Проект замены трансформаторов на подстанции 110/10/6 кВ "Р-1" с выбором и проверкой коммутационных устройств

Размещено на http://www.allbest.ru/

• ВВЕДЕНИЕ
• Электроэнергетика России - базовая отрасль экономики страны, обеспечивающей энергией народное хозяйство и население, осуществляющая экспорт электроэнергии в страны ближнего и дальнего зарубежья. Её развитие происходило практически полностью на базе отечественного оборудования, подавляющая часть которого не уступала по своим технико-экономическим показателям лучшим зарубежным образцам. И сегодня всё оборудование электрических станций и сетей России в основном является отечественным. Наша электропромышленность в тесном сотрудничестве с российскими научно- исследовательскими и проектными организациями создала основное электрооборудование, отвечавшее самым жестким требованиям своего времени и эффективно работающее до сих пор.
• Надежная и экономичная работа Единой энергосистемы обеспечивалось тогда и обеспечивается сегодня созданной и эффективно действующей иерархической автоматизированной системой диспетчерского управления (АСДУ) с Центральным диспетчерским управлением (ЦДУ) в Москве и объединенными диспетчерскими управлениями (ОДУ) в важнейших регионах страны. Устойчивая, безаварийная работа ЕЭС России, бесперебойное энергоснабжение потребителей страны стали возможными благодаря не только эффективному централизованному управлению режимами работы энергосистем, но и внедрению передовых отечественных научных разработок в области живучести энергосистем, совершенной системы противоаварийной автоматики и релейной защиты.
• Неблагоприятная экономическая ситуация в стране и перестройка финансовой системы серьёзно затронули и электроэнергетику. Переход отрасли на самофинансирование при государственном регулировании тарифов на электроэнергию в условиях формирования рыночных отношений резко ограничил её финансовые возможности. Объемы инвестиций в электроэнергетику сохранились с 1990 по 1999г более чем второе, а темпы ввода мощности за этот период упали с 4.5 до 1.5 млн.кВт в год, примерно во столько же раз уменьшились среднегодовые объёмы сооружения электрических сетей напряжением 110 кВ и выше.
• Важнейшим итогом преобразований, начатых в электроэнергетике России в 1993г., явилось создание Федерального оптового рынка электроэнергии и мощности (ФОРЭМ) и 72 региональных оптовых рынков. Существующие проблемы ФОРЭМ связаны с ограниченностью сферы его действия и отставанием нормативно-законодательной базы, регламентирующей функционирование и развитие ФОРЭМ.
• Решающее значение для дальнейшего развития отечественной энергетики имеет освоение новых технологий и современных методов разработки и проектирования оборудования. Создание новых типов оборудования в настоящее время немыслимо без широкого применения компьютерной техники в проектировании.
• В существующих финансовых условиях строительство новых объектов электроэнергетики является весьма затруднительным, поэтому большое внимание в настоящее время уделяется вопросам реконструкции существующих подстанций.
• Основные цели реконструкции действующих подстанций увеличение числа присоединений в распределительных устройствах, пропускной способности подстанции в целом и ее отдельных элементов, улучшение качества напряжения, повышения надежности функционирования подстанции и ее эксплуатационной гибкости, улучшения условий труда эксплуатирующего персонала и оздоровление экологической ситуации на подстанции и в примыкающей к ней зоне.
• Названные цели могут достигаться при следующих условиях:
• Реконструкция схемы распределительного устройства, в том числе путем перехода к принципиально иной первичной схеме или создание дополнительных ячеек в распределительных устройствах без изменения исходного принципа построения схемы, а также за счет секционирования сборных шин распределительного устройства.
• Установка дополнительного к существующему, нового оборудования (силовые и регулировочные трансформаторы, компенсирующие устройства), специальных токоограничивающих устройств, коммутационной аппаратуры, устройств релейной защиты и автоматики и т.д.
• Перевод подстанции или ее распределительного устройства на повышенное номинальное напряжение.
• В ходе дипломного проекта выполнен проект замены трансформаторов на подстанции 110/10/6 кВ «Р-1» с выбором и проверкой коммутационных устройств. Специальная часть проекта посвящена вопросу компенсации емкостных токов.
• Произведен расчет экономической эффективности инвестиций в реконструкцию подстанции, установленный приблизительный срок окупаемости реконструкции.

Характеристика Энергорайона

Полное наименование - филиал Открытого Акционерного Общества « МРСК Юга»-«Ростовэнерго» Западные электрические сети.

Сокращенное наименование - филиал ОАО « МРСК Юга» -«Ростовэнерго» ЗЭС.

Западные электрические сети осуществляют техническое обслуживание электроустановок напряжением 0,4 - 110 кВ, принадлежащих Ростовскому Акционерному Обществу энергетики и электрификации (ОАО «МРСК Юга»-«Ростовэнерго» ), Единой энергетической системы России, РАО «ЕЭС России» и предназначенных для электроснабжения потребителей народного хозяйства и быта Западной части Ростовской области на территории 6,7 тыс. кв. км., в которую входят административные районы: Октябрьский, Красно-Сулинский, Усть-Донецкий, Родионово-Несветайский и Семикаракорский. Общее число сельхозпотребителей - 70. А также города: Шахты, Гуково, Красный Сулин, Новошахтинск.

На обслуживании Западных электрических сетей находятся:

- 73 подстанций 110 - 35 кВ, на которых установлено 225 трансформаторов, включая трансформаторы собственных нужд, общей мощностью 2072,42 МВА;

- воздушные линии (ВЛ) 35 кВ общей протяженностью по цепям 552 км;

- ВЛ 110 кВ общей протяженностью по цепям 965 км;

- ВЛ 10 кВ сельской распределительной сети общей протяженностью 1451км;

- ВЛ 6 кВ - 711 км;

- ВЛ 0,4 кВ - 2392 км;

- Трансформаторные подстанции 6 - 10/0,4 кВ в количестве 923 штук, суммарной мощностью 155,5 тыс. кВ·А.

Основными направлениями деятельности филиала являются:

- передача и распределение электрической энергии;

- обеспечение работы энергетического оборудования, находящегося в распоряжении филиала, в условиях параллельной работы Единой энергетической системе России;

- обеспечение эксплуатации энергетического оборудования в соответствии с требованиями технической документации и отраслевых нормативных документов;

- ремонт энергетического оборудования, его реконструкция и техническое перевооружение;

- производство строительно-монтажных работ;

Отчет о протяженности воздушных линий электропередачи 35 кВ и выше за 2006 год сведен в таблицу 1.1.

Таблица 1.1

Протяженность ВЛЭП

Эл. сети напр. (кВ)	Состоит на конец года по трассе (км)	Всего по цепям (км)
	Всего	Одноцепные ВЛ	Двухцепные ВЛ
		Металл	Ж/бетон	Дерево	Металл	Ж/бетон	Дерево
110	736	44	463	-	23	206	-	965
35	486	25	385	10	14	52	-	552
итого	1222	69	848	10	37	258	-	1517

Техническое обслуживание и капитальный ремонт ВЛ 35 кВ и выше осуществляется Шахтинским участком ВЛ, который обслуживает ВЛ 110 кВ - 564,5 км, 35 кВ - 336,9 км в составе службы линий и Сулинским участком ВЛ в составе Красно-Сулинского РЭС, который обслуживает ВЛ 110 кВ - 398,6 км, 35 кВ - 214 км.

Ремонт и техническое обслуживание основного оборудования подстанций осуществляется персоналом службы подстанций. На балансе предприятия находится 73 подстанций напряжением 35 - 110 кВ мощностью 1541,8 МВА, в том числе:

- 110 - 36 ПС мощностью 1142,3 МВА;

- 35 - 10 кВ - 37 ПС мощностью 399,5 МВА;

В том числе подстанции сельскохозяйственного назначения:

- 110 кВ - 15 ПС мощностью 244,8 МВА;

- 35 - 10 кВ - 15 ПС мощностью 86,8 МВА.

Из общего числа подстанций двухтрансформаторные - 50 ПС, в том числе 14 ПС сельскохозяйственного назначения, имеющие регулирование под нагрузкой (54 ПС); телесигнализацию и телеконтроль (15 ПС); обслуживаемые по аварийным сообщениям (44 ПС); телеуправление (2 ПС); двойное питание (68 ПС). Оперативное, техническое обслуживание, капитальный и текущий ремонт сетей 6 - 10 и 0,4 кВ осуществляют 4 района электрических сетей (РЭС) в границах Октябрьского, Красно-Сулинского, Усть-Донецкого, Родионово-Несветайского и Семикаракорского районов.

На балансе предприятия и обслуживании районов электрических сетей находится 2162 км ВЛ 6 - 10 кВ, 2392 км ВЛ 0,4 кВ. в хорошем состоянии находится 859 км ВЛ 6 - 10 кВ, в удовлетворительном - 936 км, в неудовлетворительном - 183 км и в непригодном - 184 км линий. По ВЛ 0,4 кВ в хорошем состоянии находится 887 км, в удовлетворительном - 807 км, в неудовлетворительном - 539 км и в непригодном - 159 км линий.

На балансе предприятия находится 923 трансформаторная подстанция 6 - 10/0,4 кВ, суммарной мощностью 155,5 тыс.кВА, в том числе: мачтовых - 54 шт; комплектных - 838 шт; закрытых - 31 шт. Из них сельскохозяйственного назначения 923 трансформаторная подстанция мощностью 155,5 кВА. Из трансформаторных подстанций 6 - 10/0,4 кВ в хорошем состоянии находится - 437 шт; в удовлетворительном - 337 шт; в неудовлетворительном - 99 шт; в непригодном - 50 шт.

Техническое обслуживание и ремонт основного оборудования электрических сетей и подстанций осуществляют следующие подразделения:

- служба подстанций;

- служба линий электропередачи;

- служба автоматизированных систем управления;

- служба метрологии и автоматических систем коммерческого учета электроэнергии;

- служба изоляции и защиты от перенапряжений.

Оперативное руководство осуществляет оперативно-диспетчерская служба. Организацию работы по технике безопасности и производственной санитарии осуществляет служба надежности и техники безопасности.

Вспомогательные службы:

- служба механизации и транспорта;

- служба релейной защиты и автоматики;

- административно-хозяйственный отдел;

- служба связи;

- бухгалтерия;

- планово - экономический отдел;

- производственно - технический отдел;

- отдел кадров;

- отдел капитального строительства;

- профсоюзный кабинет;

- ремонт - строительная группа;

- группа материально - технического снабжения.

1. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Подготовка исходных данных

Максимальная суммарная нагрузка потребителей:

В связи с увеличением нагрузки на отходящих линиях подстанции, предусматривается замена существующих трансформаторов на более мощные, типа ТРДН - 40000/110 У1. Параметры выбранных трансформаторов приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1. Параметры трансформатора подключенного к РУ 110 кВ

Наименование параметра	Значение параметра
Напряжение обмотки ВН,	115
Напряжение обмотки НН1,	10,5
Напряжение обмотки НН2,	6,3
Номинальная полная мощность,	40
Потери холостого хода,	34
Потери короткого замыкания,	170
Напряжения короткого замыкания:	10,5 30 20

Выбор схем электрических соединений РУ.

Распределительное устройство 110 кВ подстанции рекомендуется выполнить по схеме две рабочие системы шин, при этом в соответствии с ТУ ОАО «ФСК ЕЭС» предусмотреть возможность ее расширения в перспективе для присоединения к подстанции нескольких ВЛ 110 кВ.



Рис.2.1. Схема коммутации

Для выбора и проверки электрических аппаратов и токоведущих частей станции необходимо знать величины ТКЗ. С этой целью на основе схемы рис.2.1 и задания составим СЗПП, рис.2.2

Задаемся следующими параметрами:

Вычислим базисные токи:

1.1 Расчет параметров элементов схемы замещения

Схема замещения подстанции включает следующие элементы:

-- система:

-- линии связи с системами:

-- сопротивления трансформатора:



где напряжения короткого замыкания обмоток

Схема замещения прямой последовательности приведена на рисунке 2.2



Рис. 2.2. Схема замещения прямой последовательности

Свернем схему замещения представленную на рисунке 2.2 относительно точки К1.



Рис. 2.3. Схема замещения прямой последовательности свернутая относительно точки К1

Используя формулы:

где - номер ветви,

- сверхпереходной ток КЗ ветви,

где - расчетное сопротивление ветви,

- суммарная мощность, передаваемая по линии.

где - постоянная времени ветви,

где - ударный коэффициент,

где - ударный ток КЗ ветви,

где - коэффициент затухания апериодической составляющей тока КЗ,

где - апериодическая составляющая тока КЗ в момент времени ,

где - периодическая составляющая тока КЗ,

- собственное время отключения выключателя,

- полное время отключения выключателя.

и приняты в соответствии с параметрами принятого к установке выключателя (ВГТ-110 II* 40/2000 У1).



где - минимальное время действия релейной защиты, принятое равным 0,01с.

где - максимальное время действия релейной защиты, принятое равным 0,1с.

Таблица 2.2. Трехфазное КЗ в точке К1

Точка К1, трехфазное КЗ, Uб1 = 115 кВ, Iб = 5,02 кА
Ветвь	х*б	, кА	r*б	Та , с	ку	iу ,кА
1	2	3	4	5	6	7
С1	2,002	2,507	0,374	0,017	1,555	5,513
С2	2,396	2,078	0,4	0,0165	1,545	4,54
У		4,585				10,05
= 0,04 с, tоткл = 0,155 с
Ветвь		iа , кА		In i, кА	откл	In.откл , кА
8	9	10	11	12	13	14
С1	0,555	1,968	1	2,507	1	2,507
С2	0,545	1,602	1	2,078	1	2,078
У		3,57		4,585		4,585

1.2 Расчет однофазного КЗ в точке К1.

Этот расчет выполняется при условии , т.к. ток однофазного КЗ в этом случае больше трехфазного и является расчетным при проверке выключателей на коммутационную способность. Здесь и - эквивалентные сопротивления прямой и нулевой последовательности, полученные путем преобразования соответствующих схем замещения по отношению к точке КЗ.

По рис.2.1 с учетом возможных путей циркуляции токов нулевой последовательности составим схему замещения нулевой последовательности СЗНП, рис.2.4.

Расчет параметров СЗНП.

Сопротивления СЗНП трансформаторов остаются такими же как и в СЗПП за исключением сопротивлений линий и систем.

-- сопротивления системы нулевой последовательности:

-- сопротивления линий нулевой последовательности:



Рис.2.4. Схема замещения нулевой последовательности

Алгоритм преобразования СЗНП к точке К1 следующий:



Для расчета токов однофазного КЗ составим комплексную схему замещения, рисунок 2.5, путем добавления к соответствующей результирующей СЗПП, полученной при расчете токов трехфазного КЗ:

;

Рис. 2.5 Комплексная схема замещения для однофазного КЗ в точке К1

Приведем КСЗ, изображенную на рисунке 2.5 к радиальной схеме (рисунок 2.6):

Рис.2.6. Радиальная схема для однофазного КЗ в точке К1

Значения сопротивлений ветвей радиальной схемы следующие:

Найдем распределение токов нулевой последовательности по ветвям схемы:



Результаты расчета представлены в таблице 2.3.

Таблица 2.3. Однофазное КЗ в точке К2

Точка К2, однофазное КЗ, Uб = 115 кВ, Iб = 5,02 кА
Ветвь	х*б	,кА	r*б	Та э, с	,кА	I, кА	ку	iу , кА
1	2	3	4	5	6	7	8	9
С1	5,895	0,852	0,879	0,021	0,367	2,071	1,621	4,748
С2	7,056	0,711	0,94	0,024	0,273	1,695	1,659	4,063
		1,563				3,766
I		4,69						8,81
= 0,04 с, tоткл = 0,155 с
Ветвь		iа , кА		In i, кА	кА	откл	кА	In.откл i, кА
	10	11	12	13	14	15	16	17
С1	0,149	0,436	1	2,071	0,852	1	2,071	0,852
С2	0,189	0,453	1	1,695	0,711	1	1,695	0,711
				3,766	1,563		3,766	1,563
I		0,889			4,69			4,69

1.3 Расчет трехфазного КЗ в точке К2

Используя схему, изображенную на рисунке 2.2, составим схему замещения для расчета трехфазного КЗ в точке К2 (рис.2.7).

Рис. 2.7. Схема замещения для расчета трехфазного КЗ в точке К2

При этом значения сопротивлений схемы (рис. 2.8) будут следующие:



Рис. 2.8 Схема многолучевой звезды для трехфазного КЗ в точке К2

Значения сопротивлений ветвей радиальной схемы следующие:



Рис.2.9. Радиальная схема для трехфазного КЗ в точке К2

Расчет и заполнение таблицы производится аналогично расчету трехфазного КЗ в точке К2.

- собственное время отключения выключателя,

- полное время отключения выключателя.

и приняты в соответствии с параметрами принятого к установке выключателя (ВB/TEL - 10-12,5/1000).

(принято согласно ПУЭ).

Результаты расчета приведены в таблице 2.4

Таблица 2.4. Трехфазное КЗ в точке К2

Точка К2, трехфазное КЗ, Uб4 = 10,5 кВ, Iб = 54,99 кА
Ветвь	х*б	, кА	r*б	Та , с	ку	iу ,кА
1	2	3	4	5	6	7
С1	6,133	8,966	0,58	0,0337	1,743	22,1
С2	7,34	7,492	0,62	0,0377	1,767	18,722
У		16,458				40,823
= 0,06 с, tоткл = 3,5 с
Ветвь		iа , кА		In i, кА	откл	In.откл , кА
8	9	10	11	12	13	14
С1	0,169	2,143	1	8,966	1	8,966
С2	0,204	2,157	1	7,492	1	7,492
У		4,3		16,458		16,458

1.4 Расчет двухфазного КЗ в точке К2

Исходной для расчета двухфазного КЗ в точке К3 является таблица расчета трехфазного КЗ в точке К3 (таблица 2.3).

Порядок заполнения таблицы расчета двухфазного КЗ следующий:

-- в столбцах записывают соответствующие значения , взятые из таблицы расчета трехфазного КЗ в этой точке;

-- - удвоенные значения , взятые из той же таблицы.

Результаты расчета двухфазного КЗ в К2 приведены в таблице 2.5.

Таблица 2.5. Двухфазное КЗ в точке К2

Точка К2, двухфазное КЗ, Uб4 = 10,5 кВ, Iб = 54,99 кА
Ветвь	х*б	, кА	r*б	Та , с	ку	iу ,кА
1	2	3	4	5	6	7
С1	12,266	4,483	-	0,0337	-	-
С2	14,68	3,746	-	0,0377	-	-
У		8,229
= 0,06 с, tоткл = 3,5 с
Ветвь		iа , кА		In i, кА	откл	In.откл , кА
8	9	10	11	12	13	14
С1	-	-	1	4,483	1	4,483
С2	-	-	1	3,746	1	3,746
У				8,229		8,229

1.5 Расчет трехфазного КЗ в точке К3

Используя схему, изображенную на рисунке 2.8, составим схему замещения для расчета трехфазного КЗ в точке К2 (рис.2.10).

Рис. 2.10 Схема многолучевой звезды для трехфазного КЗ в точке К3

Значения сопротивлений ветвей радиальной схемы следующие:



Рис.2.11. Радиальная схема для трехфазного КЗ в точке К3

Расчет и заполнение таблицы производится аналогично расчету трехфазного КЗ в точке К2.

- собственное время отключения выключателя,

- полное время отключения выключателя.

и приняты в соответствии с параметрами принятого к установке выключателя (ВЭЭ-6-40/2000 У3).

(принято согласно ПУЭ).

Результаты расчета приведены в таблице 2.6

Таблица 2.6. Трехфазное КЗ в точке К3

Точка К2, трехфазное КЗ, Uб4 = 6,3 кВ, Iб = 91,643 кА
Ветвь	х*б	, кА	r*б	Та , с	ку	iу ,кА
1	2	3	4	5	6	7
С1	7,28	12,588	0,58	0,04	1,779	31,67
С2	8,612	10,641	0,62	0,0442	1,798	27,05
У		23,229				58,72
= 0,07 с, tоткл = 3,5 с
Ветвь		iа , кА		In i, кА	откл	In.откл , кА
8	9	10	11	12	13	14
С1	0,174	3,098	1	12,588	1	12,588
С2	0,205	3,088	1	10,641	1	10,641
У		6,186		23,229		23,229

1.6 Расчет двухфазного КЗ в точке К2

Исходной для расчета двухфазного КЗ в точке К3 является таблица расчета трехфазного КЗ в точке К3 (таблица 2.5).

Порядок заполнения таблицы расчета двухфазного КЗ следующий:

-- в столбцах записывают соответствующие значения , взятые из таблицы расчета трехфазного КЗ в этой точке;

Результаты расчета двухфазного КЗ в точке К2 приведены в таблице 2.7.

Таблица 2.7. Двухфазное КЗ в точке К3

Точка К2, двухфазное КЗ, Uб4 = 6,3 кВ, Iб = 91,643 кА
Ветвь	х*б	, кА	r*б	Та , с	ку	iу ,кА
1	2	3	4	5	6	7
С1	14,56	6,294	-	0,04	-	-
С2	17,224	5,321	-	0,0442	-	-
У		11,615
= 0,07 с, tоткл = 3,5 с
Ветвь		iа , кА		In i, кА	откл	In.откл , кА
8	9	10	11	12	13	14
С1	-	-	1	6,294	1	6,294
С2	-	-	1	5,321	1	5,321
У				11,615		11,615

Расчет и проверка токов произведется с помощью программы ТКЗ 3000

Комплекс позволяет рассчитывать электрические величины в трехфазной симметричной сети любого напряжения при однократной продольной или поперечной несимметрии и уставки защит от замыканий на землю.

Предельные возможности комплекса:

- Объём сети до 3000 узлов и 7500 ветвей

- Общее число индуктивно связанных ветвей 2500.

- Количество ветвей в одной группе индуктивно связанных ветвей 20.

Результаты ручного расчета токов короткого замыкания (ТКЗ) и результатов расчета на ЭВМ представлены в таблице 2.8.

Таблица 2.8. Результаты расчета токов короткого замыкания

Точка	Вид КЗ	ТКЗ (ручной расчет), кА	ТКЗ (расчет на ЭВМ), кА	Погрешность, %
К1	однофазное	4,69	4,646	0,94
	трехфазное	4,585	4,531	0,69
К2	двухфазное	8,229	8,197	0,39
	трехфазное	16,458	16,395	0,38
К3	двухфазное	11,615	11,552	0,54
	трехфазное	23,043	23,229	0,8

1.5 Выбор и проверка электрических аппаратов

Выбор и проверка выключателей.

Выбор выключателей осуществляется по следующим условиям:

-- по номинальному напряжению:



-- по номинальному току:

.

Выбранные выключатели подвергают следующим проверкам:

-- на отключающую способность:

где - номинальный ток отключения, кА;

- нормированное содержание апериодической составляющей, %;

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

- апериодическая составляющая тока КЗ в момент начала расхождения контактов выключателя, кА;

-- на термическую стойкость:

где - допустимый тепловой импульс тока КЗ,;

- расчетный тепловой импульс, ;

где - ток термической стойкости, кА;

- время термической стойкости, с;

где - тепловой импульс периодической составляющей тока КЗ,;

- тепловой импульс апериодической составляющей тока КЗ, ;

где - сверхпереходное значение тока КЗ, кА;

- значение периодической составляющей тока КЗ в момент погасания дуги в выключателе, кА;

- момент времени расхождения контактов выключателя, с;

- максимальное время существования КЗ, с;

где - постоянная времени апериодической составляющей тока КЗ,

-- на динамическую стойкость:

где - наибольший пик предельного сквозного тока, кА;

- ударный ток короткого замыкания, кА;

;

где - начальное действующее значение предельного сквозного тока, кА.

-- на включающую способность:

где - наибольший пик номинального тока включения, кА;

;

где - начальное действующее значение номинального тока включения, кА.

-- по скорости восстанавливающегося напряжения:

где и - допустимая и расчетная скорости восстанавливающегося напряжения, ;

где - число линий данного РУ, оставшихся в работе после отключения выключателя;

- коэффициент, зависящий от количества проводов в фазе (при одном проводе равен 0,2).

В зависимости от вида проверки выбирается тот или иной вид КЗ:

-- для проверки на динамическую стойкость - расчетным является ток трехфазного КЗ;

-- для проверки на термическую стойкость - ток двухфазного или трехфазного КЗ для генераторных цепей, и трехфазного - для всех остальных;

-- для проверок на включающую и отключающую способность, а также по скорости восстанавливающегося напряжения расчетным принимается тот вид КЗ, ток которого наибольший.

1.6 Выбор и проверка аппаратов в ОРУ 110 кВ

Выбор выключателей

Определим токи рабочего форсированного режима:

-- рабочий форсированный ток линий:

коэффициент мощности нагрузки

В качестве выключателя в ОРУ 110 кВ примем элегазовый выключатель типа ВГТ-110 II* 40/1000 У1 со следующими параметрами:

Таблица 3.1. Параметры выключателя

Номинальное напряжение	110 кВ
Наибольшее рабочее напряжение	126 кВ
Номинальный ток	1000 А
Номинальный ток отключения	40 кА
Допустимая скорость восстанавливающегося напряжения	1 кВ/мкс
Наибольший пик предельного сквозного тока	102 кА
Действующее значение сквозного тока	40 кА
Наибольший пик номинального тока включения	102 кА
Действующее значение номинального тока включения	40 кА
Нормированное процентное содержание апериодической составляющей	45
Время термической стойкости	2 с
Время отключения	0,055 с
Собственное время отключения	0,03 с

Проверка выключателя на отключающую способность. В качестве расчетного для этой проверки примем ток однофазного КЗ, т.к. он больше трехфазного. Для этого вида КЗ необходимо знать периодическую и апериодическую составляющие тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя :

Согласно табл.2.1 кА.

Сравним эти токи с соответствующими параметрами выключателя:



т.е. выполняется условие проверки по полному току КЗ.

Проверка выключателя на термическую стойкость. В качестве расчетного для этой проверки принимают трехфазное КЗ (табл.2.1). Допустимый тепловой импульс, определяемый по параметрам выключателя,

Тепловой импульс периодической составляющей тока КЗ

Тепловой импульс апериодической составляющей тока КЗ

где - эквивалентная апериодическая составляющая всех ветвей, питающих точку КЗ.

Учитывая, что выполним проверку на термическую стойкость:



т.о. условие проверки на термическую стойкость выполнено.

Проверка выключателя на динамическую стойкость. Расчет производится при трехфазном КЗ (табл.2.1):

т.е. условия проверки выполнены.

Проверка на включающую способность. Расчет производится при однофазном КЗ (табл.2.2):

Параметры выключателя и соответствующие расчетные величины сведем в табл.3.2

Таблица 3.2. Сравнение параметров выключателя и расчетных данных

Параметры выключателя	Соотношение	Расчетные величины для выбора выключателя
Uн = 110 кВ	=	UнРУ = 110 кВ
Iн = 1000 А	>	Iраб.форс = 400 А
Iно = 40 кА	>
	>
	>
Iпс = 40 кА	>
iпс = 102 кА	>
Iнв = 40 кА	>
iнв = 102 кА	>

1.7 Выбор и проверка разъединителей

Выбираем разъединитель наружной установки типа РНДЗ-110/1000У1 Его номинальные параметры, расчетные величины в его цепи и соотношения между ними приведем в табл.3.3.

Соотношения табличных и расчетных параметров показывают, что выбранный разъединитель удовлетворяет всем условиям выбора и проверки в данной цепи.

Таблица 3.3. Параметры разъединителя

Параметры разъединителя	Соотношение	Расчетные величины для выбора разъединителя
Uн = 110 кВ	=	UнРУ =110 кВ
Iн = 1000 А	>	Iраб.форс = 400 А
iпс = 100 кА	>
	>

1.8 Выбор и проверка трансформаторов тока

Примем к установке трансформаторы тока (ТТ) типа ТРГ-110/1000 с первичным номинальным током I_1н = 1000 А, вторичным номинальным током I_2н = 5 А, с классом точности вторичных обмоток 02/5P/5P, с номинальной вторичной нагрузкой в классе 0,2 z_2н = 0,8Ом.

Номинальные параметры трансформатора, расчетные величины в его цепи и соотношения между ними сведем в табл.3.4.

Таблица 3.4. Параметры трансформатора тока

Параметры ТТ	Соотношение	Расчетные величины для выбора ТТ
Uн = 110 кВ	=	UнРУ = 110 кВ
Iн = 1000 А	>	Iраб.форс = 400 А
z2н = 0,8 Ом	>	z2 расч = 0,772 Ом
iдин = 100 кА	>
	>

Таким образом, выбранный трансформатор удовлетворяет условиям выбора и проверки в данной цепи.

Допустимое сопротивление проводов

Таблица 3.5. Выбор приборов подключенных к ТТ

№	Прибор	Тип прибора	Нагрузка фазы, ВА
			А	В	С
1	Амперметр	Э-335	0,5	-	-
2	Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
3	Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
4	Счетчик активной энергии	СА3-4681	2,5	2,5	-
5	Счетчик реактивной энергии	СР4-4676	-	2,5	2,5
	Sпр , ВА		4	5	3,5

Примем к установке кабель АКВВГ с алюминиевыми жилами сечением 6 мм². Определим сопротивление выбранного кабеля:

Определим вторичное расчетное сопротивление:

Из сравнения видно, что условие проверки по классу точности выполняется.

1.9 Выбор и проверка трансформаторов напряжения

Определим набор приборов для каждой группы присоединений и произведем подсчет мощности по активной и реактивной составляющим.

Таблица 3.6. Выбор приборов подключенных к ТН

№	Место установки и перечень приборов	Тип	Sном, ВА	Число обмоток	cos ц	sin ц	Общее число прибо- ров	Р , Вт	Q, Вар
1	Сборные шины	3
	Вольтметр	Э-378	2	1	1	0	1	2	-
	Вольтметр	И-393	10	1	1	0	1	10	-
	Ваттметр регистр.	И-395	10	1	1	0	1	10	-
	Частотомер регистр.	И-397	7	1	1	0	1	7	-
	Осциллограф		10	1	1	0	1	10	-
2	Обходной выключат.	1
	Ваттметр	Д-365	2	2	1	0	1	4	-
	Варметр	Д-365	2	2	1	0	1	4	-
	Счетчик акт. энергии	ЦЭ6805	2	2	0,38	0,925	1	1,52	3,7
	Счетчик реактивной энергии	ЦЭ6811	2	2	0,38	0,925	1	1,52	3,7
	ФИП		3	1	1	0	1	3	-
	Итого							53,04	7,4

Полная суммарная потребляемая мощность:

Примем к установке три однофазных трехобмоточных трансформатора напряжения типа НКФ-110-58У1 с номинальной мощностью в классе 0,5

S_2н = 400 ВА.

3S_2н = 1200 ВА > S₂ = 53,55 ВА, т.е. условие проверки по классу точности выполняется.

Выбираем контрольный кабель для связи ТН до релейного щита (длина кабеля 100 м) и от ввода основного кабеля на релейном щите до измерительных приборов, установленных на ЦЩУ (длина кабеля 120 м).

.

Выбираем кабель 3 30 + 1 25 мм².

Действительное сопротивление его жил

Полное действительное сопротивление жил кабелей в фазе от ТН до релейного щита

Сопротивление кабеля питающего по трем фазам измерительные приборы на ЦЩУ

т.е. обеспечивается =1,5 В.

1.10 Выбор и проверка аппаратов в КРУ 10 кВ

Выбор выключателей

Определим токи рабочего форсированного режима:

-- рабочий форсированный ток низкой стороны трансформатора:

В качестве выключателя в КРУ 10 кВ примем вакуумный выключатель типа ВБЭС-10-31,5/2000 УХЛ2 со следующими параметрами:

Таблица 3.7. Параметры выключателя

Номинальное напряжение	10 кВ
Наибольшее рабочее напряжение	12 кВ
Номинальный ток	2000 А
Номинальный ток отключения	31,5 кА
Наибольший пик предельного сквозного тока	80 кА
Действующее значение сквозного тока	31,5 кА
Наибольший пик номинального тока включения	80 кА
Действующее значение номинального тока включения	31,5 кА
Ток термической стойкости	31,5 кА
Время термической стойкости	3 с
Время отключения	0,055 с
Собственное время отключения	0,045 с
Содержание апериодической составляющей	40

Проверка выключателя на отключающую способность.

Согласно табл.2.3 кА.

Сравним эти токи с соответствующими параметрами выключателя:

т.е. выполняется условие проверки по полному току КЗ.

Проверка выключателя на термическую стойкость. В качестве расчетного для этой проверки принимают трехфазное КЗ (табл.2.3). Необходимо проверить выполнение условия . Допустимый тепловой импульс, определяемый по параметрам выключателя,

Тепловой импульс периодической составляющей тока КЗ

где - суммарные токи трехфазного КЗ (табл.2.5),

с - время действия резервных релейных защит.

Тепловой импульс апериодической составляющей тока КЗ

где - эквивалентная апериодическая составляющая всех ветвей, питающих точку КЗ.

Учитывая, что выполним проверку на термическую стойкость:

т.о. условие проверки на термическую стойкость выполнено.

Проверка выключателя на динамическую стойкость. Расчет производится при трехфазном КЗ (табл.2.3):

т.е. условия проверки выполнены.

Проверка на включающую способность. Расчет производится при трехфазном КЗ (табл.2.3):

Параметры выключателя сведем в табл.3.14

Таблица 3.8. Сравнение параметров выключателя и расчетных данных

Параметры выключателя	Соотношение	Расчетные величины для выбора выключателя
Uн = 10 кВ	=	UнРУ = 10 кВ
Iн = 2000 А	>	Iраб.форс = 1620 А
Iно = 31,5 кА	>
	>
	>
Iпс = 31,5 кА	>
iпс = 80 кА	>
Iнв = 31,5 кА	>
iнв = 80 кА	>

1.11 Выбор и проверка трансформаторов тока

Примем к установке трансформаторы тока (ТТ) типа ТОЛ-СЭЩ-10 с первичным номинальным током I_1н = 2000 А, вторичным номинальным током I_2н = 5 А, с классом точности вторичных обмоток 0,5S/0,5/5Р, с номинальной вторичной нагрузкой в классе 0,5 z_2н = 2 Ом.

Номинальные параметры трансформатора, расчетные величины в его цепи и соотношения между ними сведем в табл.3.9.

Таблица 3.9. Параметры трансформатора тока

Параметры ТТ	Соотношение	Расчетные величины для выбора ТТ
Uн = 10 кВ	=	UнРУ = 10 кВ
Iн = 2000 А	>	Iраб.форс = 1620 А
z2н = 2 Ом	>	z2 расч = 1,2 Ом
iдин = 100 кА	>
	>

Результаты сведем в табл.3.10, а на ее основе определим

Допустимое сопротивление проводов

Таблица 3.10. Выбор приборов подключенных к ТТ

№	Прибор	Тип прибора	Нагрузка фазы, ВА
			А	В	С
1	Амперметр	Э-335	0,5	-	-
2	Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
3	Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
4	Счетчик активной энергии	СА3-4681	2,5	2,5	-
	Sпр , ВА		4	2,5	1

Примем к установке кабель КВВГ с медными жилами сечением 1,5 мм². Определим сопротивление выбранного кабеля:

Определим вторичное расчетное сопротивление:

Из сравнения видно, что условие проверки по классу точности выполняется.

1.12 Выбор и проверка трансформаторов напряжения

Таблица 3.11. Выбор приборов подключенных к ТН

№	Место установки и перечень приборов	Тип	Sном, ВА	Число обмоток	cos ц	sin ц	Общее число прибо- ров	Р , Вт	Q, Вар
1	Сборные шины
	Вольтметр	Э-378	2	1	1	0	1	2	-
	Вольтметр Регистр.	И-393	10	1	1	0	1	10	-
	Ваттметр Регистр.	И-395	10	1	1	0	1	10	-
	Частотомер Регистр.	И-397	7	1	1	0	1	7	-
	Счетчик активной энергии	ЦЭ6805	2	2	0,38	0,925	1	1,52	3,7
	Счетчик реактивной энергии	ЦЭ6811	2	2	0,38	0,925	1	1,52	3,7
	Итого							32,04	7,4

Полная суммарная потребляемая мощность:

Примем к установке трехфазный трансформатор напряжения типа НАМИ-10-УХЛ1 с номинальной мощностью в классе 0,5 S_2н = 200 ВА.

S_2н = 200 ВА > S₂ = 32,88 ВА,

т.е. условие проверки по классу точности выполняется.

1.13 Выбор и проверка аппаратов в КРУ 6 кВ

Выбор выключателей

Определим токи рабочего форсированного режима:

-- рабочий форсированный ток низкой стороны трансформатора:

В качестве выключателя в КРУ 6 кВ примем вакуумный выключатель типа ВР6В со следующими параметрами:

Таблица 3.12. Параметры выключателя

Номинальное напряжение	6 кВ
Наибольшее рабочее напряжение	7,2 кВ
Номинальный ток	3150 А
Номинальный ток отключения	40 кА
Наибольший пик предельного сквозного тока	128 кА
Действующее значение сквозного тока	40 кА
Наибольший пик номинального тока включения	128кА
Действующее значение номинального тока включения	40 кА
Ток термической стойкости	40 кА
Время термической стойкости	3 с
Время отключения	0,065 с
Собственное время отключения	0,045 с
Содержание апериодической составляющей	40

Проверка выключателя на отключающую способность

Согласно табл.2.5 кА.

Сравним эти токи с соответствующими параметрами выключателя:

т.е. выполняется условие проверки по полному току КЗ.

Проверка выключателя на термическую стойкость. В качестве расчетного для этой проверки принимают трехфазное КЗ (табл.2.5). Необходимо проверить выполнение условия . Допустимый тепловой импульс, определяемый по параметрам выключателя,

Тепловой импульс периодической составляющей тока КЗ

где - суммарные токи трехфазного КЗ (табл.2.5),



с - время действия резервных релейных защит.

Тепловой импульс апериодической составляющей тока КЗ

где - эквивалентная апериодическая составляющая всех ветвей, питающих точку КЗ.

Учитывая, что выполним проверку на термическую стойкость:

т.о. условие проверки на термическую стойкость выполнено.

Проверка выключателя на динамическую стойкость. Расчет производится при трехфазном КЗ (табл.2.5):

т.е. условия проверки выполнены.

Проверка на включающую способность. Расчет производится при трехфазном КЗ (табл.2.5):



Параметры выключателя и соответствующие расчетные величины сведем в табл.3.8

Таблица 3.13. Сравнение параметров выключателя и расчетных данных

Параметры выключателя	Соотношение	Расчетные величины для выбора выключателя
Uн = 6 кВ	=	UнРУ = 6 кВ
Iн = 3150 А	>	Iраб.форс = 2690 А
Iно = 40 кА	>
	>
	>
Iпс = 40 кА	>
iпс = 128 кА	>
Iнв = 40 кА	>
iнв = 128 кА	>

1.14 Выбор и проверка трансформаторов тока

Примем к установке трансформаторы тока (ТТ) типа ТПШЛ-6-3000/5 с первичным номинальным током I_1н = 3000 А, вторичным номинальным током I_2н = 5 А, с классом точности вторичных обмоток 0,5S/0,5/5Р, с номинальной вторичной нагрузкой в классе 0,5 z_2н = 2 Ом.

Номинальные параметры трансформатора, расчетные величины в его цепи и соотношения между ними сведем в табл.3.14.

Таблица 3.14. Параметры трансформатора тока

Параметры ТТ	Соотношение	Расчетные величины для выбора ТТ
Uн = 6 кВ	=	UнРУ = 6 кВ
Iн = 3000 А	>	Iраб.форс =2690 А
z2н = 2 Ом	>	z2 расч = 1,2 Ом
iдин = 100 кА	>
	>

Результаты сведем в табл.3.15, а на ее основе определим

Допустимое сопротивление проводов

Таблица 3.15. Выбор приборов подключенных к ТТ

№	Прибор	Тип прибора	Нагрузка фазы, ВА
			А	В	С
1	Амперметр	Э-335	0,5	-	-
2	Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
3	Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
4	Счетчик активной энергии	СА3-4681	2,5	2,5	-
	Sпр , ВА		4	2,5	1

Примем к установке кабель КВВГ с медными жилами сечением 1,5 мм². Определим сопротивление выбранного кабеля:

Определим вторичное расчетное сопротивление:

Из сравнения видно, что условие проверки по классу точности выполняется.

1.15 Выбор и проверка трансформаторов напряжения

Таблица 3.16. Выбор приборов подключенных к ТН

№	Место установки и перечень приборов	Тип	Sном, ВА	Число обмоток	cos ц	sin ц	Общее число прибо- ров	Р , Вт	Q, Вар
1	Сборные шины
	Вольтметр	Э-378	2	1	1	0	1	2	-
	Вольтметр Регистр.	И-393	10	1	1	0	1	10	-
	Ваттметр Регистр.	И-395	10	1	1	0	1	10	-
	Частотомер Регистр.	И-397	7	1	1	0	1	7	-
	Счетчик активной энергии	ЦЭ6805	2	2	0,38	0,925	1	1,52	3,7
	Счетчик реактивной энергии	ЦЭ6811	2	2	0,38	0,925	1	1,52	3,7
	Итого							32,04	7,4

Полная суммарная потребляемая мощность:

Примем к установке трехфазный трансформатор напряжения типа НТМИ-6-УХЛ1 с номинальной мощностью в классе 0,5 S_2н = 200 ВА.

S_2н = 200 ВА > S₂ = 32,88 ВА,

т.е. условие проверки по классу точности выполняется.

1.16 Выбор токоведущих частей

Выбор проводов сборных шин РУ 110 кВ

Исходя из мощности наиболее нагруженного участка, определим ток на этом участке:

.

Учитывая, что сборные шины будут расположены в РУ открытого типа выберем по справочнику для каждой фазы шин сталеалюминевый провод АС-95/16 с номинальным сечением 94,2 мм² и суммарным допустимым током:

Проверка на термическую стойкость при КЗ

Для вычисления предварительно определим начальную температуру проводов:

Зная и материал провода по кривым для определения температуры нагрева проводников определим начальное значение удельного теплового импульса . Конечное значение удельного теплового импульса определим по выражению:

Зная А_к, по той же кривой определим конечную температуру

Таким образом, провода сборных шин РУ 110 кВ удовлетворяют условию проверки по термической стойкости.

Проверка проводов фаз сборных шин на электродинамическое действие тока КЗ.

При больших токах КЗ провода в фазах в результате динамического взаимодействия могут настолько сблизиться, что произойдет схлестывание или пробой между фазами.

Наибольшее сближение фаз наблюдается при двухфазном КЗ между соседними фазами, когда провода сначала отбрасываются в противоположные стороны, а затем, после отключения тока КЗ, движутся навстречу друг другу.

В нашем примере ток трехфазного КЗ на шинах , следовательно, необходимо произвести проверку на схлестывание, которая выполняется при двухфазном КЗ.

1) рассчитываем усилие, действующее на 1м. погонной длины токопровода, по формуле:

,

Где а - расстояние между фазами.

2) определим силу тяжести 1 м погонной длины токопровода:

где m - масса 1 метра токопровода.

3) определим отношения:

где h = 2,5 м - максимальная стрела провеса провода в пролете;

t_эк - время действия релейной защиты;

 ,

допустимое отклонение провода

,

где D - диаметр провода, при расщепленных проводах, D = a;

d - расстояние между проводами в фазе;

a_доп - допустимое расстояние между соседними фазами в момент их наибольшего сближения (для ОРУ 110кВ согласно ПУЭ a_доп = 0,45 м,).

Таким образом, ,

Проверка по условиям коронного разряда

В данном случае эта проверка не производится, т.к. сечение выбранных проводов сборных шин больше минимально допустимого по условию коронирования [1, табл.1.18, с.20].

1.17Выбор и проверка ошиновки на низкой стороне трансформатора 10 кВ

Экономическое сечение:

Примем для ошиновки сталеалюминиевый провод 3xАС-500 с сечением по алюминию:

,

и допустимым током

.

Проверка на термическую стойкость при КЗ

Для вычисления предварительно определим начальную температуру проводов:

где - температура воздуха (зададим = 30 С);

- нормированная температура воздуха (25);

- допустимая температура проводов в длительном режиме (70).

Зная и материал провода по кривым для определения температуры нагрева проводников определим начальное значение удельного теплового импульса . Конечное значение удельного теплового импульса определим по выражению:

Зная А_к, по той же кривой определим конечную температуру

Таким образом, ошиновка с низкой стороны АТ удовлетворяет условию проверки по термической стойкости.

Проверка проводов одной фазы ошиновки по электротермическому взаимодействию

Эта проверка производится, если провод каждой фазы расщеплен на несколько проводов, а ударный ток трехфазного КЗ . Проверка сводится к определению расстояния между дистанционными распорками, которые закрепляют провода в фазе. В данном случае эта проверка необходима, т.к. фазные провода сборных шин расщеплены на три, а

Проверка производится в следующем порядке:

1) рассчитываем усилие на провод от взаимодействия с другими проводами в фазе

,

где n - число проводов в фазе (n = 3);

=16458 А - действующее значение переменной составляющей тока трехфазного КЗ на шинах;

а - расстояние между проводами в фазе;

2) определяется удельная нагрузка от собственного веса

,

где q - сечение одного провода в фазе, мм²;

3) определяется удельная нагрузка от собственного веса

,

где m - масса 1м погонной длины провода;

4) вычисляется расстояние между распорками для случая алюминиевых проводов:

Проверка по условиям коронного разряда

В данном случае эта проверка не производится, т.к. сечение выбранных проводов сборных шин больше минимально допустимого по условию коронирования.

1.18 Выбор и проверка ошиновки на низкой стороне трансформатора 6 кВ.

Экономическое сечение:

Примем для ошиновки сталеалюминиевый провод 3xАС-800 с сечением по алюминию:

,

и допустимым током

.

Проверка на термическую стойкость при КЗ

Для вычисления предварительно определим начальную температуру проводов:

где - температура воздуха (зададим = 30 С);

- нормированная температура воздуха (25);

- допустимая температура проводов в длительном режиме (70).

Зная и материал провода по кривым для определения температуры нагрева проводников определим начальное значение удельного теплового импульса . Конечное значение удельного теплового импульса определим по выражению:



Зная А_к, по той же кривой определим конечную температуру

Таким образом, ошиновка с низкой стороны АТ удовлетворяет условию проверки по термической стойкости.

Проверка проводов одной фазы ошиновки по электротермическому взаимодействию

Проверка производится в следующем порядке:

рассчитываем усилие на провод от взаимодействия с другими проводами в фазе

,

определяется удельная нагрузка от собственного веса

,

где q - сечение одного провода в фазе, мм²;

определяется удельная нагрузка от собственного веса

,

где m - масса 1м погонной длины провода;

вычисляется расстояние между распорками для случая алюминиевых проводов:

Проверка по условиям коронного разряда

В данном случае эта проверка не производится, т.к. сечение выбранных проводов сборных шин больше минимально допустимого по условию коронирования.

1.19 Релейная защита трехобмоточного трансформатора 110/10/6 кВ.

1. Основные защиты. Эти защиты реагируют на все виды повреждений трансформатора или автотрансформатора ( в дальнейшем объекта) и действуют на отключение выключателей со всех сторон без выдержки времени. К основным защитам относятся:

а) продольная дифференциальная токовая защита от всех видов замыканий на выводах и в обмотках сторон с заземленной нейтралью, а также от многофазных замыканий на выводах и в обмотках сторон с изолированной нейтралью;

б) газовая защита от замыканий внутри кожуха объекта, сопровождающихся выделением газа, а также при резком понижении уровня масла;

в) дифференциальная токовая защита дополнительных элементов (добавочный трансформатор, синхронный компенсатор, участки ошиновки).

2. Резервные защиты. Эти защиты резервируют основные защиты и реагируют на внешние КЗ, действуя на отключение с двумя выдержками времени: с первой выдержкой времени отключается выключатель одной из сторон низшего напряжения (обычно той, где установлена защита), со второй - все выключатели объекта. Резервные защиты от междуфазных повреждений имеют несколько вариантов исполнения:

а) МТЗ без пуска по напряжению:

б) МТЗ с комбинированным пуском по напряжению;

в) МТЗ обратной последовательности с приставкой для действия при симметричных КЗ;

г) дистанционные защиты автотрансформаторов.

Резервные защиты от замыканий на землю выполняются в виде МТЗ нулевой последовательности.

Защиты, действующие на сигнал. К этим защитам относятся:

а) защита напряжения нулевой последовательности от замыканий на землю на стороне низшего напряжения (НН), работающей в режиме с изолированной нейтралью; эта защита применяется при наличии синхронного компенсатора или, когда возможна работа с отключенным выключателем на стороне низшего напряжения;

б) МТЗ от симметричного перегруза для трансформаторов с односторонним питанием устанавливается только со стороны питания (если одна из обмоток имеет мощность 60%, то защита от перегруза устанавливается и на этой стороне), для автотрансформаторов и трехобмоточных трансформаторов с двухсторонним питанием защита от перегруза устанавливается на каждой стороне объекта, а для автотрансформаторов еще и на стороне нулевого вывода общей части обмотки; защита выполняется с токовым реле в одной фазе и независимой выдержкой времени действующей на сигнал. Уставки выбираются также как и для генератора при симметричном перегрузе;

в) газовая защита, действующая на сигнал при медленном выделении газа.

Трехобмоточные трансформаторы мощностью 40 МВА оборудуются автоматическими установками пожаротушения. Поскольку пуск системы автоматического пожаротушения осуществляется только на отключенном трансформаторе, в данной схеме предусмотрена цепь, фиксирующая отключенное состояние поврежденного трансформатора.

Для трансформаторов мощностью 40 МВА, оборудованных устройся вами обнаружения пожара с действием на сигнал при возникновении пожара, цепь, фиксирующая отключенное состояние трансформатора, не используется. Защиты от внешних многофазных КЗ выполнены в виде токовой направленной защиты обратной последовательности и дополнительной к ней максимальной токовой защиты с пуском напряжения от трехфазных КЗ, дистанционной защиты, максимальной токовой защиты с комбинированным пуском напряжения стороны низшего напряжения, питаемой от трансформаторов тока на стороне низшего напряжения, встроенных в бак трансформатора, и максимальных токовых защит с комбинированным пуском напряжения.

Цепи напряжения защиты включаются на фазные напряжения (относительно нулевой точки системы) трансформатора напряжения TV1 типа НТМИ 35. Трансформатор напряжения такого типа в отличие от трансформатора напряжения 110 кВ типа СРВ 123 не имеет вывода от одной из фаз вторичных обмоток, соединенных в разомкнутый треугольник. В связи с этим невозможно выполнить подключение КРБ-12 панели дистанционной защиты типа ПЭ2105 аналогично тому, как это выполняется при использовании трансформатора напряжения 110 кВ. Необходимое подключение цепей напряжения в данном случае выполняется в соответствии с указанной схемой и обусловлено отсутствием отдельных выводов цепей напряжения у КРБ-12 в панели типа ПЭ2105. При этом цепи тока дистанционной защиты включают- ся таким образом, чтобы обеспечивалось включение реле сопротивления на петлю КЗ.