Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

электрический подстанция трансформатор реле

Получено задание разработать электрическую часть подстанции 220/110/10 кВ, провести выбор главной электрической схемы подстанции и основного электротехнического оборудования, разработать релейную защиту автотрансформатора.

Данная подстанция питается от двух систем напряжением 220 кВ, их мощность 1500 и 3200 МВА. В качестве региона строительства принимается г. Москва.

Проектируемая подстанция предназначена для питания потребителей двух номинальных напряжений и нагрузки собственных нужд:

- со стороны высшего напряжения подстанция имеет четыре присоединения - три одноцепных линий электропередачи номинальным напряжением 220 кВ, питающиеся от систем и одна одноцепная линия, питающая потребителей.

- со стороны среднего напряжения осуществляется питание потребителей с помощью одной двухцепной линии электропередачи номинальным напряжением 110 кВ;

- со стороны низшего напряжения происходит снабжение электроэнергией местной нагрузки напряжением 10 кВ. Количество распределительных пунктов в сети низшего напряжения равно 18;

- мощность нагрузки собственных нужд составляет 300 кВт при номинальном напряжении 0,38/0,22 кВ.



1. ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ПОДСТАНЦИИ 220/110/10 КВ

1.1 Исходные данные

Подстанция 220/110/10кВ

Параметры собственных нужд.

Собственные нужды
Pmax, кВт	Pmax/Pуст, %	Uном	cosном
		кВ	В
300	-	10	380/220	0,87

Параметры воздушной сети ВН.

Uном, кВ.	Параметры систем	Длина воздушных линий, км.
	С1	С2	L1	L2	L3	L4
	Sном, МВА	Х*С, о.е.	Р ав.р, МВт.	Sном, МВА	Х*С, о.е.	Р ав.р, МВт.
220	1500	1,0	130	3200	1,1	110	100	80	130	80

Параметры воздушной сети СН.
Uном, кВ.	Рнг макс, МВт.	сosцном	Потребители, %, категорий.	Длина воздушных линий, км.
			1	2	3	L1	L2	L3	L4
110	50	0,87	30	40	30	80	-	-	-

Параметры кабельной сети НН.

Uном, кВ.	Рнг макс, МВт.	сosцном	Потребители, %, категорий.	Параметры распределительных пунктов (РП)	Суммарная протяженность КЛ, км
			1	2	3	Тип РП	Рнг макс, МВт	Кол-во шт.	90
10	30	0,87	40	40	20	А	4,0	8
Наименьшая длина кабеля отходящих от шин РУ НН до РП l, км	Время действия релейной защиты на шинах tзащ,с	Минимальное сечение кабеля отходящего то РП Sмин, мм2	Тип выключателя, установленного на РП
	ЭС (ПС)	РП
2,0	0,9	0,4	70	ВМП-10

Суточные графики нагрузки

Число дней в году
зимних	летних	паводка
215	150	-

Рис.1.1 График нагрузки на стороне СН

Рис.1.2 График нагрузки на стороне НН



1.2 Выбор структурной схемы (числа, типа и мощности главных трансформаторов и автотрансформаторов связи)

1.2.1 Расчёт графиков мощностей обмотки ВН

Определение графика нагрузки высокого напряжения по заданным графикам нагрузки низшего напряжения и среднего напряжения , заданных в процентах от .

Зимний график нагрузки
Дt, ч	0-2	2-4	4-6	6-8	8-10	10-12	12-14	14-16	16-18	18-20	20-22	22-24
Рнн з, %	40	40	40	60	60	60	40	40	100	100	100	60
Рнн з, МВт	12	12	12	18	18	18	12	12	30	30	30	18
Qнн з, Мвар	6,8	6,8	6,8	10,2	10,2	10,2	6,8	6,8	17,0	17,0	17,0	10,2
Рсн з, %	70	70	70	70	80	80	80	80	100	100	100	80
Рсн з, МВт	35	35	35	35	40	40	40	40	50	50	50	40
Qсн з, Мвар	19,8	19,8	19,8	19,8	22,7	22,7	22,7	22,7	28,3	28,3	28,3	22,7
Рвн з, МВт	47	47	47	53	58	58	52	52	80	80	80	58
Sвн з, МВА	54,0	54,0	54,0	60,9	66,7	66,7	59,8	59,8	92,0	92,0	92,0	66,7
Летний график нагрузки
Дt, ч	0-2	2-4	4-6	6-8	8-10	10-12	12-14	14-16	16-18	18-20	20-22	22-24
Рнн л, %	30	30	30	50	50	50	30	30	70	70	70	30
Рнн л, МВт	9	9	9	15	15	15	9	9	21	21	21	9
Qнн л, Мвар	5,1	5,1	5,1	8,5	8,5	8,5	5,1	5,1	11,9	11,9	11,9	5,1
Рсн л, %	50	50	50	50	60	60	60	60	70	70	70	70
Рсн л, МВт	25	25	25	25	30	30	30	30	35	35	35	35
Qсн л, Мвар	14,2	14,2	14,2	14,2	17,0	17,0	17,0	17,0	19,8	19,8	19,8	19,8
Рвн л, МВт	34	34	34	40	45	45	39	39	56	56	56	44
Sвн л, МВА	39,1	39,1	39,1	46,0	51,7	51,7	44,8	44,8	64,4	64,4	64,4	50,6

Рис 1.3. Графики нагрузок обмотки ВН трансформатора.

1.2.2 Выбор трансформаторов

Выбираем количество трансформаторов с учетом возможности продолжения обеспечения потребителей электроэнергией при отказе одного из трансформаторов.

Выбираем трансформатор АТДЦТН-63000/220/110 (стр.213, табл. 5.18, [3]) (Автотрансформатор трехфазный с масляным охлаждением, с дутьем и принудительной циркуляцией масла, трехобмоточный, с РПН)

Тип	, МВА	Каталожные данные	Расчётные данные
		,обмоток, кВ	,%	, кВт	, кВт	, %	, Ом	, Ом	, квар
		ВН	СН	НН	В-С	В-Н	С-Н				ВН	СН	НН	ВН	СН	НН
ТДТН-63000/110	63	230	121	11	11	34,7	21,9	215	45	0,5	1,4	1,4	2,8	104	0	195,6	315

· Нормальный режим работы в зимнее время (оба трансформатора в рабочем состоянии):

перегрузка отсутствует.

· Ремонт в зимнее время (в рабочем состоянии один трансформатор - систематическая перегрузка):

1)Начальная нагрузка (стр.96, формула 4.1, [2]):

2) Предварительное значение перегрузки (стр.96, формула 4.2, [2]):

3) Сравниваем с (стр.96, пункт 7, [2]):

4) Продолжительность перегрузки (стр.97, формула 4.3, [2]):

5) Допустимые значения перегрузки (стр.98, табл. 4.5, [2]):

8,0	1,23	1,23
24,0	1,17	1,17

Методом линейной аппроксимации:

Вывод: проведение ремонта в зимнее время невозможно

· Ремонт в летнее время (в рабочем состоянии один трансформатор - систематическая перегрузка):

1)Начальная нагрузка (стр.96, формула 4.1, [2]):

2) Предварительное значение перегрузки (стр.96, формула 4.2, [2]):

3) Сравниваем с (стр.96, пункт 7, [2]):

4) Продолжительность перегрузки:

5) Допустимые значения перегрузки (стр.98, табл. 4.5, [2]):

4,0	1,18	1,16
8,0	1,10	1,09

Методом линейной аппроксимации: 0

Вывод: проведение ремонта в летнее время возможно

· Послеаварийный режим в зимний период (отказ одного из трансформаторов, оставшийся испытывает аварийную перегрузку)

авария зимой недопустима. Предлагается ограничить электроснабжение потребителей в соответствии с (стр.103, формула 4.9, [2]):

· Послеаварийный режим в летний период (отказ одного из трансформаторов, оставшийся испытывает аварийную перегрузку)

авария летом допустима

· Оценка экономических последствий ограничения электроснабжения в зимний период

1) Расчетный период , где 215 - количество зимних дней в году;

2) Вероятность аварийного простоя трансформатора по (стр.34, формула 2.17, [2]):

Цифра 2 определяет количество расчетных событий: отказ каждого из двух трансформаторов в зимний период сопряжен с ограничением электроснабжения потребителей.

3) Экономические последствия из-за ненадёжности при рассматриваемых событий составят (стр.50, формула 2.36, [2]):

· Суммарные затраты за расчётный срок службы трансформаторов лет ((стр.107, формула 4.24, [2]):

1) -капитальные вложения, по укрупнённым показателям стоимости, учитывающим затраты на её монтаж, наладку, транспортировку: - 201 тыс.отн.ед (стр.337, табл.9.21, [4])

2) Ежегодные издержки определяются суммой затрат на капитальный ремонт , издержек обслуживания , издержек, связанных с возмещением потерь электроэнергии в элементах схемы

Так как наложены ограничения на проведение ремонта, то (стр.91, пункт 6, [2]) издержки на обслуживание увеличиваются на 20-30%, то есть в 1,3 раза.

Число часов использования максимальной нагрузки (стр.73, формула 3.38, [2]):

- годовое время максимальных потерь (стр.29, [2])

- удельные замыкающие затраты на возмещение потерь электроэнергии, зависящих от нагрузки (потери в меди) (стр.317, рис.8.1, [4])

- удельные замыкающие затраты на возмещение потерь электроэнергии, не зависящие от нагрузки (потери в стали)

Издержки, связанные с возмещением потерь (стр.103, формула 4.12, [2]):

Учитывая (стр.104, формула 4.18, [2]):

где - норматив приведения (дисконтирования) разновременных затрат, принятый для электроэнергии. (стр.19, [2])

Формируется второй вариант структурной схемы с большей. Следующее значение в линии номинальных напряжений: . По графикам нагрузки видно, что годится, но использовать будем 

2. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СХЕМ РУ НАПРЯЖЕНИЙ 220,110 И 10 КВ

Техническими показателями электрических схем РУ являются: надежность, простота и оперативная гибкость, возможность расширения, экономичность.

Надежность обеспечивается выполнением следующих основных условий:

- повреждение выключателя или сборных шин не должно приводить к потере транзита мощности или двух цепей линии;

- ремонт сборных шин или выключателя, как правило, не должен приводить к отключению линии;

- отказ выключателя не должен приводить к потере мощности, превышающей мощность аварийного резерва системы;

- желательно, чтобы отказ секционного или шиносоединительного выключателя не приводил к отключению всего РУ;

- количество отключенных присоединений, особенно однородных, при различных повреждениях, сопровождающихся отказом выключателей, а также повреждением (отказом) выключателей во время ремонта других выключателей должно быть наименьшим.

Простота и оперативная гибкость характеризуются наименьшим количеством и наименьшей сложностью операций с выключателями и разъединителями при производстве режимных переключений, выводе в ремонт оборудования, отключении поврежденного участка в аварийных режимах.

Расширение РУ не должно быть связано со значительными работами по реконструкции и длительным нарушением электроснабжения потребителей.

РУ должны выполняться таким образом, чтобы при нормальных условиях работы электроустановки не создавалось явлений, опасных для обслуживающего персонала. Работа оборудования при аварийных условиях не должна приводить к повреждению окружающих элементов, возникновению коротких замыканий или замыканий на землю. При снятом напряжении с какойлибо цепи должен быть обеспечен безопасный осмотр, смена или ремонт этой цепи без нарушения нормальной работы соседних цепей.

2.1 Выбор РУ 220 кВ.

Исходя из основных критериев выбора РУ: надежность, простота и оперативная гибкость, возможность расширения, экономичность - в качестве РУ высшего напряжения намечаем следующие схемы:

1) две секционированных систем шин;

2) схему РУ мостик с выключателями со стороны линии;

РУ 220 кВ имеет число присоединений на шинах ВН равно 4.

- два автотрансформатора

- две линии систем

Схема мостик с выключателями со стороны линии обладает куда более низкими показателями надежности, чем две секционированных систем шин. Так как в сети электроснабжения имеются потребители первой категории, то первоочередная задачей является обеспечение требуемого уровня надежности, поэтому выбираем схему «две секционированные системы шин». Для отказа использования обходной системы шин воспользуемся элегазовыми выключателями, не требующие планового ремонта в течение 25 лет. Также к достоинствам выбранной схемы можно отнести возможность деления сети и ограничение тока КЗ. Дополнением к обоснованию выбора схемы «две системы сборных шин» может являться опыт использования данной схемы коммутации , частота распространения которой составляет 39% (таблица 5.9,[2]), а также рекомендации из [8] стр. 10, 3.2.

а) б)

Рис. 2.1. РУ ВН: схема две секционированных систем шин (а), схема мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий (б).

2.2 Выбор РУ 110 кВ

Используем те же принципы, что и в РУ 220 кВ.

Число присоединений на шинах СН равно 4:

- два автотрансформатора

- 2 линии электропередач

Таким образом, намечаем следующие схемы распределительных устройств:

1) схема РУ с одной секционированной системой сборных шин;

2) схему РУ с двумя секционированными системами шин;

Выбор схем обуславливается наличием потребителей первой категории, для которых должна обеспечиваться высокая надежность электроснабжения. Такому требованию удовлетворяет в большей степени схема две секционированных систем шин. Данный выбор обусловлен следующим: короткое замыкание на одной из шин не приводит к отключению присоединения, так как рассматриваемое присоединение будет получать электроэнергию от другой шины.

На РУ 110 кВ также будем использовать элегазовые выключатели, не требующие планового ремонта в течение 25 лет.

а) б)

Рис. 2.2. РУ СН: схема с одной секционированной системой (а), схема две секционированных систем шин с одной обходной(б).

2.3 Выбор РУ 10 кВ

Число присоединений на шинах НН равно 18:

- два автотрансформатора

- 16 линий электропередач

На низшем напряжении 10 кВ применяется одниночная секционированная система шин на базе комплектных РУ(КРУ). Основные элементы КРУ поставляются заводом-изготовителем в собранном виде, что сокращает объемы и сроки проектных, строительных, монтажных и пусконаладочных работ, уменьшает эксплуатационные расходы, повышает надежность и безопасность обслуживания.



3. ВЫБОР СХЕМЫ ПИТАНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД, ЧИСЛА ТИПА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ СОБСТВЕННЫХ НУЖД

Для питания собственных нужд подстанции рассматриваются две схемы питания на одном напряжении 0.38/0.22 кВ от двух трансформаторов собственных нужд по схеме с зависимым источником оперативного тока и схема с независимым источником оперативного тока. Недостаток схемы с независимым источником оперативного тока по сравнению со схемой с зависимым источником оперативного тока - больше эксплуатационные расходы (из-за наличия аккумуляторной батареи), большая стоимость как самих АБ, так и сети централизованного распределения постоянного тока. В тоже время достоинством аккумуляторных батарей является независимость от внешних условий и способность выдерживать значительные кратковременные перегрузки от наложения на нормальный режим работы АБ импульсных токов включения приводов выключателей. На ПС напряжением 35 кВ (кроме отпаечных и тупиковых) и выше должна применяться система оперативного постоянного тока напряжением 220 В (стр. 22, п.6.3.1.1, [8]). Учитывая вышесказанное, для питания собственных нужд выбрана схема питания на одном напряжении 0.38/0.22кВ. от двух трансформаторов собственных нужд по схеме с независимым источником оперативного тока, подключаемых к шинам РУ НН. На ПС 220 кВ и выше необходимо применять две АБ, со сроком службы не менее 20 лет(стр. 22, п.6.3.1.8, [8]).

Каждый трансформатор следует выбирать по полной нагрузке собственных нужд, так как при повреждении одного из них оставшийся в работе должен обеспечить питание всех потребителей собственных нужд. Максимальное значение полной мощности СН:

В качестве трансформаторов собственных нужд выбираем два трансформатора ТСЗ400/10 по табл. 3.3 [1] с номинальной мощностью 400 кВА.

Рис. 3. Подключение трансформаторов собственных нужд.



4. ВЫБОР КАБЕЛЕЙ (10 КВ)

Выбор сечения кабелей производится по условиям нормального и утяжелённого режимов работы.

4.1 РП типа «а»

4.1.1 Нормальный режим работы

Выберем питающие кабели РП, отходящие от шин РУ НН.

Мощность каждого РП равна , тогда:

Расчетный ток нормального режима кабелей питающих РП

Исходя из суточного графика нагрузки сети НН, определяется продолжительность использования максимальной нагрузки:

Для кабелей с алюминиевыми жилами (с бумажной изоляцией) при ТМАКС=6622 ч по табл. 6.3,стр.208 [2] определяем экономическую плотность тока, равную:

Рассчитаем экономическое сечение кабеля:

Ближайшее к расчетному стандартное сечение токоведущей жилы кабеля (табл.7.10,стр.401,[2])

Сечение ПКЛ не может быть меньше сечения РКЛ, поэтому берем . Применение кабелей с бумажной изоляцией с жилами из алюминия был выбран из экономических соображений, так как стоимость данного кабеля значительно меньше, чем у сшитого полиэтилена.

Выбираем два кабеля сечением по 120 ,проложенных в земле на расстоянии между осями кабелей 300 мм (исходя из соображений безопасности эксплуатации), с продолжительно допустимым током (табл. 1.3.16. [3]):

Допустимый продолжительный ток соответствует следующим условиям:

Расчётная температура земли: +15єС

Допустимая температура нагрева жил кабелей для номинального напряжения 10 кВ с вязкой пропиткой изоляции: +60єС по табл. 7.9 [1].

Согласно этим условиям:

КТ=1 - поправочный коэффициент на температуру окружающей среды (стр.206,[1])

КN=0,9 - поправочный коэффициент на количество кабелей (2 кабеля), проложенных рядом в земле при расстояние между осями в 300 мм (табл. 6.1,стр.206,[2]).

-коэффициент аварийной перегрузки (предварительная нагрузка; продолжительность максимума нагрузки 6ч (табл. 6.2,стр.207,[2])

4.1.2 Утяжелённый (послеаварийный) режим работы

В таком режиме вся мощность к РП передаётся по одной цепи питающей кабельной линии:

При утяжелённом режиме работы для кабелей должно выполняться условие (условие термической стойкости):

- поправочный коэффициент для кабелей, работающих не при номинальном напряжении.

Так как у нас номинальное напряжение и напряжение кабеля совпадают, то по табл. 7.19. [1]

Проверим выполнение этого условия:

следовательно, выбранное сечение и тип кабеля удовлетворяет условиям нормального и утяжелённого режима работы.

Питающая кабельная линия: два кабеля АСБ-10-3*120

Параметры кабеля: R_УД=0,258 Ом/км

Х_УД=0,081 Ом/км



4.2 Расчет токов КЗ

Расчет токов КЗ для выбора электрических аппаратов и проводников производится в следующих точках:

К1 -на шинах РУ ВН.

К2 -на шинах РУ СН.

К3 -на шинах РУ НН

К4 -на шинах РП «А»

Расчет токов КЗ приведен в приложении 1.

Результаты расчета:

Таблица 4.2.

Наименование ветви	Точка КЗ	Iп0,кА	Та,с	Куд	Iуд,кА
РУ 220 кВ	К1	4,254	0,061	1,85	11,1
РУ 110 кВ	К2	3,177	0,081	1,88	8,45
РУ 10 кВ	К3(секционный выключатель РУ 10 кВ разомкнут)	10,98	0,09	1,89	29,35
	К3(секционный выключатель РУ 10 кВ замкнут)	16,03	0,091	1,9	43,07
РП А(10 кВ)	К4(секционный выключатель РУ 10 кВ замкнут; секционный выключатель на РП разомкнут)	8,26	0,01	1,369	15,99
	К5(секционный выключатель РУ 10 кВ разомкнут; секционный выключатель на РП разомкнут)	6,88	0,01	1,369	13,32

4.3 Выбор выключателей и разъединителей

При выборе аппаратов (выключателей, разъединителей) используются следующие соотношения (с учетом только наибольшего из расчетных продолжительных токов):

;

,

где

-наибольший рабочий ток цепи, равный расчетному току продолжительного режима;

При выборе электрических аппаратов в РУ с напряжением вводятся упрощения:

- в РУ устанавливаются однотипные выключатели на разные номинальные токи;

- проверка выключателя в условиях КЗ производится по значениям суммарного тока КЗ при повреждении на сборных шинах РУ. Это соответствует расчетным условиям для выключателя отходящей тупиковой линии и создает определенный запас при выборе выключателей других присоединений;

Выбор выключателей и разъединителей приведен в приложении 2. Результаты сведены в таблицу:

Результаты расчетов.

Таблица 4.3.

Место установки	Выключатель	Разъединитель
КРУЭ ВН 220 кВ	ВГБ-220-40/2000У1	РНД3.2-220/630 Т1
КРУЭ СН 110 кВ	ВГБ-110-40/2000 У1	РНДЗ.2-110/1000 У1
КРУ НН 10 кВ	Цепь сдвоенного реактора	VF12.12.16	РВРЗ-1-10/2500 У2
	Секционный выключатель	VF12.12.16	-
ПКЛ РП А	VF12.08.16	-



4.4 Определение степени термического воздействия тока КЗ на кабели, питающие РП и отходящие от РП, для отключения которых предполагается использовать элегазове выключатели типа VF

4.4.1 Термическая стойкость кабелей, питающих РП А

- для алюминиевых кабелей напряжением 10 кВ (табл. 6.18,стр.261,[2])

- сечение кабелей, отходящих от РУ НН.

- время срабатывания релейной защиты на шинах НН ПС.

-полное время отключения выключателя VF12.12.16. (табл.5.22,[2])

с- расчетная продолжительность КЗ при проверке кабеля на термическую стойкость

Расчетная точка короткого замыкания К3 (секционный выключатель РУ НН разомкнут)

При разомкнутом секционном выключателе РУ НН

- ток термической стойкости кабеля, отходящего от шин НН ПС.

- кабели, питающие РП А, термически нестойкие.



4.4.2 Термическая стойкость кабелей, отходящих от РП А

- для алюминиевых кабелей напряжением 10 кВ

- минимальное сечение кабеля, отходящего от РП А.

с - время срабатывания релейной защиты на шинах РП А.

с - время отключения выключателя VF12.08.16, установленного на РП А.

с

Расчетная точка короткого замыкания К4 (секционный выключатель РУ НН разомкнут)

- ток термической стойкости кабелей, отходящих от РП А.

- кабели, отходящие от РП А, термически стойкие.

Результаты расчета

Таблица 4.3.

Наименование ветви	S,мм^2	Условие термической стойкости	Iт,кА(ток термической стойкости	Iп0,кА
ПКЛ, РП А	120	не удовлетворяет	10,44	10,98
РКЛ, РП А	70	удовлетворяет	9,0	6,25

Проверка питающих кабелей РП А проводилась при разомкнутом секционном выключателе, но при этом питающие кабели не удовлетворяют условию термической стойкости. Следовательно, раздельная работа секций РУ НН малоэффективна для ограничения токов КЗ. Появилась необходимость в мере по ограничению токов КЗ, в частности установка токоограничивающего реактора. С учетом предположения об увеличении нагрузки проектируемой подстанции, будем производить выбор сдвоенного реактора.

4.5 Ограничение токов КЗ

4.5.1 Выбор токоограничивающего реактора

– секционный выключатель на РУ НН разомкнут.

– секционный выключатель на РП разомкнут.

Точка короткого замыкания К5:

Точка короткого замыкания К5:

Сопротивление реактора:

Ом

Так как через РУНН передается мощность 34,48 МВА. Определим расчетный ток ветви сдвоенного реактора при отключении одного трансформатора: Утяжеленный режим (одна из секций РУ НН обесточена):

Условия выбора реактора:

Выбираем реактор типа РТОСС 10-2*1000-0,28У3:

U_HOM=10 кВ Ксв=0,5 Х_р=0,18 Ом =65,1 кА I_ТЕРМ =25,5 кА t_ТЕРМ=6 с,

(каталог сухих токоограничивающих реакторов с естественным воздушным охлаждением, [7]).

Расчет тока короткого замыкания за реактором (расчетная точка К5)

кА

Проверка по электродинамической стойкости:

< =65,1 кА - условие выполнено.

Проверка по термической стойкости:

Нормальный режим:

Потери напряжения в реакторе в нормальном режиме:

Потери напряжения в послеаварийном режиме:

Расчет тока короткого замыкания за реактором с учётом КЛ (точка К6):

- токи КЗ на шинах РП не превышают ток термической стойкости кабелей, отходящих от РП.

Таким образом, в результате установки реакторов удалось снизить токи короткого замыкания до допустимых термической стойкостью кабелей значений.

Наименование ветви	Точка КЗ	Условие
РУ 220 кВ	К1	-	4,254	1,86	0,066	11,1
РУ 110 кВ	К2	-	3,177	1,88	0,081	8,45
РУ 10 кВ	К3	Q1 отключен	10,98	1,89	0,09	29,35
		Q1 включен	16,03	1,9	0,091	43,07
	К5	Q1 отключен с реактором	10,38	1,9	0,095	29,5
РП	К4	Q1 включен Q2 отключен	8,26	1,369	0,01	15,99
		Q1 отключен Q2 отключен	6,88	1,369	0,01	13,32
	К6	с реактором	5,745	1,369	0,01	11,12

4.6 Выбор трансформаторов тока

Трансформатор тока выбирается по первичной цепи по следующим условиям ([3], стр.275):

§ номинальному напряжению: U_ном U_с.ном, где U_ном - номинальное напряжение трансформатора, U_с.ном - номинальное напряжение сети;

§ по номинальному току: I_ном I_{норм расч}, где I_ном - номинальный ток трансформатора, I_{норм.расч} - расчетный ток нормального режима;

§ электродинамической стойкости: i_дин i_уд, где i_дин - ток динамической стойкости, i_уд - ударный ток КЗ;

§ термической стойкости: I²_терм t_терм В_k.

4.6.1 Выбор трансформаторов тока на стороне ВН. Выбор трансформаторов тока в цепях выключателей РУ

Выбран к установке трансформатор тока типа ТФЗМ-220Б-III-0,5/10Р/10Р/10Р-300/5 У1 (табл. 5.9,[1]). Данные трансформатора тока:

Проверка:

U_ном = 220 кВ = U_ном.ВН = 220 кВ - удовлетворяет условию;

I_ном = 300 А > I_{ном.расч} =241,4 А - удовлетворяет условию;

i_{пр .скв} = 25 кА > i_уд1 =11,1 кА - удовлетворяет условию;

I²_терt_терм = 9,8²·3 = 288,12 кА²с > В_k = 3,818 кА²с - условие выполняется.

Намеченный к установке трансформатор тока

ТФЗМ-220Б-III-0,5/10Р/10Р/10Р-300/5 У1 удовлетворяет всем условиям его выбора и проверки.

Выбор трансформаторов тока в цепях силовых трансформаторов

Намечаем к установке трансформатор тока типа ТВТ220-I-0,5/10Р-600/5 У1 (табл. 5.11,[1]).

Данные трансформатора тока:

Проверяем трансформатор тока:

U_ном = 220 кВ = U_ном.ВН = 220 кВ - удовлетворяет условию;

I_ном = 600 А> I_{ном.расч} = 241,4 А - удовлетворяет условию;

i_{пр скв} = 50 кА > i_уд1 =11,1 кА - удовлетворяет условию;

I²_терt_терм = 25²·3 = 1875 кА²с > В_k = 3,818 кА²с - условие выполняется.

Намеченный к установке трансформатор тока

ТВТ220-I-0,5/10Р-600/5 У1 удовлетворяет всем условиям его выбора и проверки.

4.6.2 Выбор трансформаторов тока на стороне СН

Выбор трансформаторов тока в цепях выключателей РУ

Намечаем к установке трансформатор тока типа ТФЗМ-110Б-I-0,5/10Р/10Р-300/5 У1 (табл. 5.9,[1]). Данные трансформатора тока:

Проверяем трансформатор тока:

U_ном = 110 кВ = U_ном.CН = 110 кВ - удовлетворяет условию;

I_ном = 300 А > I_{ном расч} =241,4 А - удовлетворяет условию;

i_{пр скв} = 63 кА > i_уд2 =8,45 кА - удовлетворяет условию;

I²_терt_терм = 13²·3 = 507 кА²с > В_k =2,332 кА²с - условие выполняется.

Намеченный к установке трансформатор тока ТФЗМ-110Б-I-0,5/10Р/10Р-300/5 У1 удовлетворяет всем условиям его выбора и проверки.

Выбор трансформаторов тока в цепях силовых трансформаторов

Выбран к установке трансформатор тока типа ТВТ110-I-0,5/10Р-300/5 У1 (табл. 5.11,[1]).

Данные трансформатора тока:

Проверяем трансформатор тока:

U_ном = 110 кВ = U_ном.CН = 110 кВ - удовлетворяет условию;

I_ном = 300 А > I_{ном расч} =241,4 А - удовлетворяет условию;

i_{пр скв} = 50 кА > i_уд2 =8,45 кА - удовлетворяет условию;

I²_терt_терм = 25²·3 = 1875 кА²с > В_k =2,332 кА²с - условие выполняется.

Намеченный к установке трансформатор тока ТВТ110-I-0,5/10Р-400/5 У1 удовлетворяет всем условиям его выбора и проверки.

4.6.3 Выбор трансформаторов тока на стороне НН

Выбор трансформаторов в цепях силовых трансформаторов

Намечаем к установке трансформатор тока типа ТПОЛ-10-0,5/10Р-1500/5 У3 (табл. 5.9,[1]). Данные трансформатора тока:

Проверяем трансформатор тока:

U_ном = 10 кВ =U_ном.НН = 10 кВ - удовлетворяет условию;

I_ном = 1500 А > I_{ном расч} =995 А - удовлетворяет условию;

i_{пр скв} = 45 кА > i_уд3 = 29,35 кА - удовлетворяет условию;

I²_терt_терм = 18²·3 = 972 кА²с > В_k = 74,93 кА²с - условие выполняется.

Намеченный к установке трансформатор тока ТПОЛ-10-0,5/10Р-1500/5 У3 удовлетворяет всем условиям его выбора и проверки.

Выбор трансформаторов тока, устанавливаемых в цепях реакторов

Намечаем к установке трансформатор тока типа ТШЛК-10-0,5/10Р-2000/5 У3 (табл. 5.9,[1]). Данные трансформатора тока:

Проверяем трансформатор тока:

U_ном = 10 кВ = U_ном.НН = 10 кВ - удовлетворяет условию;

I_ном = 2000 А > I_{ном расч} =995 А - удовлетворяет условию;

i_{пр скв} = 100 кА > i_уд3 = 29,35 кА - удовлетворяет условию;

I²_терt_терм = 35²·3 = 3675 кА²с > В_k = 74,93 кА²с - условие выполняется.

Намеченный к установке трансформатор тока ТШЛК-10-0,5/10Р-2000/5 У3 удовлетворяет всем условиям его выбора и проверки.

Выбор трансформаторов тока, устанавливаемых на секционных выключателях

Намечаем к установке трансформатор тока типа ТПЛК-10-0,5/10Р-1500/5 У3 (табл. 5.9,[1]). Данные трансформатора тока:

Проверяем трансформатор тока:

U_ном = 10 кВ = U_ном.НН = 10 кВ - удовлетворяет условию;

I_ном = 1500 А > I_{ном расч} =995 А - удовлетворяет условию;

i_{пр скв} = 74,5 кА > i_уд3 = 29,35 кА - удовлетворяет условию;

I²_терt_терм = 70,8²·3 = 15037,92 кА²с > В_k = 74,93 кА²с - условие выполняется.

Намеченный к установке трансформатор тока

ТПЛК-10-0,5/10Р-1500/5 У3 удовлетворяет всем условиям его выбора и проверки.

Выбор трансформаторов тока на головных участках кабельных линий

Выбран к установке трансформатор тока типа ТПЛК-10-0,5/10Р-1000/5 У3 (табл. 5.9,[1]).

Данные трансформатора тока:

Проверяем трансформатор тока:

U_ном = 10 кВ > U_ном.НН = 10 кВ - удовлетворяет условию;

I_ном = 1000 А > I_п/ав=530,9 А - удовлетворяет условию;

i_{пр скв} = 74,5 кА > i_уд4 = 29,81 кА- удовлетворяет условию;

I²_терt_терм = 47,2²·3 = 6683,52 кА²с > В_k = 13,826 кА²с - условие выполняется.

Намеченный к установке трансформатор тока ТПЛК-10-0,5/10Р-1000/5 У3 удовлетворяет всем условиям его выбора и проверки.

Выбор трансформаторов тока нулевой последовательности, устанавливаемых на головных участках кабельных линий

Намечен к установке трансформатор тока типа ТНПШ-1 У3 (табл. 5.12,[1]).. Данные трансформатора тока:

Проверяем трансформатор тока:

U_ном = 10,5 кВ > U_ном.НН = 10 кВ - удовлетворяет условию;

I_ном = 1750 А > I_п/ав =530,9 А - удовлетворяет условию;

i_{пр скв} = 165 кА > i'_уд4 = 29,81 кА- удовлетворяет условию;

I²_терt_терм = 24²·10 = 5760 кА²с > В_k = 13,826 кА²с - условие выполняется.

Намеченный к установке трансформатор тока ТНПШ-1 У3 удовлетворяет всем условиям его выбора и проверки.

4.7 Выбор трансформаторов напряжения

Условием выбора измерительных трансформаторов напряжения является номинальное напряжение: Uном Uс.ном, где Uном - номинальное напряжение трансформатора, Uс.ном -номинальное напряжение сети.

По (табл. 5.13,[1]) приняты в качестве устанавливаемых трансформаторов напряжения:

§ на стороне ВН - НКФ-220-06У1;

§ на стороне СН - НКФ-110-06У1;

§ на стороне НН - НАМИ-10-У3.

4.8 Выбор предохранителей

Предохранители выбираются по следующим условиям:

§ номинальному напряжению: U_ном U_с.ном, где U_ном - номинальное напряжение трансформатора, U_с.ном - номинальное напряжение сети;

§ номинальному току: Iутж Iном расч, где Iном - номинальный ток предохранителя,

§ I_утж - ток, протекающий через предохранитель в утяжеленном рабочем режиме;

§ номинальному току отключения: I_{ном откл} I_П0, где I_{ном.откл} - номинальный ток отключения, I_П0 - начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ;

4.8.1 Выбор предохранителей в цепях измерительных трансформаторов напряжения

Намечен к установке предохранитель типа ПКН001-10У3 (табл. 5.4,[1]).Проверка предохранителя:

U_ном = 10 кВ > U_ном.НН = 10 кВ - удовлетворяет условию;

Намеченный к установке предохранитель типа ПКН001-10У3 удовлетворяет всем условиям его выбора и проверки.



4.8.2 Выбор предохранителей в цепях трансформаторов собственных нужд

Ток, протекающий через предохранитель в утяжеленном рабочем режиме:

Намечен к установке предохранитель типа ПКТ102-10-31,5-31,5У3

(табл. 5.4, [1]). Данные предохранителя:

Проверяем предохранитель:

U_ном = 10 кВ = U_{сети ном} = 10 кВ - удовлетворяет условию;

I_ном = 31,5 А > I_{ном расч} = 19,91 А - удовлетворяет условию;

I_{ном.откл} = 31,5 кА > I_п0 = 10,98 кА- удовлетворяет условию;

Намеченный к установке предохранитель типа ПКТ102-6-40-31,5У3 удовлетворяет всем условиям его выбора и проверки.

4.9 Выбор ограничителей перенапряжений

На проектируемой подстанции ОПН подключаются к силовым трансформаторам на высшем и среднем напряжении, а также к измерительным трансформаторам напряжения.

1. На стороне ВН устанавливаем ОПН-220У1.

2. На стороне СН - ОПН-110У1.

3. На стороне НН устанавливаем ограничители перенапряжений типа ОПН-КР/TEL-10/10,5 УХЛ2.



5. РАСЧЁТ ТОКОВ КЗ

Рассчитаем токи КЗ в следующих точках:

К1 - короткое замыкание на шинах РУ ВН.

К2 - короткое замыкание на шинах РУ СН.

К3 - короткое замыкание на шинах РУ НН и в начале питающих кабельных линий, отходящих от РУ НН.

К4 - короткое замыкание на шинах РП и в начале кабельных линий, питающих потребителей.

а)

б)

Рис.5.1. Принципиальная схема (а), схемы замещения (б).

5.1 Выбор базисных условий

Выбор базисных напряжений производим по ряду средне номинальных значений

5.2 Параметры схемы замещения

Система C1

Система C2

Линия Л3

Линия Л1

Линия Л2

Где (табл.3.9,[5])

Сопротивления ТР

ВН

СН

НН

5.3 Расчёт токов КЗ

5.3.1 КЗ на шинах высшего напряжения (К1)

Переход от треугольника сопротивлений к звезде:

Складываем две ЭДС, как параллельные:

Расчёт сопротивлений R₁ - R₁₄:

Л3

Л1

Л2

Переход от треугольника сопротивлений к звезде:

Сопротивления ТР:

Рис. 5.2. Схема замещения для расчёта КЗ в К1

Рис.5.3. Упрощенная схема замещения для расчёта КЗ в К1



5.3.2 КЗ на шинах среднего напряжения (К2)

Рис.5.4. Схема замещения для расчёта КЗ в К2

Рис.5.5. Упрощенная схема замещения для расчёта КЗ в К2

5.3.3 КЗ на шинах низшего напряжения (К3)

1) Расчёт КЗ при условии:

– секционный выключатель на РУ НН включен.

Рис.5.6. Схема замещения для расчёта КЗ в К3 с включенным секционным выключателем на РУ НН

Рис.5.7. Упрощенная схема замещения для расчёта КЗ в К3 с включенным секционным выключателем на РУ НН

2) Расчёт КЗ при условии:

– секционный выключатель на РУ НН отключен.

Рис.5.8. Схема замещения для расчёта КЗ в К3 с отключенным секционным выключателем на РУ НН

Рис.5.9. Упрощенная схема замещения для расчёта КЗ в К3 с включенным секционным выключателем на РУ НН

5.3.4 Расчёт КЗ на шинах РП(К4)

Рис.5.10.

1) Расчёт КЗ при следующих условиях:

- секционный выключатель на РУ НН включен (Q1).

- секционный выключатель на РП отключен (Q2).

Сопротивление питающей кабельной линии:

, где

км - минимальная длина кабелей, отходящих от шин РУ НН до РП.

2) Расчёт КЗ при следующих условиях:

- секционный выключатель на РУ НН отключен (Q1).

- секционный выключатель на РП отключен (Q2).

Сопротивление питающей кабельной линии:



6. ВЫБОР ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ, РАЗЪЕДИНИТЕЛЕЙ, ОГРАНИЧИТЕЛЕЙ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ, ПРЕДОХРАНИТЕЛЕЙ

Выбор выключателей производится в соответствии с ГОСТ 687-78 по следующим условиям ([2], стр. 264):

- номинальному напряжению: Uном Uсети ном, что соответствует выбору класса изоляции выключателя, где Uном - номинальное напряжение выключателя,

- по номинальному току: Iном Iном расч, где Iном - номинальный ток выключателя, Iном расч - расчетный ток нормального режима;

- проверка перегрузочной способности по току Кп Iном Iпрод расч, где Iпрод расч - расчетный ток продолжительного режима, Кп - нормированный коэффициент возможной перегрузки электрического аппарата при данном продолжительном режиме его работы (для выключателей Кп = 1).

- по возможности отключения апериодической составляющей тока КЗ: iа ном iа, где iа ном =Iоткл номном/100 - номинальное значение апериодической составляющей тока отключения, ном - нормированное процентное содержание апериодической составляющей в токе отключения, iа - апериодическая составляющая тока КЗ в момент начала расхождения контактов выключателя. Если выполняется условие Iоткл ном Iп и не выполняется условие iа ном iа, то следует сопоставлять условные значения полных токов, а именно:Iоткл. ном(1+ном/100) Iп + iа;

- по включающей способности: Iвкл Iп0; iвкл iуд = kуд Iп0 , где Iвкл - начальное действующее значение периодической составляющей номинального тока включения, Iп0 - начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ, iвкл - наибольший пик номинального тока включения, iуд - ударный ток КЗ, kуд - ударный коэффициент.

- по симметричному току отключения: Iоткл ном Iп, где Iоткл ном - номинальный ток отключения выключателя, Iп - периодическая составляющая тока КЗ в момент начала расхождения контактов выключателя;

- на электродинамическую стойкость: Iпр скв Iп0; iпр скв iуд, где Iпр скв - начальное действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока, iпр скв - наибольший пик предельного сквозного тока.

- на термическую стойкость: условие проверки выключателя на термическую стойкость зависит от соотношения между tтерм - предельно допустимым временем воздействия нормированного тока термической стойкости и расчетным временем отключения выключателя tоткл, определяющим длительность термического воздействия токов КЗ на выключатель. Если tоткл < tтерм (наиболее частый случай), то условие проверки выключателя имеет вид: I2термtоткл Вk, где Вk - интеграл Джоуля с пределами интегрирования 0 ч tоткл, Iтерм - номинальный ток термической стойкости.

Разъединители выбираются по следующим условиям:

- номинальному напряжению: Uном Uсети ном, где Uном - номинальное напряжение разъединителя, Uсети ном - номинальное напряжение сети;

- по номинальному току: Iном Iном расч, где Iном - номинальный ток разъединителя, Iном расч - расчетный ток нормального режима;

- проверка перегрузочной способности по току Кп Iном Iпрод расч, где Iпрод расч - расчетный ток продолжительного режима, Кп - нормированный коэффициент возможной перегрузки электрического аппарата при данном продолжительном режиме его работы (для разъединителей Кп = 1).

- электродинамическая стойкость: iпр.скв iуд, где iпр.скв - наибольший пик предельного сквозного тока, iуд - ударный ток КЗ.

- термическая стойкость: условие проверки разъединителя на термическую стойкость зависит от соотношения между tтерм - предельно допустимым временем воздействия нормированного тока термической стойкости и расчетным временем отключения выключателя tоткл, определяющим длительность термического воздействия токов КЗ на разъединитель. Если tоткл < tтерм (наиболее частый случай), то условие проверки разъединителя имеет вид: I2терм tоткл Вk, где Вk - интеграл Джоуля с пределами интегрирования 0 ч tоткл, Iтерм - номинальный ток термической стойкости. Если tоткл > tтерм, то условие проверки на термическую стойкость: I2терм tтерм Вk.

6.1 Выбор выключателей и разъединителей в РУ ВН (220 кВ)

Продолжительный расчетный ток:

,

Где =92,0 МВА - максимум нагрузки ВН трансформатора связи.

Расчетной точкой короткого замыкания является точка К1

Предварительно выбран элегазовый выключатель (табл. 5.19,стр.194,[1])

ВГБ-220-40/2000 У1

,

где -предельно-допустимое время воздействия нормированного тока термической стойкости

Проверка на включающую способност

>

>

Проверка на электродинамическую стойкость.

>

>

Проверка по отключающей способности.

расчетное время отключения

d) Проверка на термическую стойкость.

т.к.

Следовательно, выключатель ВГБ-220-40/2000 У1 подходит для установки в РУ ВН.

Выбор разъединителей:

Предварительно выбран разъединитель: РНД3.2-220/630 Т1

(табл. 5.5,стр.274,[1])

>

>

Проверка на термическую стойкость

т.к.

Разъединитель РНД3.2-220/630 Т1 удовлетворяет всем расчетным условиям.

6.2 Выбор выключателей и разъединителей в РУ CН (110 кВ).

Продолжительный расчетный ток:

Расчетной точкой короткого замыкания является точка К2

Предварительно выбран элегазовый выключатель (с. 194[2])

ВГБ-110-40/2000 У1



a) Проверка на включающую способность

>

>

b) Проверка на электродинамическую стойкость.

>

>

c) Проверка по отключающей способности.

>

Проверка на термическую стойкость.

т.к.

Выключатель ВГБ-110-40/2000 У1 удовлетворяет всем расчетным условиям.

Выбор разъединителей:

Предварительно выбран разъединитель: РНДЗ.2-110/1000 У1

(табл. 5.5,стр.271,[1])

>

>

Проверка на термическую стойкость

т.к.

Разъединитель РНДЗ.2-110/1000 У1 удовлетворяет всем расчетным условиям.

6.3 Выбор выключателей в КРУ НН (внутренней установки с выкатными элементами) (10 кВ)

6.3.1 Выбор оборудования в цепи сдвоенного реактора

Выбор выключателей в цепи сдвоенного реактора.

Продолжительный расчетный ток:

Расчетной точкой короткого замыкания является точка К5.

Предварительно выбран вакуумный выключатель (стр. 198,[2])

VF12.12.16

a) Проверка на включающую способность

>

>

b) Проверка на электродинамическую стойкость.

>

>

c) Проверка по отключающей способности.

>

d) Проверка на термическую стойкость.

т.к.

Выключатель VF12.12.16 удовлетворяет всем расчетным условиям.

Выбор разъединителей в цепи сдвоенного реактора

Продолжительный расчетный ток:

Предварительно выбран разъединитель: РВРЗ-1-10/2500 У2 (табл. 5.5,стр.265,[1])

1)

2) >

3) >

4) Проверка на термическую стойкость

т.к.

Разъединитель РВРЗ-1-10/2500 У2 удовлетворяет всем расчетным условиям.

6.3.2 Выбор секционного выключателя в КРУ НН

Продолжительный расчетный ток (отключен один из трансформаторов связи):

Расчетной точкой короткого замыкания является точка К5

Предварительно выбран элегазовый выключатель (табл. 5.22,стр.198,[2])

VF12.12.16

Проверка аналогична.

Окончательно выбран выключатель VF12.12.16

6.3.3 Выбор выключателей на кабельных линиях, отходящих от КРУ НН

Выбор выключателей на ПКЛ РП А

Продолжительный расчетный ток:

Расчетной точкой короткого замыкания является точка К4

Предварительно выбран элегазовый выключатель (табл. 5.22,стр.198,[2])

VF12.08.16

a) Проверка на включающую способность

>

>

b) Проверка на электродинамическую стойкость.

>

>

c) Проверка по отключающей способности.

>

d) Проверка на термическую стойкость.

т.к.

Выключатель VF12.08.16 удовлетворяет всем расчетным условиям.

Место установки	Выключатель	Разъединитель
РУ ВН 220 кВ	ВГБ-220-40/2000У1	РНД3.2-220/1000 Т1
РУ СН 110 кВ	ВГБ-110-40/2000 У1	РНДЗ.2-110/1000 У1
КРУЭ НН 10 кВ	Цепь сдвоенного реактора	VF12.12.16	РВРЗ-1-10/2500 У2
	Секционный выключатель	VF12.12.16	-
ПКЛ РП А	VF12.08.16	-



7. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА

7.1 Общие сведение о релейной защите подстанции

Для автотрансформаторов должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

1) многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

2) однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах, присоединенных к сети с глухозаземленной нейтралью;

3) витковых замыканий в обмотках;

4) токов в обмотках, обусловленных внешними короткими замыканиями;

5) токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

6) понижения уровня масла;

7) однофазных замыканий на землю в сети 10 кВ с изолированной нейтралью;

7.1.1 Основные защиты реагируют на все виды повреждений автотрансформатора и действуют на отключение выключателей со всех сторон без выдержки времени

Продольная дифференциальная токовая защита.

Продольная дифференциальная токовая защита предназначена для защиты от всех замыканий на выводах и в обмотках сторон с заземленной нейтралью, а также от многофазных замыканий на выводах и в обмотках сторон с изолированной нейтралью.

Принцип действия продольной дифференциальной защиты основан на сравнении токов, протекающих через участки между защищаемым участком линии (или защищаемом аппаратом). Для измерения значения силы тока на концах защищаемого участка используются трансформаторы тока(TA1, TA2). Вторичные цепи этих трансформаторов соединяются с токовым реле(KA) таким образом, чтобы на обмотку реле попадала разница токов от первого и второго трансформаторов.

В нормальном режиме (1) значения величины силы тока вычитаются друг из друга, и в идеальном случае ток в цепи обмотки токового реле будет равен нулю. В случае возникновения короткого замыкания (2) на защищаемом участке, на обмотку токового реле поступит уже не разность, а сумма токов, что заставит реле замкнуть свои контакты, выдав команду на отключение поврежденного участка.

1 2

Рис. 7.1.

Первичные токи небаланса. В дифференциальных защитах трансформаторов токи небаланса определяются погрешностями ТА, регулированием коэффициента трансформации, неточностью токов плеч или величин, им пропорциональных, наличием намагничивающего тока у трансформатора, воспринимаемого защитой как ток внутреннего повреждения.

Броски намагничивающих токов. При нормальной работе значения намагничивающих токов обычно не превосходят 1-2% от номинального тока трансформатора, и с ними можно не считаться. Исключением являются только режимы с повышенным против номинального напряжениями. В этом случае при выборе параметров чувствительных защит приходится иногда учитывать значительно возрастающие токи намагничивания.

Ток намагничивания может резко возрастать при включениях трансформаторов под напряжение или после отключения внешних КЗ, сопровождавшихся значительным снижением остаточных напряжений. В таких случаях возникают броски тока намагничивания, которые могут достигать 6-8-кратных значений номинального тока трансформатора. При этом следует понимать, что для автотрансформаторов под током намагничивания понимается ток, соответствующий типовой (а не большей ее проходной) мощности, определяющей размеры магнитопровода.

Принципы отстройки от бросков тока намагничивания. Поскольку броски воздействуют на защиту как токи внутреннего КЗ, отстройку от них наиболее целесообразно выполнять, используя несинусоидальный вид кривой броска тока намагничивания, отличный от вида кривой тока короткого замыкания. При этом, однако следует учитывать, что броски тока намагничивания, также как и токи короткого замыкания, могут содержать апериодические составляющие, бестоковые паузы и слагающие двойной частоты. Всё это усложняет в ряде случаев отстройку защиты и ограничивает область ее применения.

В качестве способов отстройки от токов намагничивания используются:

1) тот факт, что максимумы тока при бросках возникают 1 раз за период, а тока КЗ -- 2 раза, то есть бестоковые паузы на определенном уровне измерения при бросках могут быть значительно больше, чем при КЗ,

2) сравнение значений полуволн токов противоположных знаков,

3) выпрямление дифференциального тока и выделение из него постоянной слагающей и слагающей промышленной частоты (начало 60-х годов, кафедра РЗиА МЭИ (Овчаренко Н.И., Салех М.Х., Дмитриев Х.Л., Дорогунцев В.Г.)

4) торможение от токов плеч защиты, что может также несколько улучшать отстройку от переходных токов небаланса при сквозных КЗ

5) сравнение токов в параллельных ветвях обмотки, специально для этого имеющих отдельные выводы

6) дифференциальная токовая отсечка -- грубая дифференциальная защита, без выдержки времени, отстройка которой от бросков тока намагничивания и максимального тока небаланса при сквозных КЗ осуществляется только по току срабатывания обычного органа тока. Она использовалась на понижающих трансформаторах небольшой мощности, не имеющих регулирования напряжения под нагрузкой.

Недостаточная чувствительность дифференциальных защит при внутренних КЗ с малым числом замкнувшихся витков допускается с учетом наличия газовых защит, которые обычно ликвидируют такие повреждения.

В соответствии с ПУЭ (6 издание) продольная дифференциальная токовая защита должна осуществляться с применением специальных реле тока, отстроенных, от бросков тока намагничивания, переходных и установившихся токов небаланса (например, насыщающиеся трансформаторы тока, тормозные обмотки) (п.3.2.55).

Продольная дифференциальная токовая защита должна действовать:

- на отключение всех выключателей трансформатора без выдержки времени.

- на пуск УРОВ (пуск устройства резервирования осуществляется защитой (основной и резервной) поврежденного элемента (линии, трансформатора, шин) одновременно с подачей команды на отключение выключателя).

Продольная дифференциальная защита должна быть выполнена так, чтобы в зону ее действия входили соединения трансформатора со сборными шинами.



Газовая защита

Газовая защита предназначена от повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла.

Газовой называется защита, основанная на использовании газов, возникающих в результате разложения масла и других изолирующих материалов под действием электрической дуги и других факторов (например, «пожара» стали магнитопровода). Интенсивность газообразования зависит от характера и размеров повреждения.