3.4.3 Расчет вторичной нагрузки трансформаторов напряжения

Измерительные трансформаторы напряжения (ТН) предназначены для преобразования напряжения до значения, удобного для измерения. Трансформаторы, предназначенные для присоединения счётчиков, должны отвечать классу точности 0,2; 0,5. Для присоединения щитовых измерительных приборов используют трансформаторы классов 1,0 и 3,0; для релейной защиты - 0,5, 1,0 и 3,0.

Трансформаторы напряжения выбираются по напряжению установки, по конструкции и классу точности и проверяются по мощности вторичной нагрузки.

Таблица 3.4 - Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения

Прибор	Тип	S одной обмотки ВА	Число обмоток	cos	tg	Число приборов	Р, Вт	Q, вар
Амперметр	Э - 365	2,0	1	1	0	1	2,0	-
Ваттметр	Ц301	1,5	2	1	0	1	3,0	-
Варметр	Ц301	1,5	2	1	0	1	3,0
Счетчик электроэнергии	СЭТ-4ТМ	1,5	3	0,38	2,43	1	4,5	10,94
РЗиА		2,5	3	1	0		7,5	-
Итого							20,0	10,94

Следовательно, полная мощность вторичной нагрузки будет равна S₂, ВА

(3.52)

.

Условие проверки трансформаторов напряжения [5]

S_2ном S₂, (3.53)

Для трансформаторов напряжения, соединенных по схеме звезды, вторичная номинальная нагрузка S_2ном, ВА рассчитывается по формуле

S_2ном = 3S_номTV.(3.54)

S_2ном = 3150 = 450 ВА.

S_2ном = 450 ВА S₂ = 22,8 ВА.

Так как условие проверки выполняется, следует, что выбранные трансформаторы напряжения ЗНОЛ - 35 будут работать в классе точности 0,5.

3.4.4 Выбор выключателей и разъединителей

Выключатель является основным коммутационным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения цепи в любых режимах. Наиболее тяжёлой и ответственной операцией является отключение токов короткого замыкания.

Вакуумные выключатели более просты в эксплуатации, чем масляные или электромагнитные и, благодаря своим преимуществам, постепенно вытесняют их.

Все элементы системы электроснабжения выбираются по номинальным параметрам и проверяются по устойчивости при сквозных токах КЗ и перенапряжениях.

Условие выбора по номинальному напряжению установки U_{ном у}, кВ

U_{ном у} U_{ном а}. (3.55)

Условие выбора по максимальный расчетному току установки I_р.м, А

I_р.м I_{ном а}. (3.56)

Максимальный расчетный ток на стороне 35 кВ I_р.м, А определяется с учетом перегруза трансформаторов на 40 % по формуле

(3.57)

где S_ном.т - номинальная мощность трансформатора, кА;

U_вн - номинальное напряжение на стороне ВН, кВ.

Проверка по отключающей способности заключается в проверке на симметричный ток отключения

I_{откл ном} I_п,(3.58)

где I_{откл ном} - номинальный ток отключения выключателя, кА;

I_п - периодическая составляющая тока КЗ в момент начала расхождения контактов выключателя, кА.

На электродинамическую устойчивость выключатель проверяется по предельному сквозному току короткого замыкания по двум условиям

i_пр.с i_у, (3.59)

где i_пр.с = i_дин - наибольший пик предельного сквозного тока, кА;

i_у - ударный ток К.З., кА.

I_{пр скв} I_п0,(3.60)

где I_{пр скв} - предельный сквозной ток К.З., кА;

I_п0 - периодическая составляющая тока К.З. в начальный момент времени, кА.

На термическую устойчивость выключатель проверяется по тепловому импульсу ?_к, кА²·с

(I_{тер.норм})²·t_тер ?_к,(3.61)

где (I_{тер.норм})²· t_тер - ток термической стоийкости, кА²·с;

?_к - полный тепловой импульс К.З. (по расчету токов К.З.).

Выбираем на стороне 35 кВ выключатели вакуумные с электромагнитным приводом типа ВБЭС-35III-25/630УХЛ1, с усиленной изоляцией, наружной установки предназначены для работы в электрических сетях на открытых частях станций, подстанций, для тяговых подстанций электрифицированных железных дорог, в распределительных устройствах в сетях трёхфазного переменного тока.

Предназначены для замены маломасляных выключателей ВМУЭ-35 II - 25/1250 УХЛ1, ВМК-35-20/1000 У1 и масляных баковых выключателей МКП-35-20/1000 У1, С-35М-630-10 У1, ВТ-35-12,5/630 У1.

Условия выбора и проверки, расчетные данные и выбранные выключатели сведены в таблицу 3.5.

Разъединители выбираются по напряжению установки (3.55), по длительному току (3.56), по конструкции и роду установки и проверяются на электродинамическую (3.59) и термическую (3.61) стойкость.

Разъединители, устанавливаемые в открытых распределительных устройствах, должны обладать соответствующей изоляцией и надежно выполнять свои функции в неблагоприятных условиях окружающей среды.

Выбираем на стороне 35 кВ разъединители серии РГП.2 - 35/1000 УХЛ1.

Разъединители серии РГП выполнены с повышенной электрической прочностью и улучшенными эксплуатационными свойствами. Разъединитель представляет собой двухколонковый аппарат с поворотом главных ножей в горизонтальной плоскости. Разъединители состоят из главной токоведущей системы опорной изоляции и несущей рамы. Контактные ножи разъединителей выполнены из медных шин. Изоляторы разъединителя РГП - полимерные. Управление разъединителями и заземлителями осуществляется отдельными одноваловыми двигательными приводами типа ПД-14УХЛ1. Детали и узлы разъединителя имеют стойкое антикоррозийное покрытие горячим или термодиффузионным цинком.

Ограничитель перенапряжения ОПН предназначен для защиты электротехнического оборудования, воздушных и кабельных линий от грозовых и коммутационных перенапряжений. Ограничитель перенапряжения ОПН состоит из одного или нескольких герметичных модулей, каждый из которых содержит одну колонку варисторов, выполненных на основе оксида цинка. Варисторы не обладают «кумулятивным» эффектом, т.е. их вольтамперная характеристика не зависит от числа срабатываний ограничителя перенапряжения.

Основным отличием ОПН от разрядников являются более низкие уровни (на 30 - 50 %) ограничения перенапряжений (до (1,8 ? 2,0)·U_ном, соответственно, при коммутационных и грозовых перенапряжениях). Показатели надежности грозозащиты при установке ОПН в 2 раза выше, чем при установке вентильных разрядников. Немаловажным фактором является снижение в 3 - 5 раз массогабаритных показателей аппаратуры, взрывобезопасность и надежность ОПН.

Условия выбора и проверки, расчетные данные и выбранное оборудование сведены в таблицу 3.5.

Таблица 3.5 - Выбор оборудования на стороне 35 кВ

Наименование оборудования	Условия выбора	Расчётные данные	Паспортные данные	Тип оборудования
Выключатели	Uуст Uном Iрасч Iном Iп Iоткл ном iуд iпр.с Iп0 Iпр скв ?к It2tt	Uуст = 35 кВ Iр.м = 57,8 А Iп = 1,12 кА iуд = 2,85 кА Iпо = 1,12 кА ?к = 0,48 кА2с	Uном = 35 кВ Iном = 630 А Iоткл ном = 25 кА iпр.с = 64 кА Iпр.скв = 25 кА It2tt= 1875 кА2с	ВБЭС-35III-25/630УХЛ1
Разъединители	Uуст Uном Imax Iном iуд iпр.с ?к It2tt	Uуст = 35 кВ Iр.м = 57,8 А iуд = 2,85 кА ?к = 0,48 кА2с	Uн = 35 кВ Iн = 1000 А iпр.с = 160 кА It2tt = 7500 кА2с	РГП.1-35 / 1000 УХЛ1
Ограничители перенапряжения	Uном у Uном а Uраб.наиб 0,5·Uн а	Uном у = 35 кВ Uном а = 17,5кВ	Uном а = 35 кВ Uраб.наиб = 27 кВ	ОПНп-35 УХЛ1
Трансформаторы тока	Uном у Uном а Iр.м I1ном к(ktI1ном)2tт iуд iдин Z2 r2 Z2ном	Uном у = 35 кВ Iр.м = 57,8 А к = 0,48 кА2с iуд = 2,85 кА r2 = 0,8 Ом	Uном а = 35 кВ I1ном = 100 А IT2tт = 2352кА2с iдин = 30 кА Z2 = 1,2 Ом	ТОЛ - 35/100
Трансформаторы тока	Uном у Uном а Iр.м I1ном к(ktI1ном)2tт Z2 r2 Z2ном	Uном у = 35 кВ Iр.м = 57,8 А к =0,48 кА2с r2 = 0,6 Ом	Uном а = 35 кВ I1ном = 100 А IT2tт = 2883кА2с Z2 = 0,6 Ом	ТВТ - 35/100
Трансформаторы напряжения	Uном у Uном а S2 S2ном	Uном у = 35 кВ S2 = 22,8 ВА	Uном а = 35 кВ S2ном = 450 ВА	ЗНОЛ - 35 У1

4. Проектирование системы внутреннего электроснабжения

4.1 Выбор числа и мощности трансформаторов 6/0,4 кВ

На выбор числа трансформаторов на трансформаторных подстанциях влияет категория надежности электроснабжения потребителей. На насосной станции преобладают нагрузки 1-ой и 2-ой категории, поэтому требуется установка двухтрансформаторных подстанций.

Категорийность потребителей - I, II, III.

Выбор номинальной мощности трансформатора производится по расчетной мощности исходя из рациональной их загрузки в нормальном режиме и с учетом минимально необходимого резервирования в послеаварийном режиме.

Рассчитываем ориентировочную мощность трансформатора S_ор.т, кВА

(4.1)

где S_р - расчетная полная мощность потребителей 0,4 кВ насосной станции, кВА;

k_з.ав - коэффициент загрузки трансформатора в послеаварийном режиме (для масляных трансформаторов мощностью до 2500 кА при длительности послеаварийного режима не менее 6 часов k_з.ав не должен превышать 1,4).

По справочнику [5] выбираем трансформатор типа ТМ - 100/6 с паспортными данными: S_нт = 100 кВА, U_вн = 6 кВ, U_нн = 0,4 кВ, ?Р_х = 0,36 кВт, ?Р_к = 1,97 кВт, u_к = 4,5 %, i_х = 2,6 %.

Выбранное число трансформаторов N_т способно передать в сеть напряжением до 1 кВ при заданном коэффициенте загрузки k_з реактивную мощность Q_1р, квар, значение которой определяется по формуле

(4.2)

За допустимую реактивную нагрузку трансформатора принимается меньшее значение из Q_р и Q_1р. Принимаем допустимую реактивную нагрузку трансформатора Q₁ = Q_1р = 48,3 квар.

Потери активной мощности в трансформаторах ?Р_т, кВт

?Р_т = n· (?Р_х + k_з²·?Р_к).(4.3)

?Р_т = 2·(0,36 + 0,7²·1,97) = 2,65 кВт.

Потери реактивной мощности в трансформаторах ?Q_т, квар

(4.4)

.

Активная мощность, потребляемая трансформаторами из сети 6 кВ Р_т, кВт

Р_т = Р_р + ?Р_т. (4.5)

Р_т = 131,4 + 2,65 = 134,05 кВт.

Коэффициенты загрузки трансформаторов определяется по формулам

- в нормальном режиме k_з.н

.(4.6)

- в послеаварийном режиме k_з.ав

(4.7)

Реактивная мощность, потребляемая трансформаторами из сети 6 кВ Q_т, квар

Q_т = Q₁ + ?Q_т.(4.8)

Q_т = 48,3 + 9,61 = 57,91 квар.

Полная мощность, потребляемая трансформаторами S_т, кВА

(4.9)

4.2 Выбор трансформаторов и схемы питания собственных нужд

Состав потребителей собственных нужд подстанции зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, наличия синхронных компенсаторов, типа электрооборудования. В них входят: электродвигатели обдув трансформаторов, обогрев приводов выключателей ВН, а также освещение подстанции. Наиболее ответственными потребителями собственных нужд подстанции являются оперативные цепи, система связи, телемеханики, система охлаждения трансформаторов, аварийное освещение, система пожаротушения. Мощность потребителей с.н. невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питание от понижающих трансформаторов.

Таблица 4.1 - Потребители собственных нужд подстанции

Вид потребителя	Установленная мощность, кВт	cos	tg	Нагрузка
	Р1ном х n	Рном			Руст, кВт	Qуст, квар
Устройства охлаждения ТМН-2500/35	1,5х2	3,0	0,85	0,62	3,0	1,86
Обогрев ВБЭС-35III	2,8х2	5,6	1	0	5,6	-
Обогрев регуляторов напряжения тр-ров	0,25х2	0,5	1	0	0,5	-
Обогрев приводов разъединителей 35кВ	0,6х8	4,8	1	0	4,8	-
Аппаратура телемеханики и учета электроэнергии	-	0,75	0,85	0,62	0,75	0,465
Аппаратура связи	-	8,0	0,73	0,94	8,0	7,5
Подзарядно-зарядный агрегат ВАЗП	23х2	46,0	0,85	0,62	46,0	28,52
Наружное освещение	-	5	1	0	5	-
Аварийное освещение	-	2,5	1	0	2,5	-
Итого	-	76,15	-	-	76,15	38,35

Расчетная мощность S_расч, кВА трансформатора собственных нужд подстанции определяется по формуле

(4.10)

Мощность трансформатора собственных нужд S_тсн, кВА при двух трансформаторах собственных нужд на подстанциях без постоянного дежурного персонала определяется по формуле

(4.11)

Для питания потребителей собственных нужд на напряжение 380/220 В подстанции «1 водоподъем» принимаются два трансформатора типа ТМ- 100/35У1 напряжением 35/0,4 кВ мощностью 100 кА каждый.

Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме k_з.н

(4.12)

Коэффициент загрузки трансформаторов в послеаварийном режиме k_з.ав

(4.13)

< 1,4.

То есть трансформаторы собственных нужд не испытывают перегрузок.

Присоединение трансформаторов собственных нужд к питающей сети зависит от системы оперативного тока, применяемой на подстанции. Для подстанций на постоянном оперативном токе с аккумуляторными батареями трансформаторы собственных нужд присоединяются через предохранители или выключатели к шинам распределительного устройства 6 - 35 кВ.

На основании «Норм технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ» на подстанции напряжением 35 кВ (кроме отпаечных и тупиковых) и выше должна применяться система оперативного постоянного тока (система ОПТ, СОПТ) напряжением 220 В.

Система ОПТ должна интегрировать в единое целое:

а).источники питания в виде аккумуляторных батарей (АБ) и зарядных устройств (ЗУ), работающих в режиме постоянного подзаряда;

б) приемно-распределительные щиты постоянного тока (ЩПТ) по числу АБ;

в) кабели вторичной коммутации;

г) потребители постоянного тока.

На подстанции применяем постоянный оперативный ток. Источником оперативного тока 220 в принимаем необслуживаемую герметичную аккумуляторную батарею. Согласно «Норм технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ» на подстанции «1 водоподъем» устанавливаем один щит постоянного тока для питания цепей оперативного тока силовых трансформаторов и КРУ-6 кВ. В состав ЩПТ входит шкаф с герметичной аккумуляторной батареей, два преобразователя тока и шкаф ввода и распределения постоянного тока.

Трансформаторы собственных нужд присоединяются через предохранители к линии 35 кВ. Распределение собственных нужд подстанции «1 водоподъем» осуществляется со щита переменного тока, выполняемого по схеме одиночной системы сборных шин, с устройством АВР на напряжении 0,4 кВ и устанавливаемого в помещении ОПУ.

4.3 Выбор и проверка токоведущих частей и оборудования 0,4 кВ

Выбор марки и сечения токоведущих частей 0,4 кВ

Выбранный тип провода или кабеля должен соответствовать его назначению, характеру среды, способу прокладки.

Выбор сечения проводников напряжением до 1000 В производится по условию нагрева с последующей проверкой по допустимой потере напряжения и на соответствие току защитного аппарата.

Условие выбора сечения по нагреву

I_р. < I_дл.доп.•k_t•k_п, (4.14)

где I_р. - расчетный ток линии, А;

I_дл.доп. - длительно допустимый ток для выбираемого сечения, А;

k_t - поправочный коэффициент, учитывающий отличие температуры в цехе от температуры, при которой заданы I_доп в ПУЭ;

k_п - поправочный коэффициент, учитывающий снижение допустимой токовой нагрузки для проводов и кабелей при их многослойной прокладке в коробах.

Расчетный ток линии I_р, А определяется по формуле

,(4.15)

где Р_ном - номинальная мощность электроприемника, кВт;

U_ном = 0,38 кВ - номинальное напряжение сети;

- номинальный коэффициент мощности данного электроприемника.

Для нормальных условий эксплуатации токоведущих сетей в цехе условие выбора по нагреву запишется в виде

I_р. ? I_дл.доп. (4.16)

Проверка выбранного сечения по току защитного аппарата производится после выбора автоматического выключателя по условию

I_дл.доп. ? k_защ.•I_защ, (4.17)

где k_защ. = 1 - коэффициент защиты или кратность защиты. Значения k_защ. определяют [2] в зависимости от назначения принятого вида защиты, характера сети, изоляции проводов, кабелей и условия их прокладки;

I_защ. - ток срабатывания защитного аппарата, А.

Проверка выбранного сечения провода (кабеля) по допустимой потере напряжения ?U, кВ проводится по условию

?U ? ?U_доп, (4.18)

где ?U_доп - допустимые потери напряжения, В;

?U - расчетные потери напряжения, В.

?U_доп = 0,05•U_ном = 0,05•380 = 19 В.

Расчетные потери напряжения ?U, В определяются по формуле

?U = •I_P•l•(r₀•cos ? + x₀•sin ?),(4.19)

где I_P - расчетный ток линии, А;

l - длина линии, км;

r₀, x₀ - удельные сопротивления проводников (определяются по справочнику [2]), Ом/км.

Условия выбора автоматических выключателей

Номинальный ток защищающего от перегрузки теплового расцепителя автоматического выключателя I_т, А выбирают только по длительному расчетному току линии

I_т ? I_дл.р.(4.20)

Номинальный ток электромагнитного или комбинированного расцепителя автоматического выключателя I_эл, А выбирают также по длительному расчетному току линии

I_эл ? I_дл.р. (4.21)

Ток срабатывания (отсечки) электромагнитного, комбинированного или электронного расцепителя I_{сраб.эл}, А проверяется по максимальному кратковременному току линии

I_{сраб.эл} ? (1,25 ? 1,35)•I_кр.,(4.22)

где I_кр. - максимальный кратковременный ток линии, А.

Для ответвлений к одиночному электродвигателю максимальный кратковременный ток линии I_кр. равен пусковому току электродвигателя I_пуск, А

I_кр. = I_пуск = k_п•I_расч., (4.23)

где k_п - кратность пускового тока (принимают по справочнику). При отсутствии данных принимается: k_п = 6 или 6,5 (для СД и АД с КЗ-ротором); k_п = 2 или 3 (для МПТ и АД с фазным ротором).

При смешанной нагрузке максимальный кратковременный ток линии I_кр., А

I_кр. = (I_р - k_и•I_расч.) + I_пуск,(4.24)

где I_р - расчетный ток всей линии, А;

I_расч, I_пуск - расчетный и пусковой ток наибольшего двигателя, А;

k_и - коэффициент использования наибольшего двигателя.

Пример выбора автоматического выключателя и кабеля 0,4 кВ

Проведем расчет и выбор сечения кабеля на примере насоса мощностью Р_ном = 18 кВт по формулам (4.14) - (4.23).

Определим расчетный ток линии I_р, А по формуле (4.15)

Выбираем по справочнику [4] кабель марки ВВГнг-LS (кабель силовой с медными токопроводящими жилами с изоляцией и оболочкой из ПВХ-пластиката без защитных покровов (брони). К обозначению марки кабеля ВВГ добавляются буквы «нг-LS» если изоляция и оболочка кабеля выполнена из пластиката, не распространяющего горения и низким дымо/газоотделением). Кабель ВВГнг-LS применяется для прокладки в сухих или сырых помещениях (тоннелях), каналах, кабельных полуэтажах, шахтах, коллекторах, производственных помещениях, к которым предъявляются повышенные требования пожарной безопасности.

Выбираем кабель марки ВВГнг-LS - 4х6 мм² с I_дл.доп = 46 А.

Определим пусковой ток I_пуск, А по формуле (4.23)

I_пуск = 6•34,2 = 205,4 А.

Ток срабатывания (отсечки) электромагнитного расцепителя I?_{сраб.эл}, А определяем с учетом условия (4.22)

I?_{сраб.эл} = 1,25•205,4 = 256,7 А.

По справочнику [4] выбираем выключатель типа ВА51Г - 31 с данными

I_{ном.выкл} = 100 А, I_ном.р. = 40 А, кратность отсечки k_отс = 14.

Наиболее современные автоматические выключатели серии ВА предназначены для замены устаревших А37, АЕ, АВМ и «Электрон». Они имеют уменьшенные габариты, совершенные конструктивные узлы и элементы. Работают в сетях постоянного и переменного тока. Выключатели имеют комбинированные расцепители (эл. магнитные и тепловые).

Выключатели ВА51Г, так же как и ВА52Г, предназначены для управления и защиты двигателей с короткозамкнутым ротором в режиме работы АСЗ и изготавливаются до 660 В 50-60 Гц переменного тока в трехполюсном исполнении. Кратность отсечки выключателей ВА51Г (как и ВА52Г) во всех случаях равна 14·I_ном.р, в зоне перегрузки тепловой расцепитель всех величин этих выключателей срабатывает при 1,2·I_ном.р. Тепловой расцепитель выключателей ВА51-25 и ВА51-31 срабатывает при 1,35·I_{ном р} у прочих выключателей - 1,25·I_{ном р.}

Определяем номинальный ток теплового расцепителя автоматического выключателя I_т, А

I_ср.т.р. = 1,2·40 = 48 А.

Выбранный автомат проверяем по току срабатывания (отсечки) электромагнитного расцепителя I_{сраб.эл}, А по условию (4.22)

I_{сраб.эл} = 14•I_ном.р. = 14•40 = 560 А.

I?_{сраб.эл} = 256,7 А < I_{сраб.эл} = 560 А.

Проверяем выбранное сечения кабеля по условию (4.17)

I_дл.доп. = 46 А < k_защ.•I_защ = 1·48 = 48 А.

Так как условие (4.17) не выполняется, то выбираем кабель большего сечения ВВГнг-LS - 4х10 мм² с I_дл.доп = 61 А (r₀ = 1,84 Ом/км, x₀ = 0,073 Ом/км) и проверяем по условию (4.17)

I_дл.доп. = 61 А > k_защ.•I_защ = 48 А.

Определяем расчетные потери напряжения ?U, % по формуле (4.19) с учетом того, что длина линии от ТП до самого удаленного насоса составляет 35 м, и проверим по условию (4.18)

?U = •34,2•35·10^-3·(1,84•0,8 + 0,073•0,6) = 3,14 В.

?U = 3,14 В < ?U_доп = 19 В.

Так как все условия выполнены, следовательно, кабель и автоматический выключатель выбраны верно. Результаты выбора марки и сечения кабелей сведены в таблицу 4.2, автоматических выключателей - таблицу 4.3.

4.4 Выбор и проверка токоведущих частей и оборудования 6 кВ

4.4.1 Выбор и проверка токоведущих частей 6 кВ

Шинный мост выполняется из неизолированных алюминиевых шин прямоугольного сечения. Сечение шинного моста выбирается по длительно допустимому току I_дл.доп. А

I_max I_дл.доп.(4.25)

где I_max - максимальный ток, протекающий по шинному мосту, А;

I_дл.доп - длительно допустимый ток выбранного сечения, А.

(4.26)

Принимаем алюминиевые однополосные шины прямоугольного сечения 30х4 c I_дл.доп = 365 A, сечением 250 мм². Расположение шин - на плоскость.

I_дл.доп = k₁ I_{доп табл},(4.27)

где k₁ = 0,92 - поправочный коэффициент, учитывающий уменьшение допустимого тока на 8 % для горизонтальной прокладки шин.

I_дл.доп = 0,92365 = 335,8 А > I_max = 287,9 А.

Шинный мост подвергается проверке по двум условиям.

1) по условию термической стойкости

F_min F,(4.28)

где F_min - минимальное сечение шин по условию термической стойкости, мм²;

F - выбранное сечение шины, мм².

(4.29)

где С = 91 Ас^1/2/мм² - коэффициент определяется по [5].

F_min = 48,04 мм² F = 120 мм² .

2) условие проверки на механическую прочность

_{расч доп}, (4.30)

где _доп = 90 МПа - допустимое механическое напряжение в материале шин для алюминия марки АД31Т1 [5];

_расч - расчетное механическое напряжение в материале шин, МПа.

(4.31)

где l = 1 м - длина пролета между опорными изоляторами;

а = 0,3 м - расстояние между фазами;

W - момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия, см³.

,(4.32)

где b и h - размеры шины, см.

_расч = 32,8 МПа _доп = 90 МПа .

По результатам проверок выбранные шины принимаются к установке.

4.4.2 Выбор и проверка опорных изоляторов проводится по номинальному напряжению и по допустимой нагрузке

Выбираю опорные полимерные изоляторы внутренней установки на напряжение 6 кВ типа 0СК 4 - 6 УХЛ2 (опорный, стержневой, кремнийорганический, F_разр = 4 кН).

Данные изоляторы имеют срок эксплуатации 30 лет, благодаря применению кремнийорганической изоляционной оболочки; механически намного прочнее фарфоровых изоляторов, имеют высокую электрическую прочность, безопасность при эксплуатации; грязестойкость, экологичность; обладают большим запасом ударопрочности; энергосбережение увеличено за счет снижения токов утечки по поверхности загрязненных изоляторов в десятки раз.

Изоляторы проверяются на механическую прочность по условию

F_расч F_доп,(4.33)

где F_доп = 0,6F_разр - допустимая нагрузка на головку изолятора, кН;

F_разр = 4 кН - минимальная разрушающая способность (паспортная величина);

F_расч - расчетная сила, действующая на изолятор, кН.

(4.34)

F_расч = 0,019 кН F_доп = 0,6·4 = 2,4 кН.

4.4.3 Выбор и проверка проходных изоляторов

Проходные изоляторы типа ИПП предназначены для изоляции и соединения токоведущих частей закрытых распределительных устройств с открытыми распределительными устройствами или линиями электропередачи. Преимуществом полимерных проходных изоляторов является отсутствие хрупкости и стойкость к динамическим ударным воздействиям, например при токах КЗ, устойчивая работа в условиях сильного загрязнения.

Выбираем изоляторы типа ИПП - 10/630-12,5 УХЛ1 по номинальному напряжению (3.55) и по максимальному току (3.56)

U_ном = 6 кВ = U_{ном у} = 10 кВ.

I_р.м = 287,9 А I_ном = 630 А.

Условие проверки на механическую прочность

F_расч F_доп,(4.35)

где F_доп - минимальное усилие на изгиб, Н;

F_расч - расчетная сила, действующая на изолятор, Н.

(4.36)

F_расч = 0,0093 кН F_доп = 12,5 кН.

По результатам проверки выбранные изоляторы принимаются к установке.

4.4.4 Расчет вторичной нагрузки трансформаторов тока

Проверка выбранных трансформатора тока 6 кВ проводится по вторичной нагрузке с учетом установленных измерительных приборов.

Таблица 4.4 - Перечень необходимых измерительных приборов ТТ

Приборы	Тип	Нагрузка фазы, ВА
		А	В	С
Вводной выключатель 6 кВ
Амперметр	Э - 335	2,0	-	-
Ваттметр	Ц301/1	1,5	-	1,5
Расчетный счетчик электроэнергии	СЭТ-4ТМ	1,5	1,5	1,5
РЗА		2,5	2,5	2,5
Итого		7,5	4,0	5,5
Ячейки отходящих линий 6 кВ
Амперметр	Э-335	2,0	-	-
Расчетный счетчик электроэнергии	СЭТ-4ТМ	1,5	1,5	1,5
РЗиА		2,5	2,5	2,5
Итого		6,0	4,0	4,0

Так как наиболее загруженной фазой является фаза А, то дальнейший расчет будем производить с учетом того, что S_приб = 7,5 ВА.

Расчет вторичной нагрузки трансформатора тока на стороне 6 кВ производится по формулам (3.46) - (3.51).

Определим общее сопротивление приборов по формуле (3.46)

Допустимое сопротивление соединительного провода r_доп.пр, Ом по (3.47)

r_доп.пр = 0,8 - 0,3 - 0,05 = 0,45 Ом.

Вторичная обмотка трансформатора тока соединена в неполную звезду, следовательно, l_расч = 1,5l .

Определим сечение контрольного кабеля , мм² по формуле (3.48)

Согласно требованиям ПУЭ, по условию механической прочности принимаем контрольный кабель марки: АКРВГ с алюминиевыми жилами сечением 2,5 мм².

Определим действительное сопротивление проводов r_пр, Ом по (3.49)

Тогда, вторичная нагрузка приборов r₂, Ом будет равна

r₂ = 0,3 + 0,34 + 0,05 = 0,69 Ом.

Для работы трансформатора тока в выбранном классе точности должно выполняться условие (3.51)

r₂ = 0,69 Ом r_2ном = 0,8 Ом.

Следовательно, выбранные трансформаторы тока ТОЛК-6-I будут работать в выбранном классе точности 0,5. Опорные трансформаторы ТОЛК-6-I предназначены для передачи сигнала измерительной информации приборам измерения, применяются в комплектных распределительных устройствах.

4.4.5 Расчет вторичной нагрузки трансформаторов напряжения

Для определения вторичной нагрузки трансформатора напряжения также перечень необходимых измерительных приборов и определяется их общая нагрузочная мощность.

Таблица 4.5 - Вторичная нагрузка трансформаторов напряжения

Прибор	Место установки	Тип	Мощность одной обмотки ВА	Число обмоток	cos	tg	Число приборов	Р, Вт	Q, вар
Вольтметр	С.Ш.	Э - 365	2,0	1	1	0	1	2,0	-
Ваттметр	Ввод 6 кВ от тр-ра	Ц301/1	1,5	2	1	0	1	3,0	-
Счетчик электроэнергии		СЭТ-4ТМ	1,5	3	0,38	2,43	1	4,0	9,7
Счетчик электроэнергии	Линии 6 кВ	СЭТ-4ТМ	1,5	3	0,38	2,43	4	18,0	43,7
РЗА		2,5	3	1	0	4	30,0	-
Итого	57,0	53,4

Полная мощность вторичной нагрузки S₂, ВА определяется по формуле (3.52)

Полная вторичная номинальная нагрузка трансформаторов напряжения определяется по формуле (3.54) и проверяется по условию (3.53)

S_2ном = 375 = 225 ВА S₂ = 78,1 ВА.

Так как условие проверки выполняется, следует, что выбранные антирезонансные трансформаторы напряжения типа НАМИ будут работать в классе точности 0,5.

Для защиты трансформаторов напряжения устанавливаем предохранители типа ПКН 001 - 10 У3.

4.4.6 Выбор выключателей на стороне 6 кВ

Максимальный расчетный ток на стороне 6 кВ I_р.м, А определяется по формуле (3.57)

За максимальный расчетный ток I_р.м, А отходящего фидера принимаем расчетный ток АД насоса мощностью 860 кВт, который определяется по формуле (4.15)

Выбираем на стороне 6 кВ по формулам (3.55) - (3.61) вакуумные выключатели серии ВРС.

Серия ВРС - новое поколение вакуумных выключателей - запущена в производство в 2004 году.

Выключатели данной серии применяются для коммутации любых видов нагрузок на напряжении 6-10 кВ при номинальных токах до 3150 А и токах отключения до 40 кА.

В вакуумных выключателях «Высоковольтного союза» применяются современные вакуумные камеры производства Siemens. Электрическая дуга при коммутации горит в парах металла, испаряющегося в вакууме с поверхности контактов-электродов. Дуга мягко гасится при естественном переходе тока через ноль, при этом исключается возможность возникновения перенапряжений при коммутации большинства видов нагрузок. Для удержания контактов выключателя во включенном или выключенном положении используется энергия мощных постоянных магнитов. Фиксация происходит по принципу «магнитной защелки»: замыканием цепей включения или отключения якорем, который механически связан с подвижным контактом вакуумной камеры. Привод управляется универсальным электронным блоком управления, расположенным непосредственно в корпусе выключателя.

Выключатели устанавливаются в новых КРУ с расположением выдвижного элемента в средней части шкафа, но особенно широко применяются для реконструкции устаревших КРУ и КСО по программе Ретрофит.

Помимо систем управления и защиты, в корпусе выключателя может быть смонтирован блок диагностики и он-лайн контроля параметров работы выключателя, а также соответствующий интерфейс (функция «умный выключатель»).

Условия выбора и проверки, расчетные данные и выбранное оборудование сведены в таблицу 4.6.

Таблица 4.6 - Выбор оборудования на стороне 6 кВ

Наименование оборудования	Условия выбора	Расчётные данные	Паспортные данные	Тип оборудования
Вводные и секционный выключатели 6 кВ	Uуст Uном Iрасч Iном Iп Iоткл ном iуд iпр.с Iп0 Iпр скв ?к It2tt	Uуст = 6 кВ Iр.м = 337,2 А Iп = 3,02 кА iуд = 5,84 кА Iпо = 3,02 кА ?к = 19,11 кА2с	Uном = 6 кВ Iном = 630 А Iоткл ном = 20кА iпр.с = 52 кА Iпр.скв = 20 кА It2tt= 1200кА2с	ВРС - 6 20/630 - У2
Выключатели на отходящих линиях 6 кВ	Uуст Uном Iрасч Iном Iп Iоткл ном iуд iпр.с Iп0 Iпр скв ?к It2tt	Uуст = 6 кВ Iр.м = 92,8 А Iп = 3,02 кА iуд = 5,84 кА Iпо = 3,02 кА ?к = 19,11 кА2с	Uном = 10 кВ Iном = 630 А Iоткл ном = 20кА iпр.с = 51 кА Iпр.скв = 20 кА It2tt= 1200кА2с	ВРС - 6 20/630 - У2
Трансформаторы тока на вводах 6 кВ	Uном у Uном а Iр.м I1ном iуд iдин к (ktI1ном)2tт Z2 r2 Z2ном	Uном у = 6 кВ Iр.м = 337,2 А iуд = 5,84 кА к= 19,11кА2с r2 = 0,69 Ом	Uном а = 6 кВ I1ном = 400 А iдин = 98 кА IT2tт=1475кА2с Z2 = 1,2 Ом	ТОЛК-6-I 400/5 У3
Трансформаторы тока на отходящих линиях 6 кВ	Uном у Uном а Iр.м I1ном iуд iдин к (ktI1ном)2tт Z2 r2 Z2ном	Uном у = 6 кВ Iр.м = 92,8 А iуд = 5,84 кА к =19,11кА2с r2 = 0,354 Ом	Uном а = 10 кВ I1ном = 100 А iдин = 32,6 кА IT2tт= 492кА2с Z2 = 0,6 Ом	ТОЛК-6-I 100/5 У3
Трансформаторы напряжения	Uном у Uном а S2 S2ном	Uном у = 6 кВ S2 = 78,1 ВА	Uном а = 6 кВ S2ном = 225 ВА	НАМИ - 6

4.5 Выбор комплектного распределительного устройства

Выберем КРУ серии КУ10(6)С.

Ячейка КРУ представляет собой металлоконструкцию, изготовленную из высококачественной оцинкованной стали, детали которой изготовлены на высокоточном оборудовании методом холодной штамповки. Соединения выполнены на усиленных стальных вытяжных заклепках и резьбовых соединениях. Наружные элементы конструкции - двери фасада, боковые панели крайних в ряду ячеек и т.д. окрашены методом порошкового напыления.

Каркас шкафа разделен вертикальными и горизонтальными металлическими перегородками на релейный отсек, отсек выдвижного элемента, отсек сборных шин и кабельный отсек, в котором располагаются также трансформаторы тока, напряжения и линейные шины. Каналы над отсеками, накрытые клапанами, служат для отвода нагретого воздуха и выброса отработанных газов при коммутации предельных токов К.З. и при появлении в отсеках открытой дуги. Для изоляции неподвижных токоведущих контактов, а также для секционирования сборных шин в пределах одного шкафа, используются эпоксидные проходные втулки, благодаря этому, а также наличию дуговой защиты, локализация аварии происходит в пределах одного отсека одного шкафа за необходимое время.

Выдвижной элемент находится в средней части шкафа непосредственно над кабельным отсеком и конструктивно выполнен в виде тележки, которая перемещается из рабочего положения в контрольное и обратно при закрытых дверях шкафа. В ремонтном положении выдвижной элемент при помощи инвентарной тележки из комплекта ЗИП перемещается в коридор обслуживания, при этом шторный механизм автоматически перекрывает доступ к токопроводящим контактам шкафа.

В зависимости от схем в шкафу может находиться заземлитель с пружинным приводом, который располагается на боковой стенке каркаса кабельного отсека и приводится в действие при помощи рукоятки из комплекта ЗИП. Специально для использования в КУ10(6)С была разработана новая серия вакуумных выключателей ВРС.

Оригинальная конструкция обеспечивает легкий, удобный и безопасный доступ к оборудованию. Трансформаторы тока вместе с проходной втулкой нижнего неподвижного токопроводящего контакта пофазно установлены на отдельных металлических перегородках между отсеками выдвижного элемента и трансформаторов тока. Эти перегородки имеют специальные крышки для доступа к вторичным цепям трансформаторов тока. Благодаря такому решению максимально упрощается их обслуживание.

Для доступа к контактам вторичных цепей трансформаторов тока достаточно: открыть дверь выдвижного элемента и выкатить его на инвентарной тележке в коридор обслуживания, после чего демонтировать крышку вторичных цепей проверяемой фазы.

Для замены трансформатора тока необходимо дополнительно демонтировать легкосъемную перегородку между отсеком выдвижного элемента и кабельным отсеком, демонтировать крепеж на несущей конструкции ремонтируемой фазы, после чего блок трансформатора тока вместе с шиной и проходной втулкой нижнего неподвижного контакта поворачивается на 90° в ремонтное положение.

Для доступа к трансформаторам напряжения и кабельным разделкам достаточно открыть дверь кабельного отсека (при этом выдвижной элемент может находиться в шкафу в контрольном положении, а заземлитель быть включенным).

Описанная конструкция шкафов позволила начать производство КРУ с реальным, а не декларируемым односторонним обслуживанием. Шкафы серии КУ10(6)С не имеют дверей и люков для доступа к элементам шкафа с тыльной стороны.

Схемы вторичных реализуются по ряду типовых работ, а так же с использованием современных устройств микропроцессорной релейной защиты.

Микропроцессорные блоки релейной защиты могут подключаться в SCADA-систему для дистанционного управления и сбора данных.

В шкафах КРУ предусмотрены все необходимые по действующим стандартам защиты и блокировки:

- перемещение включенного выключателя из контрольного положения в рабочее;

- перемещение включенного выключателя из рабочего положения в контрольное;

- выключателя в промежуточном положении (между рабочим и контрольным);

- выдвижного элемента из контрольного положения в рабочее при включенных ножах заземлителя;

- включение заземлителя при рабочем или контрольном положении выдвижного элемента.

Кроме того, дополнительно реализованы следующие блокировки:

- невозможность открывание двери кабельного отсека, когда выключатель не перемещён в контрольное положение, выключен и не включён заземлитель;

- невозможность вкатить выключатель в рабочее положение при открытых дверях кабельного отсека.

Оперативные электрические блокировки выполняются в соответствии со схемами вспомогательных электрических соединений.

При необходимости в шкафах устанавливаются ограничители перенапряжений.

Паспортные данные КРУ 10(6)С:

1).номинальное напряжение - 6, 10 кВ;

2).номинальный ток сборных шин - 1600, 2000, 3150, 4000 А;

3).номинальный ток главных соединений - 630, 1000, 1600, 2000, 3150;

4).номинальный ток отключения выключателя - 20, 31,5, 40 кА;

5).ток электродинамической стойкости - 51; 81; 102; 128 кА;

6) ток термической стойкости, 3 с, - 20; 31,5; 40 кА;

7) номинальное напряжение вспомогательных цепей - 220 В.

5. Релейная защита и автоматика

5.1 Выбор схемы и расчет релейной защиты силового трансформатора

Релейной защитой называют автоматическое устройство, состоящее из одного или нескольких приборов - реле, которые реагируют на изменение режима в каком-либо участке электрической цепи на отключение данного участка или сигнализацию.

Основные требования, предъявляемые к релейной защите: быстрота действия, чувствительность, селективность (избирательность), надежность.

Релейная защита трансформаторов подстанции по[2] состоит из

-.дифференциальной токовой защитой на реле РСТ 15, действует на отключение трансформатора со всех сторон при междуфазных коротких замыканиях в зоне, ограниченной трансформаторами тока на вводе 35 кВ и трансформаторами тока на вводе 6 кВ. Защита действует без выдержки времени;

-.максимальной токовой защитой (МТЗ - 35 кВ со стороны 35 кВ) и выполнена на реле косвенного действия и работает при междуфазных замыканиях на стороне 35 кВ и 10 кВ, отключая с выдержкой времени выключатель на стороне ввода 35 кВ Т1, Т2;

- максимальной токовой защитой (МТЗ-6 кВ стороны 6 кВ) и выполнена на реле косвенного действия и работает с пуском по напряжению при междуфазных коротких замыканиях на стороне 10 кВ, отключая с меньшей выдержкой времени выключатель ввода 10 кВ Т1,Т2 и с большей выдержкой выключатель ввода 35 кВ Т1, Т2. МТЗ-6 кВ резервирует защиты отходящих кабельных линий 6 кВ при близких коротких замыканиях;

- газовой защитой, которая реагирует на скорость движения масла в газовом реле при внутренних повреждениях трансформатров (витковое и междуфазное короткое замыкание), на газообразование, вызванное пожаром магнитопровода и изоляции, нарушением контактов токоведущих частей, выделением воздуха из масла и т.д., а также при уровне масла в баке трансформатора ниже установки газового реле. Верхним контактом газовое реле действует на сигнал, а нижним - на отключение трансформатора со всех сторон или на сигнал в зависимости от положения накладки;

- защитой от перегрузки на стороне 6 кВ, которая действует на сигнал при перегрузке трансформатора по току на 25 и более;

- термозащитой и контролем уровня масла.

5.1.1 Продольно-дифференциальная токовая защита на реле типа РСТ 15

Разработанное с применением интегральных операционных усилителей реле типа РСТ 15 предназначено для дифференциальной защиты одной фазы понижающих трансформаторов распределительных сетей и мощных электродвигателей, оно имеет менее совершенную отстройку от бросков тока намагничивания, поэтому ток срабатывания защиты должен быть принят не менее 50 % номинального тока трансформатора. Принцип действия реле основан на выделении постоянной составляющей и составляющей промышленной частоты в выпрямленном дифференциальном токе и их сравнении. Наличие пауз и четных гармонических составляющих в броске тока намагничивания приводит к значительной несимметрии положительных и отрицательных полуволн тока относительно оси времени. При выпрямлении в таком токе ярко выражена составляющая промышленной частоты. При выпрямлении же синусоидального тока составляющая промышленной частоты отсутствует. Таким образом, наличие составляющей промышленной частоты выпрямленного дифференциального тока может быть использовано для блокировки дифференциальной защиты при броске тока намагничивания.

Определяются первичные номинальные токи на сторонах трансформатора Iном1 и Iном2, А по формуле

(5.1)

Определим коэффициент трансформации на сторонах n_I по формуле

(5.2)

Принимаем коэффициенты трансформации в соответствии с выбранными трансформаторами тока:

- на стороне 35 кВ выбран ТОЛ-35 с I_ном1 = 100 А, принимаем n₁ = 20.

- на стороне 6 кВ выбран ТОЛК-6-I с I_ном1 = 400 А, принимаем n₂ = 80.

Определяются вторичные номинальные токи в плечах дифференциальной защиты i_в, А по формуле

(5.3)

где n_I - коэффициент трансформации трансформатора тока;

К_сх - коэффициент схемы (при соединении в звезду k_cx = 1, при включении по схеме треугольника k_cx =).

По большему значению i_в1 = 3,6 А принимаем основную сторону дифференциальной защиты и все расчёты приводятся к стороне высокого напряжения.

Для основной зоны дифференциальной защиты минимальный ток срабатывания определяется, исходя из условий:

1) по условию отстройки от броска тока намагничивания I_с.з., А при включении ненагруженного трансформатора под напряжение

I_{с з1} = К_н.дз•I_ном1, (5.4)

где К_н =1,5 - коэффициент отстройки дифференциальной защиты от бросков тока намагничивания [8].

I_сз1 = 1,541,3 = 61,95 А.

2) по условию отстройки от максимального тока небаланса I_{н.б.расч}, А

I_{н.б.расч} = I_нб'+ I_нб''+ I_нб''', (5.5)

где I_нб' - ток небаланса, обусловленный погрешностью токов намагничивания трансформаторов тока, питающих дифференциальную защиту, А;

I_нб'' - ток небаланса, обусловленный регулированием напряжения защищаемого трансформатора, А;

I_нб''' - ток небаланса, обусловленный неточностью установки на коммутаторе НТТ реле расчетного целого числа витков уравнительных обмоток, А.

Ток небаланса I_нб', А определяют по формуле

I_нб' = К_ол•К_одн•f_i•I_пр.к⁽³⁾, (5.6)

где К_ол = 1 - коэффициент, учитывающий переходной режим, А [8];

f_i = 0,1 - коэффициент, учитывающий 10-ти процентную погрешность трансформатора тока;

К_одн = 1 - коэффициент, учитывающий однотипность трансформаторов тока [8];

I_пр.к⁽³⁾ - максимальное значение тока короткого замыкания за трансформатором, приведённое к основной стороне трансформатора, кА.

(5.7)

I_нб' = 110,1517,7 = 51,8 А.

Ток небаланса, обусловленный регулированием напряжения защищаемого трансформатора, I_нб'', А определяют по формуле

(5.8)

где ?U - полный диапазон регулирования напряжения.

Ток небаланса, обусловленный неточностью установки на коммутаторе НТТ реле расчетного целого числа витков уравнительных обмоток, I_нб''', А

(5.9)

где W_{НН pасч}, W_НН - расчётное и установленное число витков рабочей обмотки реле, включаемых в плечо защиты со стороны низкого напряжения.

На первом этапе расчёта уставки дифференциальной защиты по (5.4) I_нб''' не учитывается, то есть

I_с.з2 = К_нб (I_нб'+ I_нб''), (5.10)

I_с.з2 = 1,3(51,8 + 93,2) = 188,5 А.

За расчетную величину тока срабатывания защиты принимается большее значение тока срабатывания, определенное по (5.4) и (5.10).

Принимаем I_с.з = 188,5 А.

Определяем расчетный ток срабатывания реле I_с.р, А, приведенный к стороне ВН по формуле

(5.11)

Определяем число витков рабочей обмотки реле W_ВНрасч, включаемых в плечо защиты со стороны ВН

(5.12)

где F_ср - намагничивающая сила (F_ср = 100 А•витков [6]).

витков.

Принимаем W_ВН = 6 витков. Определяем число витков рабочей обмотки W_ННрасч, включаемых в плечо защиты со стороны НН

(5.13)

витка.

Принимаем ближайшее целое число: W_НН = 1 витка.

Определяем ток небаланса I_нб''' по (5.9)

По формуле (5.5) определяем максимальный ток небаланса I_{нб.расч}, А

I_{нб.расч} = 51,8 + 93,2 + 15,1 = 160,1 А.

Определяем ток срабатывания защиты I_с.з2, А по условию отстройки от максимального тока небаланса

I_с.з2 = 1,3160,1 = 208,1 А.

Так как полученное значение больше принятого тока срабатывания защиты, то расчёт уточняем для I_с.з2 = 208,1 А.

Определяем расчетный ток срабатывания реле I_с.р, А, по формуле (5.11)

Определяем число витков рабочей обмотки реле W_ВНрасч по формуле (5.12)

витков. Принимаем W_ВН = 6 витков.

По выбранному числу витков основной стороны определяем уставку I^*_ср, А по следующему выражению

(5.14)

где К = 1 - принято предварительно.

Принимаем I^*_ср = 1 А.

Уточняем первичный ток срабатывания защиты I_{сраб.перв}, А _.по выражению

(5.15)

5.1.2 Максимально - токовая защита (МТЗ)

Ненормальные режимы работы трансформаторов обусловлены внешними короткими замыканиями и перегрузками. В этих случаях в обмотках трансформатора появляются большие токи. В качестве защит от внешних коротких замыканий применяются токовые защиты с выдержкой времени и включением реле на полные токи фаз и на их симметричные составляющие.

Ток срабатывания МТЗ выбирается исходя из условий отстройки (несрабатывания) от перегрузки. Ток перегрузки определяется из условия отстройки от максимального рабочего тока I_max.раб, А

, (5.16)

где S_н - номинальная мощность трансформатора, кВА.

Ток срабатывания защиты I_с.з, А определяется по формуле

 (5.17)

где k_{отс.мтз} - коэффициент отстройки (k_{отс.мтз} = 1,1 - 1,2) [8];

k_с.зп - коэффициент самозапуска обобщённой нагрузки (k_с.зп = 2,5) [8];

k_в - коэффициент возврата реле (k_в = 0,85 для реле РСТ).

Коэффициент чувствительности МТЗ должен быть k_ч ? 1,5 при коротких замыканиях на низшей стороне трансформатора и k_ч ? 1,2 при коротких замыканиях в конце линий, отходящих от шин низшего напряжения.

Коэффициент чувствительности k_ч определяют по формуле

(5.18)

k_ч > 1,5, что удовлетворяет требованиям чувствительности защиты.

Ток срабатывания реле I_с.р, А определяется по формуле

(5.19)



Выдержка времени МТЗ выбирается на ступень ?t больше максимальной выдержки времени t_{эл.макс} защит предыдущих элементов [8].

Выбираем на стороне 35 кВ реле тока РСТ 40-50 с пределами срабатывания 12,5 ? 50 А и реле времени РВ-01, t_СЗ = 2,5 с.

Выбираем реле тока РСТ 40-20 с пределами срабатывания 5 ? 20 А и реле времени РВ-01, t_СЗ = 2,0 с.

5.1.3 Токовая защита от перегрузок на стороне 6 кВ

Ток срабатывания защиты I_с.з, А определяется по выражению

(5.20)

где К_отс = 1,05 - коэффициент отстройки [8];

К_в = 0,8 ? 0,85 - коэффициент возврата реле.

Определим ток срабатывания реле I_с.р, А по формуле (5.19)

Коэффициент чувствительности К_ч определяется по формуле (5.18)

Выдержка времени принимается на ступень селективности больше, чем время срабатывания защиты трансформатора от внешних коротких замыканий. Выбираем реле РСТ 40-6 с пределами срабатывания 1,5 ? 6 А, t_сз = 15 с.

5.1.4 Защита от замыканий на землю

Замыкание на землю одной фазы в сетях с изолированной нейтралью или заземленной через дугогасящий реактор не является аварией. Потребители, включенные на междуфазные напряжения, продолжают нормально работать. Поэтому защиту от замыканий на землю возможно выполнять действующей на сигнал. В сетях простой конфигурации допускается применение только устройства неселективной сигнализации, контролирующего состояния изоляции в системе данного напряжения. Схема устройства состоит из трех минимальных реле напряжения включенных на напряжение фаз относительно земли или из одного максимального реле напряжения, включенного на напряжение нулевой последовательности. Устройство сигнализации подключается к трансформаторам напряжения, установленным на шинах, как показано на рисунок 5.2.

Ток срабатывания зашиты I_сз, А

I_с.з. = Котс · I⁽¹⁾_ол ,(5.21)

где I⁽¹⁾_ол - ток нулевой последовательности, обусловленный емкостью сети, А.

(5.22)

где = 314 рад/с - угловая частота,

С - емкость конденсатора, Ф.

(5.23)

Ф/фазу.

I⁽¹⁾_ол = 314·0,034·10^-6·35·10³/ = 0,215 А.

I_с.з. = 5·3·0,215 = 3,23 А.

Ток срабатывания реле , А по формуле (5.19)

Выбираем реле тока типа РСТ 40-0,6 с пределами срабатывания 0,15 ? 0,6 А.

5.1.5 Газовая защита

Газовая защита получила широкое распространение в качестве весьма чувствительной защиты от внутренних повреждений трансформаторов. Обмотки трансформаторов помещены в бак, залитый маслом, которое используется как для изоляции обмоток, так и для их охлаждения. При возникновении внутри бака электрической дуги короткого замыкания, а также при перегреве обмоток масло разлагается, что сопровождается выделением газа. Это явление и используется для создания газовой защиты.

Защита выполняется с помощью газового реле типа РГЧ3-66 с чашкообразными элементами, установленного в трубе, соединяющей бак трансформатора с расширителем. Газовое реле состоит из кожуха и двух расположенных внутри него поплавков. Оба поплавка шарнирно укреплены на вертикальной стойке. Один из них расположен в верхней части, а второй -- в центральной. При слабом газообразовании (газ скапливается в верхней части кожуха реле), а также при понижении уровня масла верхний поплавок опускается, что приводит к замыканию его контактов. При бурном газообразовании потоки масла устремляются в расширитель, что приводит к замыканию контактов обоих поплавков. Контакты верхнего поплавка носят название сигнальных, а нижнего - основных контактов газового реле.