кВт;

- норма уличного освещения для светильников с газоразрядными лампами с учётом потерь в пускорегулирующей аппаратуре по [2] табл. 47.3 принимаем =2 (поселковые улицы с асфальтобетонными и переходными типами покрытий при ширине проезжей части 5-7 м), Вт/м;

L - длина освещаемых улиц в данном районе посёлка, м.

Расчётная реактивная нагрузка осветительных установок определяется по формуле:

, (2.11)

где tgц - коэффициент мощности светильника (в нашем случае tgц=0,06, т.к. выбираем светильники оснащенные конденсаторами).

Полная нагрузка уличного освещения определяется по формуле:

, кВ (2.12)

Силовую и осветительную нагрузку суммируем, получаем расчетную нагрузку на шинах ТП 10/0,4 кВ.

Пример расчета электрических нагрузок на шинах ТП 10/0,4 кВ

Определение расчетной нагрузки в сетях 0,4 кВ будем проводить только для коммунально-бытового сектора поселка, т.к. потребители промышленной зоны поселка нам неизвестны. Расчетную дневную и вечернею нагрузки на шинах ТП - 10/0,4 кВ промышленной зоны поселка принимаем в соответствии с данными, взятыми в череповецких сетях.

Предварительно разделим коммунально-бытовой район посёлка на 6 секторов, и для каждого найдем дневную и вечернею нагрузки на шинах ТП - 10/0,4 кВ.

В данном секторе находятся следующие потребители:

1) 44 2-х квартирный дом с преимущественно новой застройки (Рр, д=1,3 кВт; tgц, д=0,48; Рр, в=3,3 кВт; tgц, в=0,4);

2) коттедж (Рр, д=7,0 кВт; tgц, д=0,48; Рр, в=7,0 кВт; tgц, в=0,4);

3) гараж (Рр, д=2,5 кВт; Qр, д =1,5 квар; Рр, д=0,5 кВт; Qр, д =0 квар);

4) хозпостройка (Рр, д=5 кВт; Qр, д =3 квар; Рр, д=5 кВт; Qр, д =3 квар);

5) гараж (Рр, д=3 кВт; Qр, д =2 квар; Рр, д=1 кВт; Qр, д =0,5 квар);

6) гараж (Рр, д=3 кВт; Qр, д =2 квар; Рр, д=1 кВт; Qр, д =0,5 квар);

7) гараж (Рр, д=5 кВт; Qр, д =3 квар; Рр, д=2 кВт; Qр, д =1 квар).

8) протяженность улиц в секторе L=915 м.

Определим дневную и вечернюю реактивные нагрузки 2-х квартирного дома с преимущественно новой застройкой:

=0,62 (квар);

=1,32 (квар).

Определим расчётные дневную и вечернюю активные нагрузки 44 2-х квартирных домов с преимущественно новой застройкой (для 44 домов =0,32 по [2] табл. 47.9):

=18,3 (кВт);

= 46,46 (кВт).

Определим расчётные дневную и вечернюю реактивные нагрузки 44 2-х квартирных домов с преимущественно новой застройкой:

=8,73 (квар);

=18,59 (квар).

Определим расчётные дневную и вечернюю полные нагрузки 44 2-х квартирных домов с преимущественно новой застройкой:

=20,28 (кВ·А);

=50,04 (кВ·А).

Для остальных потребителей определение расчетной нагрузки аналогично, все данные сносим в таблицу приложения 2.

Определим расчетную активную нагрузку уличного освещения данного сектора:

=1,83 (кВт).

Определим расчетную реактивную нагрузку уличного освещения данного сектора:

=0,11 (квар).

Полная нагрузка уличного освещения определяется по формуле:

=1,83 (кВ·А).

Силовую и осветительную нагрузку суммируем, получаем расчетную нагрузку на шинах ТП 10/0,4 кВ.

Определение расчетной нагрузки остальных секторов коммунально-бытового района поселка аналогично вышеприведенной методике.



3. Разработка оптимального количества, мощности и места расположения кТп 10/0,4 кВ

3.1 Разработка оптимального количества и мощности КТП 10/0,4 кВ

В данном разделе производим выбор оптимального количества КТП для коммунально-бытового сектора поселка, потому что для производственной зоны место расположения и количество КТП 10/0,4 кВ принимаем в соответствии с реальным, т.к. нам неизвестны потребители этого района.

Рассмотрим два варианта, в обоих случаях коммунально-бытовой район поселка делится на шесть секторов.

Разбиение на сектора коммунально-бытового район поселка производится так, чтобы сети 0,4 кВ были не слишком протяженными (проходили по потерям напряжения).

Расчет нагрузки уличного освещения производится в соответствии (2.10) - (2.12) (уличное освещение принимаем по [2] табл. 47.3 2 Вт/м), все данные сносим в таблицу приложения 4.

Расчет электрических нагрузок производится в соответствии с п. 2.2.1. все данные сводим в таблицу приложения 5.

ТП напряжением 10/04 кВ применяются, как правило, тупиковые или ответвительные однотрансформаторные мощностью 25-630 кВА.

Выбор КТП для коммунально-бытового района поселка

Т.к. практически все элетропотребители коммунально-бытового сектора относятся к III категории надежности (детский сад, детские ясли, поликлиника - потребители II категории надежности), то КТП напряжением 10/0,4 кВ выполняются однотрансформаторными. Т.о. выбор трансформатора будем осуществлять по полной расчетной нагрузке.

Номинальная мощность трансформатора находится по формуле:

, (3.1)

где - суммарная полная расчетная нагрузка сектора (=Sр+Sр, осв);

Кз - коэффициент загрузки (для потребителя III категории надежности, то Кз=0,95);

Nтр=1.

Выбрав трансформатор, находим его реальный коэффициент загрузки.

Коэффициент загрузки трансформатора находится по формуле:

, (3.2)

Приведем пример расчета для I-варианта сектора №1:

Номинальная мощность трансформатора равна:

88,4 кВА.

Выбираем трансформатор ТМ-100/10/0,4, номинальной мощностью 100 кВ·А.

Находим коэффициент загрузки трансформатора в расчетном году:

=0,7;

Находим коэффициент загрузки трансформатора в проектируемом году:

=0,84.

Экономическое сравнение предложенных вариантов

Экономическое сравнение вариантом осуществляется в соответствии с п. 3.2.1.

Пример расчета для 1-го варианта сектора №1:

1) стоимость электроэнергии Со=2,68 (руб./кВт*час);

2) стоимость трансформатора ТМ-100/10/0,4 из прайс-листов ЗАО «Провавтоматика» КТР=44,9, (тыс. руб.);

3) время использования трансформатора=8760, ч;

4) время использования максимума нагрузки по [2] табл. 47.14 =2350 (ч).

Тогда время максимальных потерь будет равно:

=1129,0 (ч).

Потери энергии в трансформаторах:

=(0,6·8760+0,7І·1,9·1129,0)=7358,2 (кВт·час).

Стоимость потерь энергии в трансформаторах:

=7358,2 ·2,680 /1000 =7,36 (тыс. руб.).

Постоянные ежегодные эксплуатационные расходы равны:

7,36+(0,063+0,01)·(44,9)=10,64 (тыс. руб.).

Тогда годовые приведённые затраты будут равны:

0,2·(44,9)+10,64=19,62 (тыс. руб.).

3.2 Проектирование оптимального размещения КТП

Расположение ТП в питающемся от него районе экономически целесообразно - в центре электрических нагрузок, но с учетом условий планировки жилых кварталов. Расположение ТП должно соответствовать градостроительным - архитектурным соображениям и требованиям пожарной безопасности.

Для выбранного варианта, как самого оптимального, для каждого сектора найдем центр электрических нагрузок с целью уменьшения протяженности и разветвлённости сетей 0,4 кВ. Определение центра электрических нагрузок будем производить по активной мощность электроприемников.

Вначале задаемся условным расположение начала координат и масштабом.

Центр электрических нагрузок по оси X находится по формуле:

, (3.3)

где - расчетная эл. нагрузка i-ого электроприёмника;

-координата по оси X i-ого электроприёмника.

Центр электрических нагрузок по оси Y находится по формуле:

, (3.3)

где -координата по оси Y i-ого электроприёмника.

Приведем пример расчета для сектора №6.

За начало координат принят нижний левый угол ватмана «Генеральный план поселка, начерченный в масштабе 1:2000. Координаты всех потребителей находящихся в этом районе сносим в таблицу приложения 8.

Определим центр электрических нагрузок:

=21815,49 кВт·см;

=48525,3 кВт·см;



=113,7 кВт.

Центр электрических нагрузок по оси X равен:

=19,187 см;

Центр электрических нагрузок по оси Y равен:

=42,678 см.

Координаты центра эл. нагрузок остальных секторов находим аналогично. Все координаты центров электрических нагрузок секторов сносим в табл. 3.6 (на генеральном плане изображаем заштрихованными кружками).

Талица 3.6. Координаты центров электрических нагрузок секторов

№ п/п	Наименование	, см	, см
1	Сектор №1	60,715	23,452
2	Сектор №2	70,363	27,302
3	Сектор №3	56,258	38,209
4	Сектор №4	41,765	18,832
5	Сектор №5	37,183	41,138
6	Сектор №6	19,187	42,678

Если планировка жилого квартала не позволяет разместить ТП в центре электрических нагрузок сектора, то ТП смещаем ближе к источнику питания на любое возможное место расположения.



4. Разработка системы электроснабжения 10 кв

Проектирование системы электроснабжения поселка 10 кВ будем выполнять опираясь на следующие основные требования:

1) распределительные линии 10 кВ по экономическим соображениям, как правило, выполняются воздушными;

2) линии распределительных сетей 10 кВ экономически целесообразно осуществлять по магистралям, а не радиальным схемам;

3) экономически целесообразное количество ТП, питающихся в нормальном режиме сети по одной магистральной воздушной линии равно 5-6;

4) выбор проводов осуществляется по экономической плотности тока, причем расчетный ток принимается для нормального режима работы, т.е. увеличение тока в послеаварийных и ремонтных режимах сети не учитывается;

5) сечения проводов на ответвлениях длиной до 1 км принимаются такими же, как на ВЛ, от которой производится ответвление.

4.1 Проектирование трасс линий. Уточнение количества и мощности линий

Чтобы увеличить надежность электроснабжения поселка, принимаем кольцевую схему сетей 10 кВ, при которой осуществляется 2-х стороннее питание. При данной схеме магистральные линии 10 кВ с ответвлениями для присоединения потребителей, имеют питание от разных секции РУ 10 кВ ГПП. Т.о. на стороне 10 кВ будет закольцован двумя линиями. Линия №1 будет проходить по промышленной зоне поселка, линия №2 будет проходить по коммунально-бытовой зоне поселка. В нормальном режиме кольцо разорвано, т.е. линии работают независимо. Разрыв кольца будет в месте соединения этих линий (проходная КТП №5 - коммунально-бытовой сектор поселка №5). Линия №3 будет питать ТП «Большая Дора», ТП «Леонтьевка», ТП «Неверов Бор», а также КТП №1 (коммунально-бытовой сектор поселка №1). В таблице приложения 9 сводим расчетные нагрузки каждой КТП, обозначая их.

При строительстве ВЛ 10 кВ габаритные размеры при пересечении и сближении с ЛЭП и инженерными сооружениями принимаем в соответствии с [3].

Уточним расчетную нагрузку каждой линии.

Расчетная полная дневная и вечерняя нагрузка линии 10 кВ определяется по формулам:

, (4.1)

, (4.2)

где ,- суммарная расчётная полная дневная и вечерняя нагрузка n-ТП, кВ·А;

- коэффициент одновременности по [1] табл. 4.2 (зависит от кол-ва ТП).

Наибольшую нагрузку принимаем за расчетную нагрузку лини.

Определим расчетные нагрузки всех трех линий:

1) для линии №1

=444,64 (кВ·А);

=266,8 (кВ·А);

2) для линии №2

=367,52 (кВ·А);

=427,04 (кВ·А);

3) для линии №3

=185,75 (кВ·А);

=228,67 (кВ·А).

Т.о. получили расчетные нагрузки линий:

1) расчетная нагрузка линии №1: =444,64 (кВ·А);

2) расчетная нагрузка линии №2: =427,04 (кВ·А);

3) расчетная нагрузка линии №3: =228,67 (кВ·А).

4.2 Электрический расчет ВЛ-10 кВ

Электрический расчет линии 6-220 кВ включает: определение сечения проводов линии по условиям экономической плотности тока и нагрева; расчет допустимого отклонения напряжения; расчет линии на потерю напряжения.

Выбор проводов по экономической плотности тока

Сечение проводников должно быть проверено по экономической плотности тока. Экономически целесообразное сечение S, ммІ, определяется из соотношения:

, (4.3)

, (4.4)

где - максимальная расчетная мощность линии, кВ·А;

-номинальное напряжение, кВ;

Jэк - нормированное значение экономической плотности тока, А/ ммІ.

По [3] табл. 1.3.36 принимаем для трех линий Jэк=1,3 и для каждой находим и S:

1) =25,66 ммІ; =19,74 ммІ;

2) =24,66 ммІ; =18,97 ммІ;

3) =13,21 ммІ; =10,16 ммІ.

Учитывая то, что для ВЛ, проходящих во II районе по гололеду min значение провода по [3] п. 2.5.39 принимается 50 ммІ. Т.о. выбираем для 3 линий по [4] провод марки СИП-3, площадью поперечного сечения 50 ммІ (d=0,0128 м, =0,6 Ом /км).

Расчет параметров выбранных проводов

Активное сопротивление для каждой линии находим по 4.3, все данные сносим в таблицу приложения 10.

Найдем удельное индуктивное сопротивление данного повода провода по (4.4) - (4.6).

Расчет производим для промежуточной опоры ( = 1 м, = 1 м, =1 м), тогда:

= 1,0 (м);

=0,352 (Ом/км);

Проверочный расчет лини на потери напряжения

Определение расчетного тока ветви системы электроснабжения поселка 10 кВ и потери напряжения в каждом узле производим с помощью пакета программ: Urs.exe; Urs.exe; Urs.exe; Vurs.exe. Все данные расчетов сносим в табл. 4.3 4.4. Приложение 13,14



4.3 Механический расчёт ВЛ-10 кВ

При расчете ВЛ и их элементов должны учитываться климатические условия - ветровое давление, толщина стенки гололеда, температура воздуха, степень агрессивного воздействия окружающей среды, интенсивность грозовой деятельности, пляска проводов и тросов, вибрация.

Определение расчетных условий по ветру и гололеду для нашего района производиться на основании соответствующих карт климатического районирования территории РФ по [3] рис. 2.5.1, 2.5.2, 2.5.3.

Исходные данные для механического расчета выбранных проводов:

1) провод марки СИП-3 1-50 (d=0,0128 м; G=0,155 кг/м);

2) длина пролета l=70 м;

3) район по ветру-I, нормативное ветровое давление W0=400Па (скорость ветра v0=25 м/с);

4) район по гололеду-II, нормативная толщина стенки гололеда bэ=15 мм;

5) продолжительность гроз в часах-20-40 часов в год;

6) пляска проводов - район с умеренной пляской проводов;

7) минимальная температура - tmin = -50єС;

8) максимальная температура - tmax = 35єС;

9) среднегодовая температура - tcг = 0єС;

10) модуль упругости E=65• МПа;

11) температурный коэффициент линейного расширения б=23?є.

12) допустимое напряжение при наибольшей нагрузке =64 МПа,

13) допустимое напряжение при среднегодовой температуре =48 МПа.

Определение единичных нагрузок для расчетных сочетаний климатических условий

Определяем по формулам в соответствии с п. 4.2.1.

Таким образом, проведем расчет основных механических нагрузок на провод:

=30,4 кН/мі;

=231,5 кН/мі;

= 261,9 кН/м і;

=122,4кН/м і;

=82,8 кН/м і;

= 126,1 кН/м і;

= 274,7 кН/м і.

Определение длин критических пролетов

В соответствии с п. 4.2.2 определим длины критических пролетов ; ; :

- мнимая величина;

=36,95 (м);

=18,22 (м).

Таким образом исходные условия при расчетах напряжений проводов принимаем следующие: 1) =; 2) = tг; 2) =.

По формуле 4.17 определим напряжения в проводах при изменении атмосферных условий с помощью уравнения состояния провода. По формуле 4.18 определим стрелу провеса провода при одинаковой высоте точек подвеса.

Для расчета ВЛ на механическую прочность в нормальном режиме принимают следующие расчетные сочетания:

1) высшая температура tмакс, ветер и гололед отсутствуют;

2) низшая температура tмин, ветер и гололед отсутствуют;

3) среднегодовая температура tср, ветер и гололед отсутствуют;

4) провода и тросы покрыты гололедом, температура -5єС, ветер отсутствует;

5) максимальный скоростной напор ветра qmax, температура 5єС, гололед отсутствует;

6) провода и тросы покрыты гололедом, температура -5єС, скоростной напор ветра 0,25qmax (скорость ветра 0,5Vmax).

Все расчеты для шести климатических сочетаний сводим в табл. 4.6.

Таблица 4.6. Механический расчет проводов

№ п/п	Расчетные значения климатических условий	Напряжение в проводе , МПа	Стрела провеса , м
	, кН/	, єС
1	30,4	35	7,12	2,615
2	30,4	-50	7,12	2,615
3	30,4	0	7,12	2,615
4	261,9	-5	61,86	2,593
5	82,8	5	19,37	2,618
6	274,7	-5	64	2,629

Из табл. 4.6 видно, что напряжения в проводе при различных климатических условиях не превышают нормативных допускаемых напряжений. Т.о. выбранный нами провод марки АС-50 соответствует данному климатическому району.



5. Проектирование системы электроснабжения 0,38 кВ

5.1 Основные положения

Сети 0,38 кВ выполняем самонесущими изолированными проводами (СИП) с изолированной несущей жилой.

Крепление, соединение СИП и присоединение к СИП в соответствии с [3] п. 2.4.21 следует производить следующим образом:

1) крепление провода магистрали ВЛИ на промежуточных и угловых промежуточных опорах - с помощью поддерживающих зажимов;

2) крепление провода магистрали ВЛИ на опорах анкерного типа, а также концевое крепление проводов ответвления на опоре ВЛИ и на вводе - с помощью натяжных зажимов;

3) соединение провода ВЛИ в пролете - с помощью специальных соединительных зажимов; в петлях опор анкерного типа допускается соединение неизолированного несущего провода с помощью плашечного зажима. Соединительные зажимы, предназначенные для соединения несущего провода в пролете, должны иметь механическую прочность не менее 90% разрывного усилия провода;

4) соединение фазных проводов магистрали ВЛИ - с помощью соединительных зажимов, имеющих изолирующее покрытие или защитную изолирующую оболочку;

5) соединение проводов в пролете ответвления к вводу не допускается;

6) соединение заземляющих проводников - с помощью плашечных зажимов;

7) ответвительные зажимы следует применять в случаях:

ответвления от фазных жил, за исключением СИП со всеми несущими проводниками жгута;

ответвления от несущей жилы;

8) самонесущий изолированный провод крепится к опорам без применения изоляторов.

По условиям механической прочности для нашего района на магистралях ВЛ, на линейном ответвлении от ВЛ и на ответвлениях к вводам следует применять провода с минимальными сечениями, указанными в [3] табл. 2.4.1 и 2.4.2:

1) магистраль выполняется сечением 50 ммІ;

2) линейное ответвление выполняется сечением 35 ммІ;

3) ответвление к вводам выполняется сечением 16 ммІ.

Механический расчет для ВЛ 0,4 кВ производить не будем. Длину пролетов принимаем в соответствии с [3] табл. 2.4.3 для линий прокладываемых в II районе по гололеду.

При строительстве ВЛ 0,4 кВ габаритные размеры при пересечении и сближении с ЛЭП и инженерными сооружениями принимаем в соответствии с [3]

5.2 Уточнение электрических нагрузок на элементы схемы

В соответствии с выше указанными требованиями проектируем трассы линий 0,4 кВ. Трасы воздушных линий 0,4 кВ приведены на генеральном плане Определение расчетных нагрузок линий 0,4 кВ проводим в соответствии с методикой приведенной в п. 2.2.1. Все данные расчетов сносим в таблицу приложения 16.

5.3 Выбор проводов для ВЛ в сетях 0,38 кВ

Определение сечения проводника по длительно - допустимому току:

(5.1)

где Iдоп - длительно-допустимый ток провода (принимаем по [4]), А;

- расчётный ток линии, А;

Кср - коэффициент среды, учитывающий отличие температуры среды от той, при которой составляются таблицы допустимых значений (принимаем по [4]);

Кпр - коэффициент прокладки, зависит от количества проводов прокладываемых параллельно (в нашем случае Кпр=1, т.к. линии 0,38 кВ имеют одноцепное исполнение).

Проверка выбранного провода на потери напряжения:

(5.2)

где - длина воздушной линии, м;

r₀ и x₀ - активное и реактивное удельные сопротивления воздушной линии (принимаем по [4]), Ом/км;

cosц и sinц - коэффициент мощности потребителя (при преобладании производственных нагрузок cosц=0,85; sinц=0,53, при преобладании коммунально-бытовых нагрузок cosц=0,93; sinц=0,37);

2 - коэффициент, учитывающий снижение тока вдоль магистральной линии.

Приведем пример выбора провода для линии №1 КТП №1.

Исходные данные:

1) протяженность линии (длина до самого удаленного потребителя)

Lвл=0,460 (км);

2) нормированная температура провода: Tпр=50 (°С).

3) принимаем условную и расчётную температуры среды в месте прокладки равными 15°С, тогда в соответствии с [4] Кср=1,25; Кпр =1,0.

4) в соответствии с [3] табл. 2.4.2 для линий прокладываемых в II районе по гололеду min сечение провода принимается 50 ммІ.

5) по [4] удельные сопротивления провода равны:

r_о=0,56 (Ом/км), х_о=0,1 (Ом/км).

Расчётный ток линии равен: Iр, вл=40,37.

Выбираем провод марки СИП 2А (3-50-70-25) для которого: Iдоп= 155 ?32,3 (А). Отсюда следует, что выбранный нами провод можно применять к установке.

Выбранный нами провод выполнен следующим образом: фазное провода выполнены сечением 50 ммІ, нейтраль является несущей нагрузку жилой и имеет сесение70 ммІ, фонарный провод имеет сечение-25 ммІ. Поскольку линии 0,4 кВ имеет значительную протяженность, то и линейные ответвления выполняются проводом СИП 2А (3-50-70-25).

В данном секторе преобладают коммунально-бытовые нагрузки, следовательно cosц=0,93; sinц=0,37.

Потеря напряжения в линии составят:

%=2,39%.

Данная линия проходит по потерям напряжения. Расчёты для остальных ВЛ - 0,38 кВ аналогичны. В случае, если линия не проходит по , то увеличиваем сечение провода. Результаты расчётов сводим в табл. 8.3.

В соответствии [4] п. 2.4.15 все вводы выполняем проводом марки СИП 2А (2-16) (Iдоп=96 А, а Iр самого мощного потребителя (детского сада) равен Iр, лин=26,02 А).

5.4 Расчёт токов короткого замыкания до 1 кВ

Особенности расчёта:

1) считаем питание осуществляется от источника неограниченной мощности, то при расчёте напряжение на шинах подстанции в сети низшего напряжения считается неизменным;

2) сопротивление системы высшего напряжения в расчёте можно не учитывать;

3) учитываются как индуктивное так и активное сопротивления элементов системы электроснабжения;

4) сопротивления переходных контактов, болтовых соединений, трансформаторов тока, дуги не учитываются, т.к. они очень малы в сравнении с сопротивлением линии;

5) при необходимости учитывается подпитка от мощных двигателей в точку короткого замыкания, если двигатель питается с шин ТП;

6) расчёты проводятся в именованных единицах.

Методика расчёта трёхфазных токов короткого замыкания

Напряжение системы принимаем неизменным: = =0,4 кВ.

Расчет сопротивлений элементов схемы замещения для расчёта токов трёхфазного короткого замыкания приведен ниже.

Индуктивное сопротивление трансформатора:

(5.3)

где U_к - напряжение короткого замыкания трансформатора, %;

U_ном - номинальное напряжение трансформатора относительно которого проводится расчёт, кВ;

S_ном - номинальная мощность трансформатора, кВ·А.

Активное сопротивление трансформатора:

(5.4)

где ?Рк - потери мощности в обмотках трансформатора.

Индуктивное сопротивление трансформатора:

(5.5)

Сопротивление питающей линии:

(5.6)

где, r_о и x_о - активное и реактивное удельные сопротивления воздушной линии (принимаем по [4]), Ом/км;

L_вл - длина воздушной линии, м.

Максимальное значение тока короткого трехфазного замыкания без учёта ограничивающего действия переходного сопротивления:

(5.7)

где - среднее линейное напряжение сети, кВ;

- суммарное сопротивление до места короткого замыкания.

(5.8)

где - суммарное активное сопротивление до места короткого замыкания;

- суммарное реактивное сопротивление до места короткого замыкания.

Ударный ток в линии:

(5.9)

, (5.10)

, (5.11)

где к_уд - ударный коэффициент;

- суммарное активное сопротивление линии до места короткого замыкания;

- суммарное индуктивное сопротивление линии до места короткого замыкания.

Методика расчёта однофазных токов короткого замыкания

Ток короткого однофазного замыкания:

А, (5.12)

где - полное сопротивление питающей системы и силового трансформатора, Ом;

- полное сопротивление петли фаза - ноль от трансформатора до точки короткого замыкания, Ом.

, Ом, (5.13)

где - индуктивное и активное сопротивления прямой, обратной и нулевой последовательностей силового трансформатора, Ом.

Пример расчёта токов короткого замыкания

Для выбора защитно-коммутационной аппаратуры требуется рассчитать токи 3-х фазного КЗ в начале линии (чтобы проверить динамическую стойкость защитно-коммутационной аппаратуры), 1 фазные КЗ в самых удаленных участках линии (чтобы проверить чувствительность защитно-коммутационной аппаратуры).

Для примера рассчитаем токи короткого замыкания для линии №1 КТП №1. Схема для расчета токов КЗ приведена на рис. 5.1.

Рисунок 5.1. Схема для расчета токов КЗ

Произведем расчет 3-х фазного тока короткого замыкания для точки К1.

Активное сопротивление трансформатора:

(мОм).

Индуктивное сопротивление трансформатора:

(мОм).

Полное сопротивление трансформатора:

(мОм).

Ток трёхфазного замыкания:

=2,48 (кА).

=30,4/(88,0*314)=0,0011



Тогда ударный коэффициент:

=1,0001.

Ударный ток:

=3,51 (кА).

Произведем расчет 1-о фазного тока короткого замыкания для точки К2.

=93,1 (мОм); =0,46·(0,57+0,44)=0,465 (Ом),

Ток короткого однофазного замыкания равен:

(кА).

Расчёты токов короткого замыкания для остальных линий производим в соответствии с вышепредложенной методикой. Результаты расчётов сводим в таблицу приложения 18.

5.5 Выбор и проверка защитной аппаратуры

Методика расчёта и выбора автоматических выключателей

Номинальное напряжение выключателя должно быть равно или больше напряжения сети:

, (5.14)

Номинальный ток выключателя должен быть больше или равен расчетному току линии:

, (5.15)

Расчётный ток срабатывания отсечки:

(5.16)

Для защиты от перегрузки сетей, уставка отстраивается от длительно-допустимых токов воздушных линий [3]:

, (5.17)

Чувствительность отсечки в сетях с глухозаземлённой нейтралью проверяется по току короткого однофазного замыкания в конце защищаемого участка:

, (5.18)

где Кр - коэффициент разброса характеристик, справочная величина, Кр=1,4.

Если выбранный выключатель не проходит по чувствительности, то по [3] разрешается возлагать защиту от коротких однофазных замыканий на защиту от перегрузок:

, (5.19)

Если чувствительность и в этом случае низка, то можно увеличить сечение питающего провода, но не более чем на две ступени.

Проверка на динамическую устойчивость осуществляется по соответствию тока динамической устойчивости iдин или предельной коммутационной способности ПКС ударному току короткого трехфазного замыкания:

i_дин>i_уд, или ПКС>i_уд, (5.20)

Пример выбора автоматического выключателя

Произведем выбор автоматического выключателя для линии №1 КТП №1.

Для защиты линии от перегрузок и к.з. выбираем автоматический выключатель ВА-52-31:

1) ;

2) , 100 (А) > 40,37 (А);

3) Iн, р=50 (А) > Iр, блин=40,37 (А);

4) IС.П=1,25·40,37=50,5 (А)>40,37 (А);

5) IС.О=1,5·3·40,37=181,7 (А).

Чувствительность току однофазного замыкания в конце зоны защиты:

>1,5

Предельная коммутационная способность (ПКС):

20 (кА) > iуд=8,68 (кА).

Для остальных линий 0,38 кВ выбор автоматических выключателей производится по вышеприведенной методике. Выбор автоматических выключателей и их расчет сводим в таблицу приложения 19.

Выбор вводных рубильников

Выбор рубильников производится:

1) по напряжению:,

2) по длительному току: ,

3) на электродинамическую стойкость рубильник выбирается по предельному сквозному току короткого замыкания:



(5.21)

где - действительное значение предельного сквозного тока короткого замыкания;

- начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания в цепи выключателя.

4) на термическую стойкости рубильник проверяется по тепловому импульсу:

(5.22)

где - предельный ток термической стойкости;

- нормативное время протекания предельного тока термической стойкости.

Все данные по выбору вводных рубильников сносим в табл. 6.6.

Таблица 5.6. Выбор вводных рубильников

№п/п	Наименование	Марка рубильника	Iр.лин, А	Iном, А	, кА	, кА	, кАІ·с	, кАІ·с
1	КТП №1	Р32	110,8	250	2,48	20	1,6	64
2	КТП №2	Р34	300,7	400	13,83	30	47,8	64
3	КТП №3	Р32	219,6	250	6,03	20	9,1	64
4	КТП №4	Р32	216,1	250	6,03	20	9,1	64
5	КТП №5	Р32	134,0	250	2,48	20	1,6	64
6	КТП №6	Р32	121,6	250	1,01	20	0,3	64



6. Разработка уличного освещения

6.1 Основные положения

Проектирование уличного освещения будем выполнять, опираясь на следующие основные требования [3] раздел 6.

1) Для наружного освещения могут применяться любые источники света.

2) Осветительные приборы наружного освещения (светильники, прожекторы) могут устанавливаться на специально предназначенных для наружного освещения опорах, опорах воздушных линий до 1 кВ, опорах контактной сети электрифицированного городского транспорта всех видов токов напряжением до 600 В, стенах и перекрытиях зданий и сооружений, мачтах (в том числе мачтах отдельно стоящих молниеотводов), технологических эстакадах, площадках технологических установок и дымовых труб, парапетах и ограждениях мостов и транспортных эстакад, на металлических, железобетонных и других конструкциях зданий и сооружений независимо от отметки их расположения, могут быть подвешены на тросах, укрепленных на стенах зданий и опорах, а также установлены на уровне земли и ниже.

3) Установка светильников наружного освещения на опорах ВЛ до 1 кВ должна выполняться:

1. При обслуживании светильников с телескопической вышки с изолирующим звеном, как правило, выше проводов ВЛ или на уровне нижних проводов ВЛ при размещении светильников и проводов ВЛ с разных сторон опоры. Расстояние по горизонтали от светильника до ближайшего провода ВЛ должно быть не менее 0,6 м.

2. При обслуживании светильников иными способами - ниже проводов ВЛ. Расстояние по вертикали от светильника до провода ВЛ (в свету) должно быть не менее 0,2 м, расстояние по горизонтали от светильника до опоры (в свету) должно быть не более 0,4 м.

4) Над проезжей частью улиц, дорог и площадей светильники должны устанавливаться на высоте не менее 6,5 м.

5) Над бульварами и пешеходными дорогами светильники должны устанавливаться на высоте не менее 3 м.

6) Питание установок наружного освещения может выполняться непосредственно от трансформаторных подстанций, распределительных пунктов и вводно-распределительных устройств (ВРУ).

7) В установках наружного освещения светильники с разрядными источниками должны иметь индивидуальную компенсацию реактивной мощности. Коэффициент мощности должен быть не ниже 0,85.

6.2 Уточнение нагрузок уличного освещения

Уличное освещение поселка выполняем светильниками ЖКУ-28-150 с лампами типа ДНаТ-150 (мощность лампы - 150 Вт). Принимая удельную нагрузку уличного освещения 2 Вт/м и учитывая, что расстояние м/ду опорами ВЛ 0,4 кВ не превышает 40, светильники будем вешать через опору. Количество светильников требуемых для каждого сектора сносим в табл. 6.1.

Таблица 6.1. Определение количества светильников

№ п/п	Наименование	Количество светильников, шт
1	Сектор №1	22
2	Сектор №2	23
3	Сектор №3	25
4	Сектор №4	23
5	Сектор №5	14
6	Сектор №6	20

Расчётная активная нагрузка осветительных установок определяется по формуле:

, (6.1)

где Р_уст - установленная мощность источника света;

К_с - коэффициент спроса (для наружного освещения Кс=1);

К_пра - коэффициент, учитывающий потери мощности в ПРА (Кпра=1,08).

Расчётная реактивная нагрузка осветительных установок определяется по формуле:

, (6.2)

где tgц - коэффициент мощности светильника (в нашем случае tgц=0,06, т.к. данные светильники оснащены конденсаторами).

Расчётная реактивная нагрузка осветительных установок определяется по формуле:

(6.3)

Все результаты расчетов сносим в табл. 6.2.

Таблица 6.2. Расчёт осветительных нагрузок

№п/п	Наименование	Рр.осв, кВт	Qр.осв, квар	Sр.осв, кВ.А	Iр.осв, А
1	КТП №1	3,56	0,21	3,57	5,15
2	КТП №2	3,73	0,22	3,73	5,38
3	КТП №3	4,05	0,24	4,06	5,86
4	КТП №4	3,73	0,22	3,73	5,38
5	КТП №5	2,27	0,14	2,27	3,28
6	КТП №6	3,24	0,19	3,25	4,69



6.3 Проверочный расчет на потери напряжения

Определение потерь напряжения осуществляем в соответствии с п. 8.3. При расчете принимаем: cosц=0,99; sinц=0,06. Все расчеты сводим в табл. 6.3.

Таблица 6.3. Потери напряжения в осветительных сетях

№ п/п	Наименование	Ip, лин А	Протяженность линии, км	Сечение провода, ммІ	, %
1	КТП №1	5,15	0,4	25	3,26
2	КТП №2	5,38	0,43	25	3,78
3	КТП №3	5,86	0,57	25	4,91
4	КТП №4	5,38	0,58	25	4,64
5	КТП №5	3,28	0,43	25	2,93
6	КТП №6	4,69	0,46	25	3,73

Из табл. 6.3 видно, что осветительные сети всех секторов поселка проходят по потерям напряжения.

6.4 Расчет токов КЗ и выбор защитной аппаратуры

Расчет токов короткого замыкания и выбор коммутационной аппаратуры производим по той же методике, что и для силовых линий 0,38 кВ (см. п. 8.4 - 8.5). Все данные расчетов сводим в табл. 6.4 и 6.5.

Таблица 6.4. Расчёт токов КЗ

№ п/п	Наименование	Ток КЗ в начале линии, кА	Ток КЗ в конце линии, кА
1	КТП №1	2,48	3,51	0,267
2	КТП №2	13,83	19,56	0,326
3	КТП №3	6,03	8,53	0,242
4	КТП №4	6,03	8,53	0,238
5	КТП №5	2,48	3,51	0,294
6	КТП №6	1,01	1,41	0,238

Таблица 6.5. Выбор автоматических выключателей для линий уличного освещения

№ п/п	Наименование	Марка выключателя	Iр, лин А	Iн, в А	Iн.р, А	iуд кА	ПКС кА	Кч
1	КТП №1	ВА-51-25	5,15	25	6,3	2,48	5	4,94	-
2	КТП №2	ВА-51-25	5,38	25	6,3	3,8	5	5,77	-
3	КТП №3	ВА-51-25	5,86	25	6,3	4,03	5	3,93	-
4	КТП №4	ВА-51-25	5,38	25	6,3	4,03	5	4,21	-
5	КТП №5	ВА-51-25	3,28	25	6,3	2,48	5	8,54	-
6	КТП №6	ВА-51-25	4,69	25	6,3	1,01	5	4,83	-

6.5 Схема включения уличного освещения и комплектация КТП на стороне 0,4 кВ

Управление уличным освещением осуществляется с помощью фотореле.



7. Разработка РЗА системы электроснабжения поселка

7.1 Обоснование выбора защит

Выбор защиты силовых трансформаторов

В соответствии с [3] п. 3.2.53 «Газовая защита от повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла должна быть предусмотрена:

1) для трансформаторов мощностью 6,3 МВ·А и более;

2) для шунтирующих реакторов напряжением 500 кВ;

3) для внутрицеховых понижающих трансформаторов мощностью 630 кВ·А и более.

Газовую защиту можно устанавливать также на трансформаторах мощностью 1-4 МВ·А.

Газовая защита должна действовать на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла».

В соответствии с [3] п. 3.2.56 «Токовая отсечка без выдержки времени, устанавливаемая со стороны питания и охватывающая часть обмотки трансформатора, если не предусматривается дифференциальная защита».

Указанные зашиты должны действовать на отключение всех выключателей трансформатора.

В соответствии с [3] п. 3.2.59. «На трансформаторах мощностью 1 МВ·А и более в качестве защиты от токов в обмотках, обусловленных внешними многофазными КЗ, должны быть предусмотрены следующие защиты с действием на отключение:

1) на понижающих трансформаторах - максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения или без него; на мощных понижающих трансформаторах при наличии двустороннего питания можно применять токовую защиту обратной последовательности от несимметричных КЗ и максимальную токовую защиту с минимальным пуском напряжения от симметричных КЗ.

При выборе тока срабатывания максимальной токовой защиты необходимо учитывать возможные токи перегрузки при отключении параллельно работающих трансформаторов и ток самозапуска электродвигателей, питающихся от трансформаторов…».

В соответствии с [3] п. 3.2.61 «Защиту от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ, следует устанавливать:

1) на двухобмоточных трансформаторах - со стороны основного питания;

2) на понижающем двухобмоточном трансформаторе, питающем раздельно работающие секции, - со стороны питания и со стороны каждой секции…».

В соответствии с [3] п. 3.2.69 «На трансформаторах мощностью 0,4 МВ·А и более в зависимости от вероятности и значения возможной перегрузки следует предусматривать максимальную токовую защиту от токов, обусловленных перегрузкой, с действием на сигнал.

Для подстанций без постоянного дежурства персонала допускается предусматривать действие этой защиты на автоматическую разгрузку или отключение (при невозможности ликвидации перегрузки другими средствами)».

Выбор защит для ВЛ-10 кВ

В соответствии с [3] п. 3.2.91 «Для линий в сетях 3-10 кВ с изолированной нейтралью (в том числе и с нейтралью, заземленной через дугогасительный реактор) должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных замыканий и от однофазных замыканий на землю».

В соответствии с [3] п. 3.2.92 «Защиту от многофазных замыканий следует предусматривать в двухфазном исполнении и включать в одни и те же фазы по всей сети данного напряжения для обеспечения отключения в большинстве случаев двойных замыканий на землю только одного места повреждения».

Защита должна быть выполнена одно-, двух- или трехрелейной в зависимости от требований чувствительности и надежности.

В соответствии с [3] п. 3.2.93 «На одиночных линиях с односторонним питанием от многофазных замыканий должна устанавливаться, как правило, двухступенчатая токовая защита, первая ступень которой выполнена в виде токовой отсечки, а вторая - в виде максимальной токовой защиты с независимой или зависимой характеристикой выдержки времени».

В соответствии с [3] п. 3.2.96 «Защита от однофазных замыканий на землю должна быть выполнена в виде:

селективной защиты (устанавливающей поврежденное направление), действующей на сигнал;

селективной защиты (устанавливающей поврежденное направление), действующей на отключение, когда это необходимо по требованиям безопасности; защита должна быть установлена на питающих элементах во всей электрически связанной сети;

устройства контроля изоляции; при этом отыскание поврежденного элемента должно осуществляться специальными устройствами; допускается отыскание поврежденного элемента поочередным отключением присоединений».

В соответствии с [3] п. 3.2.97 «Защита от однофазных замыканий на землю должна быть выполнена, как правило, с использованием трансформаторов тока нулевой последовательности. Защита в первую очередь должна реагировать на установившиеся замыкания на землю; допускается также применение устройств, регистрирующих кратковр...