Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Целью настоящего проекта является исследование электрической схемы подстанции 220/110/35/6 Лена. Это подразумевает то, что перерасчет и перепроверка элементов подстанции производится на основании действующих в настоящее время нормативно-технических документов, чтобы затем установить различия с расчетной схемой и схемой, имеющейся на данный момент. Но также исследование подразумевает нахождение каких-либо недостатков схемы и предложение возможных вариантов их исключения.

Питание подстанции производится двумя линиями 220 кВ от подстанции Коршуниха и подстанции Якурим. На подстанции установлены два автотрансформатора связи с внешней системой мощностью 63 МВА. Обслуживание подстанции осуществляет постоянный дежурный персонал. Для расчета электрической нагрузки на подстанции в дипломном проекте использованы данные, полученные на основании контрольных замеров в период зимнего максимума за 2006 и 2007 годы. Данный расчет электрической нагрузки позволит определить степень загруженности силовых автотрансформаторов.

Подстанция Лена находится в процессе модернизации, поэтому в данном проекте целесообразно проверять как уже новое установленное, так и предлагаемое к установке оборудование. Таким образом, тема дипломного проекта актуальна. Проверка силового оборудования распределительных устройств высокого, среднего и низкого напряжения подстанции приведена в пятом разделе проекта, где для проверки на термическую и динамическую устойчивость были использованы токи короткого замыкания, для расчета которых использована программа «GTCURR». Расчет токов короткого замыкания приведен в четвертом разделе проекта.

Расчет параметров релейной защиты одного из рекомендуемых к установке автотрансформаторов мощностью 125 МВА производится в шестом разделе дипломного проекта.

В специальном вопросе дипломного проекта разработана универсальная физическая модель для испытания компьютерных защит. В основу физической модели положена линия электропередачи, напряжением 35 кВ.

1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ПРОЕКТИРОВАНИЯ

1.1 Общие сведения о подстанции «Лена»

Подстанция «Лена» была построена в 1975г для электроснабжения строительства и эксплуатации Байкало-Амурской железнодорожной магистрали, потребителей Усть-Кутского и Киренского районов и города Усть-Кута. Она предназначена для дальнейшего распределения электроэнергии, связана линиями электропередачи с подстанциями Осетрово, Усть-Кут, Подымахино, Причал, Лесная, Нефтебаза.

Подстанция «Лена» является структурным подразделением Северных электрических сетей. Располагается подстанция в городе Усть-Куте Иркутской области, на северной его окраине.

В настоящее время подстанция «Лена» используется на напряжения 220, 110, 35 и 6 кВ. Основные потребители, запитанные от подстанции «Лена» по степени надежности относятся ко всем категориям надежности (I категория - 10 %, II категория - 50 %, III категория - 40%).

Первая категория - электроприемники, нарушение электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, нарушение функционирования особо важных элементов городского хозяйства и т.п. Эти электроприемники должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания, и перерыв в их электроснабжении может быть допущен только на время автоматического ввода резервного питания.

Питание особой группы потребителей 1 категории вообще не допускает перерыва даже на время АВР и требует установки третьего независимого источника. К таким источникам могут относиться специальные аккумуляторные батареи, инерционные установки, местные электростанции и т.д.

Вторая категория - электроприемники, перерыв электроснабжения которых связан с массовым недоотпуском продукции, простоем рабочих, механизмов и т.п. Эти электроприемники рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых источников питания, при этом допустим перерыв электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания дежурным персоналом или выездной бригадой.

Третья категория - все остальные электроприемники. Электроснабжение этих электроприемников может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента сети, не превышают 1 суток.

1.2 Описание района размещения подстанции

Подстанция расположена в зоне резко континентального климата:

- абсолютный минимум - минус 54єС;

- абсолютный максимум - 38 єС;

- скорость ветра повторяемостью раз в 5 лет - 23 м/сек;

- район по гололедности - I;

- толщина стенки гололеда - 15 мм;

- глубина сезонного промерзания грунта - 3 м.

- сейсмичность площадки подстанции - 6 баллов.

- число грозовых часов в году - до 40 часов

1.3 Электрическая схема подстанции

Электрическая часть подстанции включает в себя разнообразное основное и вспомогательное оборудование. К основному оборудованию, предназначенному для передачи и распределения электроэнергии, относятся:

- сборные шины, предназначенные для приема электроэнергии и распределения ее к потребителям;

- коммутационные аппараты;

- выключатели, предназначенные для включения и отключения цепей в нормальных и аварийных условиях;

- разъединители, предназначенные для снятия напряжения с обесточенных частей электроустановок и для создания видимого разрыва цепи.

Вспомогательное оборудование предназначено для выполнения функций измерения, сигнализации, защиты и автоматики и т.д.

На подстанции «Лена» установлено следующее оборудование:

- два автотрансформатора АТДЦТН - 63000/220 с устройством РПН;

- два трансформатора ТДТН-25000/110;

- один трансформатор ТРДН-40000/110/6/6;

- высоковольтные выключатели:

сторона 220 кВ: У-220-2000-У1;

сторона 110 кВ: МПК-110м-1000;

сторона 35 кВ: ВМД-35-630;

сторона 6 кВ: ВМПЭ-10-3000, BB/TEL-10-630, BB/TEL-10-1600

- разъединители РНДЗ-220 (110)-1000, РЛНД-35-630;

- разрядники вентильные;

- ограничители перенапряжений;

- трансформаторы напряжения;

- трансформаторы тока;

- устройства релейной защиты и автоматики;

- устройства ВЧ-связи.

Схема электрических соединений подстанции должна обеспечивать надежное электроснабжение присоединенных потребителей и надежный транзит мощности через подстанцию в нормальных, ремонтных и послеаварийных режимах. Главными признаками, определяющими тип подстанции, являются её местоположение, назначение и роль в энергосистеме, число и мощность установленных трансформаторов, их тип и высшее напряжение.

Схема электрических соединений распределительного устройства 220 кВ - «Мостик с выключателями в цепях автотрансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны линий». На стороне 110 кВ - «схема с двойной системой шин и обходной». На стороне 35 и 6 кВ - «одна рабочая, секционированная выключателем, система шин».



1.4 Схема внешнего электроснабжения подстанции

Сети, обслуживаемые подстанцией, делятся на питающие и распределительные.

Питающие сети предназначены для передачи электроэнергии от подстанции системообразующей сети подстанциям других районов и используются на напряжение 110-220 кВ. Питание подстанции «Лена» осуществляется по двум линиям 220 кВ от подстанции «Коршуниха» и подстанции «Якурим». В свою очередь подстанции «Коршуниха» и «Якурим» получают питание в основном от Усть-Илимской ГЭС.

Питающие линии 220 кВ присоединены к шинам ОРУ-220 кВ. С ОРУ-220 кВ через два автотрансформатора АТ-1 и АТ-2 получает питание ОРУ-110 кВ, которое также имеет присоединения воздушными линиями напряжением 110 кВ: на подстанцию «Осетрово» - 2 линии; на подстанцию «Усть-Кут» - 1 линия; на подстанцию «Подымахино» - 1 линия; на подстанцию «Причал» - 1 линия.

Распределительные сети предназначены для передачи электроэнергии на небольшие расстояния от шин 6-35 кВ к промышленным, городским и сельским потребителям. С ОРУ-35 кВ электроэнергия распределяется по воздушным линиям на такие городские ТП: Город; Нефтебаза; Лесная. С РУ-6 кВ электроэнергия распределяется: на Больничный комплекс, Стадион, Судоверфь, ТП-1-4 и т.д.

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНЫХ НАГРУЗОК

Важнейшей предпосылкой рационального выбора электроснабжения является правильное определение расчетных нагрузок, в зависимости от которых устанавливаются параметры всех элементов подстанции.

Электрическая нагрузка - величина, характеризующая потребление мощности отдельными приемниками или потребителями электроэнергии. При проектировании и эксплуатации систем и сетей основными являются три вида нагрузок: активная мощность, реактивная мощность и ток.

В практике проектирования систем электроснабжения применяют различные методы определения электрических нагрузок, которые подразделяются на основные и вспомогательные. В первую группу входят методы расчета по:

- установленной мощности и коэффициенту спроса. Определение расчетной силовой нагрузки по установленной мощности и коэффициенту спроса является приближенным методом расчета, поэтому его применение рекомендуют для предварительных расчетов и определения общезаводских нагрузок;

- средней мощности и отклонению расчетной нагрузки от средней (статический метод). Статический метод позволяет определить расчетную нагрузку с любой принятой вероятностью ее появления. Применение этого метода целесообразно определения нагрузок по отдельным группам и узлам приемников электроэнергии напряжением до 1кВ;

- средней мощности и коэффициенту формы графика нагрузок, данный метод может применяться для определения расчетных нагрузок цеховых шинопроводов, на шинах низшего напряжения цеховых трансформаторных подстанций, на шинах РУ-10кВ;

- средней мощности и коэффициенту максимума (метод упорядоченных диаграмм). В методе упорядоченных диаграмм принята допустимая для инженеров погрешность, равная 10%. Однако на практике она составляет 20-40% и поэтому применение данного метода требует тщательного анализа исходных данных и результатов расчета.

Вторая группа включает в себя методы расчета по:

- удельному расходу электроэнергии на единицу продукции при заданном объеме выпуска продукции за определенный период времени (используется для определения нагрузок ряда приемников характеризующихся неизменными или малоизменяющимися графиками нагрузок (электроприводы вентиляторов, насосов, преобразовательных агрегатов, печи сопротивления и другие));

- удельной нагрузке на единицу производственной площади. Целесообразно применять для определения расчетной нагрузки на стадии проектного задания, при технико-экономическом сравнении вариантов, а также для других ориентировочных расчетов.

Нагрузки существующих предприятий допускается принимать по данным фактических замеров, с учетом планов развития предприятия и естественного увеличения нагрузок.

В данном проекте для дальнейших расчетов нагрузки принимаем по данным контрольных замеров в часы пик зимнего периода за 2006-2007 годы. Данные о нагрузках приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1

Максимальная нагрузка трансформаторов за 2007 год.

Наименование присоединений	Номинальная мощность	ДР, МВт	ДQ, МВар	U, кВ	Р, МВт	Q, МВар	S, МВА	I, А
1	2	3	4	5	6	7	8	9
АТ-1 обм 220 обм 110 обм 10	63	0,098	3,495	224	42,1	19,5	46,4	120
	63	-	-	113	42	16	44,9	230
	-	-	-	-	-	-	-	откл
АТ-2 обм 220 обм 110 обм 10	63	0,119	2,544	226	33,2	14,7	36,3	93
	63	-	-	116	33	12	35,1	175
	-	-	-	-	-	-	-	откл
Т-3 обм 110 обм 35 обм 6	25	0,031	0,917	113	12,8	6,1	14,2	72
	25	-	-	36	2,2	1,3	2,5	40
	25	-	-	6,2	10,5	3,8	11,21	1044
Т-4 обм 110 обм 35 обм 6	25	0,119	0,355	116	8,1	5	9,5	47
	25	-	-	36,2	8,1	4,6	9,26	148
	25	-	-	6,2	-	-	-	откл
Т-5 обм 110 обм 6 обм 6	40	0,016	0,568	116	7,4	2,9	7,9	39
	20	-	-	6,1	7,3	2,2	7,66	725
	20	-	-	6,1	-	-	-	откл

Таблица 2.2.

Максимальная нагрузка трансформаторов за 2006 год.

Наименование присоединений	Номинальная мощность	ДР, МВт	ДQ, МВар	U, кВ	Р, МВт	Q, МВар	S, МВА	I, А
АТ-1 обм 220 обм 110 обм 10	63	0,081	2,887	230	45,03	23,08	50,6	127
	63	-	-	116	44,9	22	50	250
	-	-	-	-	-	-	-	откл
АТ-2 обм 220 обм 110 обм 10	63	0,095	2,022	228	43,25	22,17	48,6	123
	63	-	-	115	43,1	20,5	47,7	239
	-	-	-	-	-	-	-	откл
Т-3 обм 110 обм 35 обм 6	25	0,017	0,49	116	8,7	4,8	9,9	50
	25	-	-	36,3	1,1	0,8	1,3	21
	25	-	-	6,4	7,5	3,4	8,27	746
Т-4 обм 110 обм 35 обм 6	25	0,022	0,42	116	8,4	6,1	10,4	53
	25	-	-	36,5	8,4	5,6	10,07	159
	25	-	-	6,4	-	-	-	откл
Т-5 обм 110 обм 6 обм 6	40	0,016	0,568	116	7,4	2,9	7,9	40
	20	-	-	6,2	7,3	2,2	7,66	713
	20	-	-	6,2	-	-	-	откл

Анализируя данные, представленные в таблицах 2.1 - 2.2, видно, что максимальная нагрузка составляет 99,2 МВА. В недалеком будущем к подстанции «Лена» планируется подключение ряда новых потребителей, таких как нефтеперекачивающая станция, лесоперерабатывающий комплекс. По предварительным подсчетам мощность перспективной нагрузки будет составлять 51 МВА. Следовательно, суммарная нагрузка, присоединенная к шинам 110 кВ, составляет 150,2 МВА.

3. ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ ПОДСТАНЦИИ

Выбирая трансформаторы связи с системой, необходимо учитывать требования надежности станции с системой электроснабжения потребителей. Трансформаторы связи должны обеспечивать надежную работу станции, как в нормальном, так и в режиме отключения одного из трансформаторов для планово-предупредительного ремонта и в аварийном режиме. Обычно для связи с системой устанавливают несколько трансформаторов.

В качестве трансформаторов связи на подстанции «Лена» установлены два автотрансформатора связи с системой. Их параметры приведены в табл. 3.1.

Таблица 3.1.

Установленные автотрансформаторы.

Тип и мощность тр-ров МВА

Напряж. обм., кВ

Потери, кВт

Uкз %

Iхх, %

ВН

СН

НН

Рхх

Ркз

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

А

Б

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

АТДЦТН-63

230

121

11

37

45

200

160

140

11

35

22

0,5

В настоящий момент автотрансформаторы подстанции «Лена» работают с коэффициентом загрузки:

где - максимальная нагрузка подстанции, МВА;

- номинальная мощность автотрансформатора, МВА;

- количество трансформаторов.

Коэффициент загрузки в аварийном режиме:

Следует отметить, что к подстанции планируется подключение новых потребителей, мощность которых составляет примерно 51 МВА.

Ожидаемый коэффициент загрузки при этом составит:

,

где - суммарная максимальная ожидаемая мощность, МВА;

- номинальная мощность трансформатора, МВА;

- количество трансформаторов.

Коэффициент загрузки в аварийном режиме:

Из расчетов видно, что существующие трансформаторы будут работать с перегрузкой. В связи с этим, требуется увеличение мощности автотрансформаторов.

По вышеизложенным данным выберем автотрансформаторы.

Предлагается следующий вариант решения технического вопроса повышения мощности: установка двух автотрансформаторов большей мощности (замена существующих автотрансформаторов АТДЦТН-63000/220 на новые АТДЦТН-125000/220), при этом величина коэффициента загрузки каждого автотрансформатора (согласно расчету) составит:



Коэффициент перегрузки в аварийном режиме:

Параметры выбранных автотрансформаторов приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2.

Предлагаемые автотрансформаторы.

Тип и мощность тр-ров МВА

Напряж. обм., кВ

Потери, кВт

Uкз %

Iхх, %

ВН

СН

НН

Рхх

Ркз

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

А

Б

ВН-СН

ВН-НН

СН-НН

АТДЦТН-125

230

121

11

75

85

315

280

275

11

45

28

0,5

Из расчетов видно, что автотрансформаторы будут работать с нормальными коэффициентами загрузки, следовательно, данный вариант близок к оптимальному.

4. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

4.1 Общие сведения о коротких замыканиях

Основной причиной нарушения нормального режима работы системы электроснабжения является возникновение КЗ в сети или в элементах электрооборудования вследствие повреждения изоляции или неправильных действий обслуживающего персонала. Короткими замыканиями называют замыкания между фазами (фазными проводниками электроустановки), замыкания фаз на землю (нулевой провод) в сетях с глухо- и эффективно заземленными нейтралями, а также витковые замыкания в электрических машинах. Для снижения ущерба, обусловленного выходом из строя электрооборудования при протекании токов КЗ, а также для быстрого восстановления нормального режима работы системы электроснабжения необходимо правильно определять токи КЗ и по ним выбирать электрооборудование, защитную аппаратуру и средства ограничения токов КЗ.

При возникновении КЗ имеет место увеличение токов в фазах системы электроснабжения или электроустановок по сравнению с их значением в нормальном режиме работы. В свою очередь, это вызывает снижение напряжений в системе, которое особенно велико вблизи места КЗ.

В трехфазной сети различают следующие виды КЗ: трехфазные, двухфазные, однофазные и двойные замыкания на землю.

Трехфазные КЗ являются симметричными, так как в этом случае все фазы находятся в одинаковых условиях. Все остальные виды КЗ являются несимметричными, поскольку при каждом из них фазы находятся не в одинаковых условиях и значения токов и напряжений в той или иной мере искажаются.

Наиболее распространенным видом КЗ являются однофазные КЗ в сетях с глухо- и эффективно заземленной нейтралью. Значительно реже возникают двойные замыкания на землю, т.е. одновременное замыкание на землю разных фаз в различных точках сети, работающей с изолированной нейтралью.

Расчетным видом КЗ для выбора или проверки параметров электрооборудования обычно считают трехфазное КЗ. Однако для выбора или проверки уставок релейной защиты и автоматики требуется определение и несимметричных токов КЗ.

Расчет токов КЗ с учетом действительных характеристик и действительных режимов работы всех элементов системы электроснабжения сложен. Поэтому для решения большинства практических задач вводят допущения, которые не дают существенных погрешностей:

- не учитывается сдвиг по фазе ЭДС различных источников питания, входящих в расчетную схему;

- трехфазная сеть принимается симметричной;

- не учитываются токи нагрузки;

- не учитываются емкости, а, следовательно, и емкостные токи в воздушной и кабельной сетях;

- не учитывается насыщение магнитных систем, что позволяет считать постоянными и не зависящими от тока индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи;

- не учитываются токи намагничивания трансформаторов.

4.2 Общие сведения о программе “GTCURR”

В данном дипломном проекте для расчета токов КЗ используется компьютерная программа «GTCURR», разработанная на кафедре “Электрические станции” Московского Энергетического института. Программа предназначена для расчета токов КЗ в цепях с элементами типа: система, линия, трансформатор, генератор, реактор, асинхронный двигатель, синхронный двигатель, обобщенная нагрузка с целью выбора и проверки электрооборудования и проводников электростанций, подстанций и электрических сетей. Она обеспечивает расчет периодической составляющей тока КЗ с учетом активных сопротивлений элементов сети, расчет эквивалентной постоянной времени затухания апериодической составляющей и ударного тока КЗ.

Ввод расчетной схемы осуществляется в графическом режиме с использованием проблемно-ориентированного меню, которое значительно облегчает работу с программой.

На основании расчетов программой формируется протокол, который содержит параметры всех элементов расчетной схемы. Кроме введенных параметров для каждого элемента выводятся параметры схемы замещения, рассчитанные при базисной мощности S_Б=1000 МВА. После описания схемы в протоколе фиксируются значения токов в каждой расчетной точке. При этом указываются периодическая составляющая и ударный ток от каждого элемента, примыкающего к точке КЗ, и их результирующее значение. Кроме того, для результирующего тока выдаются эквивалентные активное и реактивное сопротивления и постоянная времени.

4.3 Расчет токов короткого замыкания с помощью программы «GTCURR»

Для расчета используем параметры силовых трансформаторов, а также на основании собранных данных по энергорайону известна мощность короткого замыкания на шинах 220, 110 кВ. Она составляет 1374,38 МВА для шин 220 кВ и 709,1 МВА для шин 110 кВ соответственно.

4.3.1 Расчет токов трехфазного КЗ в максимальном режиме

Рис. 4.1. Расчетная схема электрической сети

Используя расчетную схему, составляется расчетная схема замещения, представленная на рис. 4.2.

Рис. 4.2. Схема замещения сети

Протокол расчета программы приведен в приложении 1. Результаты расчета приведены в таблице 4.1.

Таблица 4.1.

Результаты расчёта токов трехфазного КЗ в максимальном режиме

Точка КЗ	Место КЗ	Ток КЗ
		, кА	, кА
К1	Сторона 220 кВ	4,8	12,28
К2	Сторона 110 кВ	7,85	20,36
К3	Сторона 35 кВ	3,22	8,61
К4	Сторона 35 кВ	3,22	8,61
К5	Сторона 10 кВ	18,5	50,97
К6	Сторона 10 кВ	18,5	50,97
К7	Сторона 6 кВ	20,93	55,47
К8	Сторона 6 кВ	11,75	31,46

4.3.2 Расчет токов трехфазного КЗ в минимальном режиме

Рис. 4.3. Расчетная схема электрической сети

Рис. 4.4. Схема замещения сети

Протокол расчета программы приведен в приложении 2. Результаты расчета приведены в таблице 4.2.

Таблица 4.2.

Результаты расчёта токов трехфазного КЗ в минимальном режиме

Точка КЗ	Место КЗ	Ток КЗ
		, кА	, кА
1	2	3	4
К1	Сторона 220 кВ	2,72	6,96
К2	Сторона 110 кВ	4,78	12,34
К3	Сторона 35 кВ	2,97	7,91
К4	Сторона 35 кВ	2,97	7,91
К5	Сторона 10 кВ	16,19	44,22
К6	Сторона 10 кВ	16,19	44,22
К7	Сторона 6 кВ	11,14	29,74
К8	Сторона 6 кВ	11,14	29,74

4.3.3 Расчет токов двухфазного КЗ в максимальном режиме

Ток двухфазного КЗ рассчитывается по следующей формуле:

,

где Х - суммарное сопротивление системы до точки КЗ (в данном случае сопротивление обратной последовательности равно сопротивлению прямой Х_1с=Х_2с).

Короткое замыкание в точке К1:

кА;

Короткое замыкание в точке К2:

кА;

Короткое замыкание в точке К3:

кА;

Короткое замыкание в точке К4:

кА;

Короткое замыкание в точке К5:

кА;

Короткое замыкание в точке К6:

кА;

Короткое замыкание в точке К7:

кА.

Короткое замыкание в точке К8:

кА.

4.3.3 Расчет токов двухфазного КЗ в минимальном режиме

Короткое замыкание в точке К1:

кА;

Короткое замыкание в точке К2:

кА;

Короткое замыкание в точке К3:

кА;

Короткое замыкание в точке К4:

кА;

Короткое замыкание в точке К5:

кА;

Короткое замыкание в точке К6:

кА;

Короткое замыкание в точке К7:

кА.

Короткое замыкание в точке К8:

кА.

5. ПРОВЕРКА СИЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПОДСТАНЦИИ

5.1 Общие положения по проверке силового оборудования

Электрические аппараты распределительных устройств должны надёжно работать как в нормальном режиме, так и при возможных отклонениях от него. При проектировании электрических установок все аппараты и токоведущие части выбирают по условиям длительности работы при нормальном режиме и проверяют по условиям работы при коротких замыканиях. Все аппараты и токоведущие части подвергаются динамическому и термическому воздействию токов КЗ. За расчётное принимают трёхфазное КЗ. Электродинамическая стойкость характеризуется максимально допустимым током аппарата i_max, который должен быть равен или больше расчётного ударного тока трёхфазного КЗ.

Проверка на термическую стойкость сводится к определению наибольшей температуры нагрева их токами КЗ, для чего необходимо знать расчётное время действия тока КЗ и время отключения КЗ t_ОТК. В эту величину входит время действия релейной защиты t_З и полное время отключения выключателей t_В : t_ОТК= t_З+t_В.

Значения t_З и t_В приведены в справочниках по выключателям и релейной защите. Чаще всего принимается t_В=0.08c как для быстродействующих выключателей и t_З=0,02с (t_ОТК= t_З+t_В=0,02+0,08=0,1с).

Для проверки на термическую стойкость нужно определить величину В_К теплового импульса короткого замыкания, характеризующего количество тепла, выделяющегося в аппарате и проводнике за время отключения.

Проводники и аппараты, выбранные для мощных присоединений по условиям длительного режима и динамической стойкости, имеют значительные запасы по термической стойкости. Проверка высоковольтного оборудования производится по следующим условиям [2]:

U_уст ? U_н,(5.1)

где U_уст - расчетная величина напряжения, кВ;

U_н- номинальное напряжение, кВ.

Iраб.форс ? Iдл.н,(5.2)

где I_{раб.форс} - максимальный длительный ток, А;

I_дл.н- номинальный ток, А.

Проверка выбранных аппаратов на электродинамическую стойкость производится по трехфазному току КЗ, дающему наибольшее электромеханическое усилие между проводниками в начальный момент КЗ. Стойкость оборудования к термическому (тепловому) действию тока КЗ также проверяется по трехфазному току КЗ.

I_по ? Iпр.с,(5.3)

где I_по- начальное значение периодической составляющей тока КЗ, кА;

I_пр.с- предельный сквозной ток (действующее значение периодической составляющей), кА.

i_уд ? i_пр.с,(5.4)

где i_уд- ударный ток (максимальное мгновенное значение тока КЗ - наступает через 0,01 с момента возникновения КЗ), кА;

i_пр.с- предельный сквозной ток (наибольший пик), кА.

I_по ? I_откл.н,(5.5)

где I_откл.н- номинальный ток отключения, кА.

,(5.6)

где i_а- апериодическая составляющая тока КЗ, кА;

в- номинальное относительное содержание апериодической составляющей.

,(5.7)

где t- время действия тока КЗ, с;

T_a- постоянная времени, с.

t = t_з + t_в,(5.8)

где t_з- время действия релейной защиты, равное 0,02 с;

t_в- полное время отключения выключателя, с.

В_к ? ,(5.9)

где В_к- тепловой импульс, кА²·с;

I_тн- ток термической стойкости, кА;

t_тн- допустимое время действия тока термической стойкости, с.

.(5.10)

i_уд ? Iэл.дин,(5.11)

где I_эл.дин- ток электродинамической стойкости, кА.

При выборе выключателей используются условия 5.1 ч 5.10,5.11; разъединителей - 5.1 ч 5.4,5.9, 5.11.

Контроль за режимом работы основного и вспомогательного оборудования на подстанциях осуществляется с помощью контрольно - измерительных приборов. В зависимости от характера объекта и структуры его управления место размещения и количество контрольно - измерительных приборов могут сильно отличаться на различных подстанциях. Трансформаторы тока (ТТ) для питания измерительных приборов и устройств релейной защиты и автоматики (РЗ и А) выбирают по 5.1, 5.2 и вторичному току. Проверка осуществляется по условиям 5.9,5.11 и по классу точности. Работа ТТ в заданном классе точности обеспечивается, если его номинальная нагрузка вторичной цепи S2н больше или равна расчётной S2:

S2 ? S2н (5.12)

S2 = I2н² · (УZпр + Rпров + Rконт),(5.13)

гдеУZ_пр- сумма сопротивлений последовательно включённых обмоток приборов, Ом;

R_пров- сопротивление контактов, принимается равным 0,1 Ом;

R_конт- сопротивление соединительных проводов, Ом

УZпр = Sпр/ I2н²,(5.14)

гдеS_пр- общая нагрузка приборов.

Исходя из располагаемой мощности ТТ определяется минимальное сечение соединительных проводов:

,(5.15)

где S_min- минимальное сечение проводов, мм²;

с- удельное сопротивление провода, Ом·м;

Z_2н- номинальная нагрузка вторичной цепи ТТ, Ом;

l_расч- расчётная длина проводов [2], м.

Сечение соединительных проводов по условию механической прочности не должно быть меньше 2,5 мм² для алюминиевых жил и не больше 6 мм².

К ТТ подсоединяются следующие приборы: амперметр, ваттметр, счётчик активной энергии. Трансформаторы напряжения (ТН) для питания измерительных приборов и устройств РЗ и А выбирают по (5.1) и по классу точности. Работа ТН в заданном классе точности обеспечивается, если выполняется условие (5.12), где за S2н принимают мощность всех трёх фаз для ТН, соединённых по схеме звезды, и удвоенную мощность однофазного ТН с соединением обмоток по схеме открытого треугольника.

Сечение проводов в цепях ТН определяется по допустимой потере напряжения. Согласно [2] потеря напряжения от ТН до счетчиков технического учета и до щитов измерительных приборов должна быть не более 1,5% при нормальной нагрузке. Для упрощения расчетов при учебном проектировании можно принимать сечение проводов по условию механической прочности 2,5 мм² для алюминиевых жил.

К ТН подсоединяются следующие приборы: вольтметр, ваттметр, счётчик активной энергии.

Расчётную мощность с учётом коэффициентов мощности приборов определяют по формуле:

(5.16)

5.2 Проверка высоковольтных выключателей

В соответствии с ГОСТ 687-70 для проверки выключателей необходимо иметь следующие токи КЗ: начальный периодический ток I_по; ударный ток i_УД; периодический I_п и апериодический i_а, отключаемые к моменту размыкания дугогасительных контактов выключателя.

Исходя из п.2 вычислим расчетные токи:

Расчётный ток на шинах 220 кВ подстанции приближенно может быть принят:

Расчётный ток на шинах 110 кВ подстанции равен:

Расчетный ток на шинах 35 кВ:

Расчетный ток на шинах 6 кВ:

Выключатели проверяем в табличной форме:

Таблица 5.1.

Проверка установленных выключателей на шинах 220 кВ

Расчётные величины	Каталожные данные выключателя типа У-220-2000-У1	Условия проверки
UУСТ = 220 кВ	UH = 220 кB
IРАСЧ = 394 А	IHOM =2000 A
IП0 = 4,8 кА	IПР.С. = 25 кA
iУД = 12,28 кА	iПР.С. = 64 кА
IП0 = 4,8 кА	IОТКЛ.Н. = 25 кА
8,068кА	0,25
ВК = 3,69 кА2с	IТН2·tТН=252·3 кА2·с

По результатам проверки по всем условиям проходит установленный на подстанции масляный выключатель типа У-220-2000-У1. Следует принять во внимание, что данные выключатели были установлены на подстанции более 25 лет назад и физически устарели, поэтому предлагаю к установке новые элегазовые выключатели марки 242PMR40-20, результаты проверки которых приведены в таблице 5.2.

Таблица 5.2.

Проверка рекомендуемых к установке выключателей на шинах 220 кВ

Расчётные величины	Каталожные данные выключателя типа 242PMR40-20	Условия проверки
UУСТ = 220 кВ	UH = 220 кB
IРАСЧ = 394 А	IHOM = 2000 A
IП0 = 4,8 кА	IПР.С. = 25 кA
iУД = 12,28 кА	iПР.С. = 63 кА
IП0 = 4,8 кА	IОТКЛ.Н. = 25 кА
8,068кА	0,25
ВК = 3,69 кА2с	IТН2·tТН=252·3 кА2·с

Таким образом, рекомендуемые к установке выключатели проходят по условиям длительной работы при нормальном режиме и по условиям работы при КЗ. Следовательно, для автотрансформаторов АТДЦТН-125000/220 на ОРУ-220 кВ выбираем выключатель типа 242PMR40-20.

Таблица 5.3.

Проверка установленных выключателей на шинах 110 кВ

Расчётные величины	Каталожные данные выключателя типа МПК-110М-1000-20У1	Условия проверки
UУСТ = 110 кВ	UH = 110 кB
IРАСЧ = 788 А	IHOM = 1000 A
IП0 = 7,85 кА	IПР.С. = 20 кA
iУД = 20,36 кА	iПР.С. = 52 кА
IП0 = 7,85 кА	IОТКЛ.Н. = 20 кА
13,202 кА	0,3
ВК = 9,86 кА2с	IТН2·tТН=202·3 кА2·с

По результатам проверки по всем условиям проходит установленный на подстанции масляный выключатель типа МПК-110М-1000-20У1. Следует принять во внимание, что данные выключатели были установлены на подстанции более 25 лет назад и физически устарели, поэтому предлагаю к установке новые элегазовые выключатели марки 145PM40-20, результаты проверки которых приведены в таблице 5.4.

Таблица 5.4.

Проверка рекомендуемых к установке выключателей на шинах 110 кВ

Расчётные величины	Каталожные данные выключателя типа 145РМ40-20	Условия проверки
UУСТ = 110 кВ	UH = 110 кB
IРАСЧ = 788 А	IHOM = 1000 A
IП0 = 7,85 кА	IПР.С. = 25 кA
iУД = 20,36 кА	iПР.С. = 63 кА
IП0 = 7,85 кА	IОТКЛ.Н. = 25 кА
13,202 кА	0,3
ВК = 9,86 кА2с	IТН2·tТН=252·3 кА2·с

Таким образом, рекомендуемые к установке выключатели проходят по условиям длительной работы при нормальном режиме и по условиям работы при КЗ. Следовательно, для автотрансформаторов АТДЦТН-125000/220 на ОРУ-110 кВ выбираем выключатель типа 145PM40-20.

Таблица 5.5.

Проверка установленных выключателей на шинах 35 кВ

Расчётные величины	Каталожные данные выключателя типа ВМД-35-630	Условия проверки
UУСТ = 35 кВ	UH = 35 кB
IРАСЧ = 194 А	IHOM = 630 A
IП0 = 3,22 кА	IПР.С. = 17 кA
iУД = 8,61 кА	iПР.С. = 40 кА
IП0 = 3,22 кА	IОТКЛ.Н. = 20 кА
5,41 кА	0,36
ВК = 1,66 кА2с	IТН2·tТН=202·3 кА2·с

По результатам проверки по всем условиям проходит установленный на подстанции масляный выключатель типа ВМД-35-630. Следует принять во внимание, что данные выключатели были установлены на подстанции более 25 лет назад и физически устарели, поэтому предлагаю к установке новые элегазовые выключатели с вакуумными дугогасящими камерами марки 48PM, результаты проверки которых приведены в таблице 5.6.

Таблица 5.6.

Проверка рекомендуемых к установке выключателей на шинах 35 кВ

Расчётные величины	Каталожные данные выключателя типа 48РМ	Условия проверки
UУСТ = 35 кВ	UH = 35 кB
IРАСЧ = 194 А	IHOM = 630 A
IП0 = 3,22 кА	IПР.С. = 17 кA
iУД = 8,61 кА	iПР.С. = 40 кА
IП0 = 3,22 кА	IОТКЛ.Н. = 17 кА
5,41 кА	0,36
ВК = 1,66 кА2с	IТН2·tТН=172·3 кА2·с

Таким образом, рекомендуемые к установке выключатели проходят по условиям длительной работы при нормальном режиме и по условиям работы при КЗ. Следовательно, для трансформаторов ТДТН-25000/115/38,5/6,6 на ОРУ-35 кВ выбираем выключатель типа 48PM.

Таблица 5.7.

Проверка установленных выключателей на шинах 6 кВ

Расчётные величины	Каталожные данные выключателя типа ВМПЭ-10-3000	Условия проверки
UУСТ = 6 кВ	UH = 10 кB
IРАСЧ = 1533 А	IHOM = 3000 A
IП0 = 20,93 кА	IПР.С. = 31,5 кA
iУД = 55,47 кА	iПР.С. = 81 кА
IП0 = 20,93 кА	IОТКЛ.Н. = 31,5 кА
35,19 кА	0,3
ВК = 70,09 кА2с	IТН2·tТН=31,52·3 кА2·с

Таким образом, существующие выключатели проходят по условиям длительной работы при нормальном режиме и по условиям работы при КЗ.

5.3 Проверка разъединителей

Разъединители проверяют по длительному номинальному току и номинальному напряжению, проверяют на термическую и динамическую устойчивости. Расчётные величины те же, что и для выключателей.

Таблица 5.8.

Проверка установленных разъединителей на стороне 220 кВ

Расчётные величины	Каталожные данные разъединителя типа РНДЗ-220-1000	Условия проверки
UУСТ = 220 кВ	UH = 220 кB
IРАСЧ = 394 А	IHOM = 1000 A
IП0 = 4,8 кА	IПР.С. = 100 кA
iУД = 12,28 кА	iПР.С. = 100 кА
ВК = 3,69 кА2с	кА2с

По результатам проверки по всем условиям проходит установленный на подстанции разъединитель типа РНДЗ-220-1000. Но ввиду того, что разъединители физически устарели, т.к срок их эксплуатации превышает 25 лет, предлагаю к установке новые разъединители марки РПД-2-220/1000-УХЛ1. Результаты проверки приведены в таблице 5.9.

Таблица 5.9.

Проверка рекомендуемых к установке разъединителей на стороне 220 кВ

Расчётные величины	Каталожные данные разъединителя типа РПД-2-220/1000-УХЛ1	Условия проверки
UУСТ = 220 кВ	UH = 220 кB
IРАСЧ = 394 А	IHOM = 1000 A
IП0 = 4,8 кА	IПР.С. = 102 кA
iУД = 12,28 кА	iПР.С. = 102 кА
ВК = 3,69 кА2с	кА2с

Предлагаемый к установке разъединитель проходит по всем условиям проверки.

Таблица 5.10.

Проверка установленных разъединителей на стороне 110 кВ

Расчётные величины	Каталожные данные разъединителя типа РНДЗ-110-1000	Условия проверки
UУСТ = 110 кВ	UH = 110 кB
IРАСЧ = 788 А	IHOM = 1000 A
IП0 = 7,85 кА	IПР.С. = 80 кA
iУД = 20,36 кА	iПР.С. = 80 кА
ВК = 9,86 кА2с	кА2с

По результатам проверки по всем условиям проходит установленный на подстанции разъединитель типа РНДЗ-110-1000.

Таблица 5.11.

Проверка установленных разъединителей на стороне 35 кВ

Расчётные величины	Каталожные данные разъединителя типа РЛНД-35-630	Условия проверки
UУСТ = 35 кВ	UH = 110 кB
IРАСЧ = 194 А	IHOM = 630 A
IП0 = 3,22 кА	IПР.С. = 63 кA
iУД = 8,61 кА	iПР.С. = 63 кА
ВК = 1,66 кА2с	кА2с

По результатам проверки по всем условиям проходит установленный на подстанции разъединитель типа РЛНД-35-630.

5.4 Проверка измерительных трансформаторов тока

Трансформаторы тока (ТТ) для питания измерительных приборов проверяют по номинальному первичному и вторичному токам, по классу точности и проверяют на термическую и динамическую устойчивость.

Таблица 5.12.

Проверка установленных ТТ на напряжение 220 кВ

Расчётные величины	Каталожные данные ТТ типа ТФЗМ-220-600/5	Условия проверки
UУСТ = 220 кВ	UH = 220 кB
IРАСЧ =394 А	Iдл.н. = 600 A
iУД = 12,28 кА	Iдин = 50 кА
ВК = 3,69 кА2с	кА2с

По результатам проверки по всем условиям проходит установленный на подстанции трансформатор тока типа ТФЗМ-220-600/5.

Класс точности ТТ по ПУЭ для присоединения счетчиков выбираем равным 0,5. Работа ТТ в заданном классе точности обеспечивается, если его номинальная нагрузка вторичной цепи S_2H больше или равна расчётной S₂:

,

где УZ_приб.- сумма сопротивлений последовательно включенных обмоток приборов;

R_пров.- сопротивление соединенных проводов;

R_конт.= 0,1- сопротивление контактов, если имеется более трех приборов.

К ТТ подсоединяются следующие приборы: амперметр, ваттметр, счётчик активной и реактивной энергии.

Таблица 5.13.

Подсчет нагрузки ТТ

Наименование прибора	Тип прибора	Нагрузка трансформатора тока, ВА
		Фаза А	Фаза Б	Фаза С
Амперметр	Э-335	1,5	-	1,5
Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
Счётчик активной энергии	САЗ-И680	2,5	-	2,5
Счётчик реактивной энергии	И-680М	2,5	-	2,5
ИТОГО:		7	-	7

Находим Z_приб.:

.

Зная вторичное сопротивление ТТ R_втор.=0,8 Ом, находим сопротивление соединительных проводов:

,

Нагрузка вторичной цепи:

.

Исходя из располагаемой мощности ТТ определяется минимальное сечение соединительных проводов:

( 4.5.)

где S_min - минимальное сечение проводов, мм²;

с - удельное сопротивление провода, Ом·м;

Z_2н - номинальная нагрузка вторичной цепи ТТ, Ом;

l_расч - расчётная длина проводов, м.

,

=> Соединительные провода для ТТ принимаются с номинальным сечением .

Таблица 5.14.

Проверка ТТ на напряжение 110 кВ

Расчётные величины	Каталожные данные ТТ типа ТВТ-110/50	Условия проверки
UУСТ = 110 кВ	UH = 110 кB
IРАСЧ = 788 А	Iдл.н. = 1000 A
S2=20 B·A	S2H=20 B·A
iУД = 20,36 кА	Iдин = 158 кА
ВК = 9,86 кА2с	кА2с

Таблица 5.15.

Подсчет нагрузки ТТ.

Наименование прибора	Тип прибора	Нагрузка трансформатора тока, ВА
		Фаза А	Фаза Б	Фаза С
Амперметр - 3шт	Э - 335	1,5	-	1,5
Ваттметр	Д - 335	0,5	-	0,5
Варметр	Д-365	0,5		0,5
ИТОГО:		2,5	-	2,5

Находим Z_приб.:

.

Зная вторичное сопротивление ТТ R_втор.=0,8 Ом, находим сопротивление соединительных проводов:

,

и определяем их минимальное сечение:

,

Соединительные провода для ТТ принимаются с номинальным сечением .

Нагрузка вторичной цепи:

.

Соединительные провода для ТТ принимаются с номинальным сечением .

Таблица 5.16.

Условия проверки ТТ на напряжение 35 кВ.

Расчётные величины	Каталожные данные ТТ типа ТФН-35	Условия проверки
1	2	3
UУСТ = 35 кВ	UH = 35 кB
IРАСЧ = 194 А	Iдл.н. = 600 A
S2=7,5B·A	S2H=8 B·A
iУД = 8,61 кА	Iдин = 134 кА
ВК = 1,66 кА2с	кА2с

По результатам проверки по всем условиям проходит установленный на подстанции трансформатор тока типа ТФН-35.

Таблица 5.17.

Подсчет нагрузки ТТ.

Наименование прибора	Тип прибора	Нагрузка трансформатора тока, ВА
		Фаза А	Фаза Б	Фаза С
Амперметр	Э - 335	0,5	-	0,5
Ваттметр	Д - 335	0,5	-	0,5
Варметр	Д-365	0,5		0,5
ИТОГО:		1,5	-	1,5

Находим Z_приб.:

.

Зная вторичное сопротивление ТТ R_втор.=0,3 Ом, находим сопротивление соединительных проводов:

,

и определяем их минимальное сечение:

,

где l_расч - расчётная длина проводов (для цепи РУ 35 кВ l_расч =50м=0,05км);

с=31,5 Ом·мм²/км - удельное сопротивление алюминия.

Нагрузка вторичной цепи:

.

Соединительные провода принимаются с номинальным сечением .

Таблица 5.18.

Проверка ТТ на напряжение 6 кВ

Расчётные величины	Каталожные данные ТТ типа ТВЛМ-10	Условия проверки
UУСТ = 6 кВ	UH = 10 кB
IРАСЧ = 1533 А	Iдл.н. = 3000 A
S2=20 B·A	S2H=20 B·A
iУД = 55,47 кА	Iдин = 100 кА
ВК = 70,09 кА2с	кА2с

По результатам проверки по всем условиям проходит установленный на подстанции трансформатор тока типа ТВЛМ-10.

Таблица 5.19.

Подсчет нагрузки ТТ.

Наименование прибора	Тип прибора	Нагрузка трансформатора тока, ВА
		Фаза А	Фаза Б	Фаза С
Амперметр	Э - 335	0,5	-	0,5
Ваттметр	Д - 335	0,5	-	0,5
Варметр	Д-365	0,5		0,5
ИТОГО:		1,5	-	1,5

Находим Z_приб.:

.

Зная вторичное сопротивление ТТ R_втор.=0,8 Ом, находим сопротивление соединительных проводов:

,

и определяем их минимальное сечение:

,

где l_расч - расчётная длина проводов (для линий 6-10 кВ l_расч =5м=0,005км);

с=31,5 Ом·мм²/км - удельное сопротивление алюминия.

Нагрузка вторичной цепи:

.

Соединительные провода принимаются с номинальным сечением .

5.5 Проверка измерительных трансформаторов напряжения

Таблица 5.20.

Проверка трансформатора напряжения на напряжение 220 кВ

Расчётные величины	Каталожные данные ТН типа НКФ-220	Условия выбора
UУСТ = 220 кВ	UH = 220 B
S2 = 35,7B·A	S2H = 400 B·A

По результатам проверки по всем условиям проходит установленный на подстанции трансформатор напряжения типа НКФ-220.

Работа ТН в заданном классе точности обеспечивается, если выполняется условие S2 ? S2н, где за S2н принимают мощность всех трёх фаз для ТН, соединённых по схеме звезды, и удвоенную мощность однофазного ТН с соединением обмоток по схеме открытого треугольника.

К ТН подсоединяются следующие приборы: вольтметр, ваттметр, счётчик активной и реактивной энергии.

Таблица 5.21.

Вторичная нагрузка ТН

Наименование прибора	Тип прибора	Число приборов	Мощность одной катушки,ВА	Число катушек	cosц	sinц	Общая потребляемая мощность
							Р,Вт	Q,Вар
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Вольтметр	Э-335	1	2	1	1	0	2	-
Счётчик активной энергии	И-680	1	2	2	0,38	0,925	4	9,7
Счётчик реактивной энергии	И-680М	1	2	2	0,38	0,925	4	9,7
Ваттметр	Н-348	1	10	2	1	0	20	-
ИТОГО:							30	19,4

Расчетную мощность с учетом коэффициентов мощности приборов определяют по формуле:

Сечение проводов в цепях ТН определяется по допустимой потере напряжения. Согласно [3] потеря напряжения от ТН до счетчиков технического учета и до щитов измерительных приборов должна быть не более 1,5% при нормальной нагрузке. Для упрощения расчетов при учебном проектировании можно принимать сечение проводов по условию механической прочности 2,5 мм² для алюминиевых жил [4].

Таблица 5.22.

Проверка трансформатора напряжения на напряжение 110 кВ

Расчётные величины	Каталожные данные ТН типа НКФ-110	Условия выбора
UУСТ = 110 кВ	UH = 110 B
S2 = 35,7 B·A	S2H = 400 B·A

По результатам проверки по всем условиям проходит установленный на подстанции трансформатор напряжения типа НКФ-110.

Таблица 5.23.

Наименование прибора	Тип прибора	Число приборов	Мощность одной катушки,ВА	Число катушек	cosц	sinц	Общая потребляемая мощность
							Р,Вт	Q,Вар
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Вольтметр	Э-335	1	2	1	1	0	2	-
Счётчик активной энергии	И-680	1	2	2	0,38	0,925	4	9,7
Счётчик реактивной энергии	И-680М	1	2	2	0,38	0,925	4	9,7
Ваттметр	Н-348	1	10	2	1	0	20	-
ИТОГО:							30	19,4

Вторичная нагрузка ТН

Расчетную мощность с учетом коэффициентов мощности приборов:

Сечение проводов к ТН по алюминию равно 2,5 мм².

Таблица 5.24

Трансформатор напряжения на напряжение 35 кВ.

Расчётные величины	Каталожные данные ТН типа ЗНОМ-35	Условия проверки
UУСТ = 35 кВ	UH = 35 B
S2 = 48,1B·A	S2H=150B·A

По результатам проверки по всем условиям проходит установленный на подстанции трансформатор напряжения типа ЗНОМ-35.

Таблица 5.25.

Вторичная нагрузка ТН.

Наименование прибора	Тип прибора	Число приборов	Мощность одной катушки,ВА	Число катушек	cosц	sinц	Общая потребляемая мощность
							Р, Вт	Q, Вар
Вольтметр	Э - 335	2	2	1	1	0	4	-
Счётчик активной энергии	И - 680	1	2	2	0,38	0,925	4	9,7
Частотометр	Э-372	2	3	1	1	0	6
Вольтметр регестрирую щий	Н-344	1	10	1	1	0	10
Ваттметр	Н-348	1	10	2	1	0	20	-
ИТОГО:							44	19,4

Расчетную мощность с учетом коэффициентов мощности приборов определяют по формуле:

Сечение проводов к ТН по алюминию равно 2,5 мм².

Таблица 5.26.

Трансформатор напряжения на напряжение 6 кВ.

Расчётные величины	Каталожные данные ТН типа НАМИ-6	Условия проверки
UУСТ = 6 кВ	UH = 6 B
S2 = 48,1B·A	S2H=150B·A

Таблица 5.25.

Вторичная нагрузка ТН.

Наименование прибора	Тип прибора	Число приборов	Мощность одной катушки,ВА	Число катушек	cosц	sinц	Общая потребляемая мощность
							Р, Вт	Q, Вар
Вольтметр	Э - 335	2	2	1	1	0	4	-
Счётчик активной энергии	И - 680	1	2	2	0,38	0,925	4	9,7
Частотометр	Э-372	2	3	1	1	0	6
Вольтметр регестрирую щий	Н-344	1	10	1	1	0	10
Ваттметр	Н-348	1	10	2	1	0	20	-
ИТОГО:							44	19,4

Расчетную мощность с учетом коэффициентов мощности приборов определяют по формуле:

Сечение проводов к ТН по алюминию равно 2,5 мм².

6. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА

6.1 Общие принципы выбора и размещения релейных защит

Системы электроснабжения -- это сложный производственный комплекс, все элементы которого участвуют в едином производственном процессе, основными специфическими особенностями которого являются быстротечность явлений и неизбежность повреждений аварийного характера -- коротких замыканий в электрических установках. Поэтому надежное и экономичное функционирование систем электроснабжения возможно только при широкой их автоматизации. Для этой цели используется комплекс автоматических устройств, состоящий из устройств автоматического управления и устройств автоматического регулирования.

Среди устройств автоматического управления первостепенное значение имеют устройства релейной защиты, действующие при повреждении электрических установок. Релейная защита нашла применение в системах электроснабжения раньше других устройств автоматического управления. Наиболее опасные и частые повреждения -- короткие замыкания между фазами электрической установки и короткие замыкания фаз на землю в сетях с глухозаземленными нейтралями. Возможны и более сложные повреждения, сопровождающиеся короткими замыканиями и обрывом фаз. В электрических машинах и трансформаторах наряду с указанными повреждениями возникают замыкания между витками одной фазы. Вследствие короткого замыкания нарушается нормальная работа системы электроснабжения с возможным выходом синхронных генераторов, компенсаторов и электродвигателей из синхронизма и нарушением режима работы потребителей. Опасность представляет также термическое и динамическое действие тока КЗ как непосредственно в месте повреждения, так и при прохождении его по неповрежденному оборудованию.

Для предотвращения развития аварии и уменьшения размеров повреждения при КЗ необходимо быстро выявить и отключить поврежденный элемент системы электроснабжения. В ряде случаев повреждение должно быть ликвидировано в течение долей секунды. Очевидно, что человек не в состоянии справиться с такой задачей. Определяют поврежденный элемент и воздействуют на отключение соответствующих выключателей устройства релейной защиты с действием на отключение. Основным элементом релейной защиты является специальный аппарат - реле.

Иногда в эксплуатации возникают ненормальные режимы, вызванные перегрузкой оборудования или внешними короткими замыканиями, возникающими в других элементах. При этом по неповрежденному оборудованию проходят значительные токи (сверхтоки), которые приводят к преждевременному старению изоляции, износу оборудования. Сверхтоки, вызванные внешними короткими замыканиями, устраняются после отключения поврежденного элемента собственной защитой. От сверхтоков перегрузки на соответствующем оборудовании должна предусматриваться защита, действующая на сигнал. При этом оперативный персонал принимает меры к разгрузке оборудования или к его отключению. При отсутствии постоянного дежурного персонала защита должна действовать на автоматическую разгрузку или отключение.

Устройства релейной защиты должны выполнять определеннные функции. Такими функциями являются срабатывание при повреждении защищаемого элемента системы электроснабжения (внутренние повреждения) и несрабатывание при коротких замыканиях за пределами этого элемента (внешние КЗ), а также в нормальных режимах. Иногда допускается срабатывание защиты и при внешних КЗ. На каждом элементе системы электроснабжения обычно устанавливают основную и резервную защиты. Основная защита предназначена для действия при КЗ в пределах всего защищаемого элемента с временем, меньшим, чем у других защит, а резервная защита работает вместо основной в случае ее отказа или вывода из работы. Такое резервирование называется ближним. К резервной защите обычно предъявляется требование срабатывать и при повреждениях на смежных элементах в случае отказа их собственных защит или выключателей. При этом резервная защита выполняет дальнее резервирование. В условиях эксплуатации в силу ряда причин защита может не справиться с заданными функциями: не сработать при повреждении в пределах защищаемого элемента (отказ срабатывания); сработать при внешних КЗ (излишнее срабатывание) и при отсутствии повреждений в системе электроснабжения (ложное срабатывание). Все эти неправильные действия называются отказом функционирования защиты. С целью ограничения отказов функционирования защите придаются определенные свойства. Основные из них селективность, устойчивость функционирования, надежность функционирования.

Под селективностью понимают высшее свойство релейной защиты, действующей на отключение, определять поврежденный элемент и отключать только его. Для релейной защиты, действующей на сигнал, селективность-это способность однозначно указывать место возникновения ненормального режима и конкретно элемент системы электроснабжения, требующий вмешательства персонала. На каждом элементе системы электроснабжения (генератор, трансформатор, линия и др.) устанавливается один или несколько комплектов релейной защиты, которые должны отключать защищаемый элемент при повреждениях в нем или подавать сигнал о ненормальном режиме защищаемого элемента. Если по принципу своего действия защита срабатывает только при КЗ на защищаемом элементе, то ее относят к защитам, обладающим абсолютной селективностью. Защиты, которые могут срабатывать как резервные при повреждении на смежном элементе, если это повреждение не отключается, называются относительно селективными.