Реконструкция релейной защиты и автоматики подстанции 220/110/10 кВ "Аргамак"

В_К = 69,84 кА² с

I²_ТЕР•t_ТЕР = 50²•1 = 2500 кА² с

Чтобы трансформатор тока работал в заданном классе точности, необходимо произвести проверку по вторичной нагрузке:

,

где z₂ - вторичная нагрузка трансформатора тока, Ом,

z_2НОМ - номинальная вторичная нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности, Ом.

Особенно важно проверить обмотку класса точности 0,5, так как в этом классе подключаются счетчики денежного расчета.

Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому им можно пренебречь и считать, что вторичное сопротивление чисто активное . Вторичная нагрузка r₂ состоит из сопротивления приборов r_ПРИБ, переходного сопротивления контактов r_К и сопротивления соединительных проводов r_ПРОВ:

.

Сопротивление приборов определяется по формуле

,

где S_ПРИБ - мощность, потребляемая приборами, ВА;

I₂ - вторичный номинальный ток трансформатора тока, I₂ = 5 А.

Для определения мощности приборов составляем схему включения трансформаторов тока и измерительных приборов (рисунок 2.12). Сеть 220 кВ работает с глухо заземленной нейтралью, и здесь замыкание одной фазы на землю является коротким, для защиты линии применяется дифференциально-фазная защита, поэтому для включения трансформаторов тока применяем схему полной звезды. Перечень необходимых приборов в цепи линии 220 кВ определяем по приложению таблице 4.11 /4/. Три амперметра, ваттметр и варметр с двусторонней шкалой, фиксирующий прибор, используемый для определения места КЗ, универсальный микропроцессорный счетчик электроэнергии, поскольку линии с двухсторонним питанием.



Рисунок 2.12 - Схема включения трансформаторов тока и приборов

Пользуясь схемой включения (рисунок 3.12) и каталожными данными приборов, выбираем наиболее загруженный трансформатор тока, для чего определяем нагрузку по всем фазам (таблица 2.9). Для этого суммируем мощности токовых обмоток приборов, включенных в данную фазу.

Таблица 2.9 - Вторичная нагрузка трансформаторов тока

Прибор	Тип	Нагрузка фазы, ВА
		А	В	С
Амперметр	Э-335	0,5	0,5	0,5
Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
Индикатор микропроцессорный фиксирующий	ИМФ-3Р	0,5	0,5	0,5
Счетчик эл. энергии универсальный	ЕА 05	2	2	2
Итого:	4,0	3,0	4,0

Из таблицы 2.9 видно, что наиболее загружены трансформаторы тока фаз А и С. Мощность, потребляемая приборами в этих фазах, S_ПРИБ = 4 ВА.

Тогда сопротивление приборов:

Ом.

Так как в наиболее загруженной фазе включены пять приборов, то сопротивление контактов принимается r_К = 0,1 Ом.

Сопротивление соединительных проводов r_ПРОВ зависит от их длины и сечения. Поскольку на стадии проектирования сечение соединительных проводов нам неизвестно, то проверка трансформатора тока по вторичной нагрузке заключается в определении минимально допустимого сечения проводов.

Чтобы трансформатор тока работал в заданном классе точности, необходимо выдержать условие

.

Приняв r₂ = z_2НОМ, определяем допустимое значение r_ПРОВ:

,

в каталоге на трансформатор тока задается номинальная нагрузка вторичной обмотки трансформатора тока в классе точности 0,5 в виде мощности S_2НОМ = 30 ВА, номинальное сопротивление определяем по формуле

,

Ом;

Ом.

Зная допустимое сопротивление проводов, можно определить сечение соединительных проводов

,

где - удельное сопротивление материала провода, ;

l_РАСЧ - расчетная длина соединительных проводов, м.

На подстанциях 220 кВ пункт 3.4.3/1/во вторичных цепях применяются провода с алюминиевыми жилами, удельное сопротивление алюминия = 0,0283.

Расчетная длина соединительных проводов l_РАСЧ зависит от схемы включения трансформаторов тока. Так как в цепях 220 кВ трансформаторы тока включены по схеме полной звезды, то согласно /4/ l_РАСЧ = l, где l - длина соединительных проводов от трансформатора тока до приборов в один конец, для цепей 220 кВ можно принять l = 100 м /4/.

Сечение соединительных проводов:

.

Согласно /4/ по условию механической прочности сечение алюминиевых жил должно быть не меньше 4 мм². Поэтому в качестве соединительных проводов принимаем контрольный кабель АВВГнг сечением 4 мм².

Выбор трансформаторов тока в цепи автотрансформаторов на стороне 220кВ

На автотрансформаторах трансформаторы тока ставятся аналогичные линиям, так как используем одинаковые выключатели на стороне 220кВ и трансформаторы тока с меньшим первичным током не обеспечивают правильной работы релейной защиты.

2.8.2 Выбор трансформаторов тока на стороне 110кВ подстанции

Выбор трансформаторов тока на стороне 110кВ аналогичен выбору трансформаторов тока на стороне220кВ. В выключателях типа ВГБУ-110 имеются встроенные трансформаторы тока типа ТВ-110. Эти трансформаторы имеют 4 вторичные обмотки с номинальным током 5А. Одна из обмоток имеет класс точности 0,5 и предназначена для подключения счётчиков, по которым ведутся денежные расчеты, для подключения измерительных приборов, а также три обмотки, используемые для релейной защиты с классами точности 10Р.

Расчетным током короткого замыкания является ток в точке К2. Произведем выбор ТТ для АТ так как у него самый большой рабочий ток на стороне 110 кВ. А для ВЛ 110 кВ примем ТТ такие же, как для АТ.

Сравнение расчетных и каталожных данных приведено в таблице 2.10.

Таблица 2.10 - Выбор трансформаторов тока

Расчетные данные	Каталожные данные
	ТВ-110-1200/5
uУСТ = 110 кВ	uНОМ = 110 кВ
IМАХ = 1049,7 А	I1НОМ = 1200 А
iУД = 92,42 кА	iДИН = 102 кА
ВК = 230,67 кА2 с	I2ТЕР•tТЕР = 502•3 = 7500 кА2 с

Чтобы трансформатор тока работал в заданном классе точности, необходимо произвести проверку по вторичной нагрузке:

,

где z₂ - вторичная нагрузка трансформатора тока, Ом,

z_2НОМ - номинальная вторичная нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности, Ом.

Особенно важно проверить обмотку класса точности 0,5, так как в этом классе подключаются счетчики денежного расчета.

Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому им можно пренебречь и считать, что вторичное сопротивление чисто активное . Вторичная нагрузка r₂ состоит из сопротивления приборов r_ПРИБ, переходного сопротивления контактов r_К и сопротивления соединительных проводов r_ПРОВ:

.

Сопротивление приборов определяется по формуле

,

где S_ПРИБ - мощность, потребляемая приборами, ВА;

I₂ - вторичный номинальный ток трансформатора тока, I₂ = 5 А.

Для определения мощности приборов составляем схему включения трансформаторов тока и измерительных приборов (рисунок 3.13). Сеть 110 кВ работает с эффективно заземленной нейтралью, и здесь замыкание одной фазы на землю является коротким, для защиты линии применяется дифференциально-фазная защита, поэтому для включения трансформаторов тока применяем схему полной звезды. Перечень необходимых приборов в цепи линии 110 кВ определяем по приложению таблице 4.11 /4/. Амперметр, ваттметр и варметр с двусторонней шкалой, фиксирующий прибор, используемый для определения места КЗ, универсальный микропроцессорный счетчик электроэнергии.

Рисунок 2.13 - Схема включения трансформаторов тока и приборов

Пользуясь схемой включения (рисунок 2.13) и каталожными данными приборов (см. таблицу П4.7 /4/), выбираем наиболее загруженный трансформатор тока, для чего определяем нагрузку по всем фазам (таблица 2.11). Для этого суммируем мощности токовых обмоток приборов, включенных в данную фазу.

Таблица 2.11 - Вторичная нагрузка трансформаторов тока

Прибор	Тип	Нагрузка фазы, ВА
		А	В	С
Амперметр	Э-335	0,5	-	-
Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
Варметр	Д-335	0,5	-	0,5
Индикатор микропроцессорный фиксирующий	ИМФ-3Р	0,5	0,5	0,5
Счетчик эл. энергии универсальный	ЕА 05	2	2	2
Итого:	4	2,5	3,5

Из таблицы 2.11 видно, что наиболее загружен трансформатор тока фазы А. Мощность, потребляемая приборами в фазе А, S_ПРИБ = 4 ВА.

Тогда сопротивление приборов:

Ом.

Так как в наиболее загруженной фазе включены пять приборов, то сопротивление контактов принимается r_К = 0,1 Ом.

Сопротивление соединительных проводов r_ПРОВ зависит от их длины и сечения. Поскольку на стадии проектирования сечение соединительных проводов нам неизвестно, то проверка трансформатора тока по вторичной нагрузке заключается в определении минимально допустимого сечения проводов.

Чтобы трансформатор тока работал в заданном классе точности, необходимо выдержать условие

.

Приняв r₂ = z_2НОМ, определяем допустимое значение r_ПРОВ:

,

в каталоге на трансформатор тока задается номинальная нагрузка вторичной обмотки трансформатора тока в классе точности 0,5 в виде мощности S_2НОМ = 30 ВА, номинальное сопротивление определяем по формуле

,

Ом;

Ом.

Зная допустимое сопротивление проводов, можно определить сечение соединительных проводов

,

где - удельное сопротивление материала провода, ;

l_РАСЧ - расчетная длина соединительных проводов, м.

На подстанциях 220 кВ пункт 3.4.3 /1/ во вторичных цепях применяются провода с алюминиевыми жилами, удельное сопротивление алюминия = 0,0283.

Расчетная длина соединительных проводов l_РАСЧ зависит от схемы включения трансформаторов тока. Так как в цепях 110 кВ трансформаторы тока включены по схеме полной звезды (см. рисунок 2.13), то согласно /4/ l_РАСЧ = l, где l - длина соединительных проводов от трансформатора тока до приборов в один конец, для цепей 110 кВ можно принять l = 50 м /4/.

Сечение соединительных проводов: .

Согласно /4/ по условию механической прочности сечение алюминиевых жил должно быть не меньше 4 мм². Поэтому в качестве соединительных проводов принимаем контрольный кабель АВВГнг сечением 4 мм².

2.8.3 Выбор трансформаторов тока на стороне НН подстанции

Выбор трансформаторов тока на стороне низшего напряжения производится аналогично выбору трансформаторов тока на стороне высшего напряжения. Расчетные токи продолжительного режима указаны в таблице 2.10, расчетным током короткого замыкания для всех присоединений на стороне НН подстанции является ток за реактором 22,12 кА. Тепловой импульс, выделяемый током короткого замыкания, в цепи понижающего трансформатора указан в таблице 2.5.

Выбор трансформаторов тока в цепи АТ на стороне НН

В шкафах КРУ типа КРУ-СЭЩ-63 /15/ с учетом выполнения условий устанавливаются трансформаторы тока типа ТОЛ-10-5000-0,5/5Р. Каталожные данные выбранного трансформатора тока указаны в /15/. Сравнение расчетных и каталожных данных приведено в таблице 2.11.

Таблица 2.11 - Выбор трансформаторов тока в цепи АТ на НН

Расчетные данные	Каталожные данные
	Трансформатор тока ТОЛ-10-5000-0,5/5Р
uУСТ = 10 кВ	uНОМ = 10 кВ
IМАХ = 69,3 А	I1НОМ = 5000 А
iУД = 56,3 кА	iДИН =100 кА
ВК =792,7 кА2 с	I2ТЕР•tТЕР = 202•3 = 1200 кА2 с

Для проверки выбранного трансформатора тока по вторичной нагрузке составляем схему включения трансформаторов тока и измерительных приборов (рисунок 2.14). Перечень измерительных приборов в цепи АТ на стороне НН определяется по таблице 4.11 /4/.

Рисунок 2.14 - Схема включения трансформаторов тока и приборов

Определяем нагрузку по фазам (таблица 2.12), пользуясь схемой включения (рисунок 2.14) и каталожными данными приборов (таблица П4.7 /4/), для выбора наиболее загруженного трансформатора тока.

Таблица 2.12 - Вторичная нагрузка трансформаторов тока

Прибор	Тип	Нагрузка фазы, ВА
		А	В	С
Амперметр	Э-335	0,5	-	-
Ваттметр	Д-335	0,5	-	0,5
Счетчик эл. энергии универсальный	ЕА 05	2	-	2
Итого:	3	-	2,5

По данным таблицы 2.12 видно, что наиболее загруженной является фаза А, мощность приборов в этой фазе S_ПРИБ = 3 ВА.

Сопротивление приборов

Ом.

Во вторичную обмотку наиболее загруженного трансформатора тока включены три прибора, поэтому, согласно /4/, сопротивление контактов принимается r_К = 0,05 Ом.

По каталогу номинальная нагрузка вторичной обмотки трансформатора тока в классе точности 0,5 S_2НОМ = 20 ВА, номинальное сопротивление определяем по формуле:

Ом.

Допустимое сопротивление проводов:

Ом.

На подстанциях 220 кВ пункт 3.4.3 /1/ во вторичных цепях применяются провода с алюминиевыми жилами, удельное сопротивление алюминия = 0,0283.

Согласно /4/, в цепях 6-10 кВ длину соединительных проводов от трансформатора тока до приборов в один конец можно принять l = 4 м. Так как трансформаторы тока включены по схеме неполная звезда, то согласно /4/ м.

Сечение соединительных проводов по формуле:

.

В качестве соединительных проводов принимаем контрольный кабель АВВГнг с жилами сечением 4 мм² по условию механической прочности.

2.9 Выбор трансформаторов напряжения на подстанции

Трансформаторы напряжения предназначены для понижения напряжения до величины, удобной к измерению. Первичная обмотка трансформатора напряжения включается в цепь параллельно, во вторичную обмотку включаются параллельные катушки или катушки напряжения приборов и реле. Первичное напряжение соответствует напряжению сети, вторичное напряжение для трансформаторов напряжения 220 и 110кВ имеет стандартную величину 100/ В в основной обмотке и 100 В в дополнительной обмотке, а у трансформаторов напряжения 10 кВ 100/3 В в дополнительной обмотке.

Вторичные обмотки трансформатора напряжения обязательно заземляются в целях техники безопасности на случай пробоя изоляции между высшим и низшим напряжениями.

Трансформатор напряжения работает в режиме, близком к режиму холостого хода, так как сопротивление приборов и реле, включенных во вторичную обмотку, большое.

2.9.1 Выбор трансформаторов напряжения на стороне ВН

Трансформаторы напряжения выбирают по следующим условиям.

1) По напряжению

,

где u_НОМ - номинальное первичное напряжение ТН, кВ;

u_УСТ - напряжение установки, кВ.

В нашем случае номинальное первичное напряжение трансформатора напряжения на стороне ВН следует принять u_НОМ = u_УСТ = 220 кВ.

2) По конструкции и схеме соединения обмоток.

При напряжении 220 кВ к установке принимаем трансформатор напряжения типа СРА254(4b). Схема включения трансформаторов напряжения - «звезда с землей - звезда с землей - разомкнутый треугольник», для чего используются три трансформатора напряжения. Эта схема позволяет получить фазные и линейные напряжения, а также используется для включения релейной защиты от однофазных замыканий на землю, действующей на отключение в сети 220 кВ. В первую вторичную обмотку, соединенную по схеме звезды, включаются измерительные приборы, счетчики, приборы РЗА и противоаварийной автоматики, телеизмерений, регистраторы аварий и ОМП, вторая вторичная обмотка соединяется в разомкнутый треугольник и используется для включения релейной защиты.

По вторичной нагрузке или по классу точности.

Чтобы трансформатор напряжения работал в заданном классе точности, должно выполняться условие:

,

где S_НАГР - мощность всех измерительных приборов и реле, присоединенных к трансформатору напряжения, ВА;

S_2НОМ - номинальная мощность вторичной обмотки трансформатора напряжения в заданном классе точности, ВА.

Общая мощность, потребляемая приборами, определяется по формуле:

,

где Р - активная мощность приборов, Вт;

Q - реактивная мощность приборов, ВАр.

Трансформаторы напряжения проверяем в классе точности 0,5.

К трансформатору напряжения подключаются измерительные преобразователи (датчики), устройства РЗиА всех присоединений ошиновки, счетчики электроэнергии. На каждой шине устанавливаем по одному ТН, а при отключении одного из ТН вся нагрузка подключается ко второму ТН, поэтому каждый ТН рассчитывается на подключение к нему всех приборов и устройств всего ОРУ 220 кВ.

Таблица 2.13 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения 220кВ

Прибор	Тип	S одной обмотки, ВА	Число обмоток	Число приборов	Потребляемая мощность
					P,Вт	Q, ВАр
Вольтметр регистрирующий	Н-394	10	1	2	20	-
Вольтметр	ЩП120	2	1	2	4	-
Счетчик эл. энергии универсальный	ЕА 05	2	3	4	24	-
Ваттметр	Д-335	0,5	2	2	2
Варметр	Д-335	0,5	2	2	2
Устройства РЗиА	ШЭ2607 072	0,5	3	2	3
	ШЭ2607 082	0,5	3	2	3
	ШЭ2607 021021	0,5	6	1	3
	ШЭ2607 019	0,5	3	4	6
	ШЭ2607 051	0,5	3	2	3
	БЭ2704V900	1	6	1	6
Индикатор микропроцессорный фиксирующий	ИМФ-3Р	20 Вт	1	2	40
Итого (ВА):	116	-

Мощность, потребляемую приборами, определяем по формуле:

ВА.

Так как имеются счетчики денежного расчета, то трансформаторы напряжения необходимо проверить в классе точности 0,5. Согласно /6/, номинальная мощность вторичной обмотки одного трансформатора напряжения типа СРА 245(4b) в классе точности 0,5 S_2НОМ = 200 ВА. Номинальная мощность трех трансформаторов напряжения, соединенных в звезду, S_2НОМ = ВА.

Таким образом, S_НАГР< S_2НОМ, то есть условие выполняется, следовательно, трансформаторы напряжения будут работать в классе точности 0,5.

Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АВВГнг (так как высшее напряжение подстанции 220 кВ) с алюминиевыми жилами сечением 4 мм² по условию механической прочности.

2.9.2 Выбор трансформаторов напряжения на стороне СН

Трансформаторы напряжения выбирают по следующим условиям.

1) По напряжению

,

где u_НОМ - номинальное первичное напряжение ТН, кВ;

u_УСТ - напряжение установки, кВ.

В нашем случае номинальное первичное напряжение трансформатора напряжения на стороне СН следует принять u_НОМ = u_УСТ = 110 кВ.

2) По конструкции и схеме соединения обмоток.

При напряжении 110 кВ к установке принимаем трансформатор напряжения типа

НАМИ-110УХЛ1.Схема включения трансформаторов напряжения - «звезда с землей - звезда с землей - разомкнутый треугольник», для чего используются три трансформатора напряжения. Эта схема позволяет получить фазные и линейные напряжения, а также используется для включения релейной защиты от однофазных замыканий на землю, действующей на отключение в сети 220 кВ. В первую вторичную обмотку, соединенную по схеме звезды, включаются измерительные приборы, счетчики, приборы РЗА и противоаварийной автоматики, телеизмерений, регистраторы аварий и ОМП, вторая вторичная обмотка соединяется в разомкнутый треугольник и используется для включения релейной защиты.

По вторичной нагрузке или по классу точности.

Чтобы трансформатор напряжения работал в заданном классе точности, должно выполняться условие:

,

где S_НАГР - мощность всех измерительных приборов и реле, присоединенных к трансформатору напряжения, ВА;

S_2НОМ - номинальная мощность вторичной обмотки трансформатора напряжения в заданном классе точности, ВА.

Общая мощность, потребляемая приборами, определяется по формуле:

,

где Р - активная мощность приборов, Вт;

Q - реактивная мощность приборов, ВАр.

Трансформаторы напряжения проверяем в классе точности 0,5.

К трансформатору напряжения подключаются измерительные преобразователи (датчики), устройства РЗиА всех присоединений шин, счетчики электроэнергии. На каждой шине устанавливаем по одному ТН, а при отключении одного из ТН вся нагрузка подключается ко второму ТН, поэтому каждый ТН рассчитывается на подключение к нему половину всех приборов и устройств ОРУ 110 кВ.

Таблица 2.14 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения 110кВ

Прибор	Тип	S одной обмотки, ВА	Число обмоток	Число приборов	Потребляемая мощность
					P,Вт	Q, ВАр
Вольтметр регистрирующий	Н-394	10	1	2	20	-
Вольтметр	ЩП120	2	1	2	4	-
Счетчик эл. энергии универсальный	ЕА 05	2	3	8	24	-
Ваттметр	Д-335	0,5	2	8	8
Варметр	Д-335	0,5	2	8	8
Устройства РЗиА	ШЭ2607 083	0,5	3	7	10,5
	ШЭ2607 016	0,5	3	7	10,5
	ШЭ2607 061	1	6	1	6
	ШЭ2607 071	0,5	3	2	3
	ШЭ2607 015	0,5	12	1	6
	ШЭ2607 156	0,5	3	1	1,5
	БЭ2704V900	1	6	1	12
Индикатор микропроцессорный фиксирующий	ИМФ-3Р	20 Вт	1	7	140
Итого (Вт):	253,5	-

Мощность, потребляемую приборами, определяем по формуле:

ВА.

Так как имеются счетчики денежного расчета, то трансформаторы напряжения необходимо проверить в классе точности 0,5. Согласно /6/, номинальная мощность вторичной обмотки одного трансформатора напряжения типа НАМИ-110УХЛ1в классе точности 0,5 S_2НОМ = 400 ВА. Номинальная мощность трех трансформаторов напряжения, соединенных в звезду, S_2НОМ = ВА.

Таким образом, S_НАГР< S_2НОМ, то есть условие выполняется, следовательно, трансформаторы напряжения будут работать в классе точности 0,5.

Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АВВГнг (так как высшее напряжение подстанции 220 кВ) с алюминиевыми жилами сечением 4 мм² по условию механической прочности.

2.9.3 Выбор трансформаторов напряжения на стороне НН

На стороне низшего напряжения подстанции используется схема с двумя одиночными, секционированными выключателем, шинами. Трансформаторы напряжения устанавливаются на каждую шину.

Трансформаторы напряжения выбирают по следующим условиям.

1) По напряжению

,

где u_НОМ - номинальное первичное напряжение ТН, кВ;

u_УСТ - напряжение установки, кВ.

В нашем случае номинальное первичное напряжение трансформатора напряжения на стороне НН следует принять u_НОМ = u_УСТ = 10 кВ.

2) По конструкции и схеме соединения обмоток.

В КРУ-СЭЩ 63 встроены трансформаторы напряжения типа НАЛИ-СЭЩ-10, каталожные данные представлены в /15/.

В сетях с изолированной нейтралью, к которым относится сеть с напряжением 10 кВ, необходимо производить контроль состояния изоляции. Поэтому к установке принимаем три трансформатора напряжения, включенные по схеме «звезда с землей - звезда с землей - разомкнутый треугольник». Выбранные трансформаторы напряжения имеют две вторичные обмотки, одна из которых включена в звезду, и к ней присоединяются катушки напряжения измерительных приборов, другая включена в разомкнутый треугольник и используется для контроля состояния изоляции сети 10 кВ.

По вторичной нагрузке или по классу точности.

Чтобы трансформатор напряжения работал в заданном классе точности, должно выполняться условие:

,

где S_НАГР - мощность всех измерительных приборов и реле, присоединенных к трансформатору напряжения, ВА;

S_2НОМ - номинальная мощность вторичной обмотки трансформатора напряжения в заданном классе точности, ВА.

Общая мощность, потребляемая приборами, определяется по формуле:

,

где Р - активная мощность приборов, Вт;

Q - реактивная мощность приборов, ВАр.

Трансформаторы напряжения проверяем в классе точности 0,5.

К трансформатору напряжения подключаются измерительные преобразователи (датчики), устройства РЗиА всех присоединений секции, счетчики электроэнергии.

Таблица 2.15 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения 10 кВ

Прибор	Тип	S одной обмотки, ВА	Число обмоток	Число приборов	Общая потребляемая мощность
					Р, Вт	Q, ВАр
Счетчик эл.эн. универсальный (ввод на секцию 10 кВ)	ЕА 05	2	3	2	12	-
Счетчик эл.эн. универсальный	ЕА 05	2	2	2	8
Вольтметр	ЩП120	2	1	2	4	-
Устройства РЗиА	ШЭ2607 042043	0,5	3	2	3
	ШЭ2607 042	0,5	3	2	3
	БЭ2502А03	0,5	3	2	3
	БЭ2502А02	0,5	6	1	3
	БЭ2502А04	0,5	6	1	3
	БЭ2502А01	0,5	3	2	3
Итого(Вт)	42	-

Мощность, потребляемую приборами, определяем по формуле:

ВА.

Так как имеются счетчики денежного расчета, то трансформаторы напряжения необходимо проверить в классе точности 0,5. Согласно /15/, номинальная мощность вторичной обмотки одного трансформатора напряжения типа НАЛИ-СЭЩ-10 в классе точности 0,5 S_2НОМ = 90 ВА. Номинальная мощность трех трансформаторов напряжения, соединенных в звезду, S_2НОМ = ВА.

Таким образом, S_НАГР< S_2НОМ, то есть условие выполняется, следовательно, трансформаторы напряжения будут работать в классе точности 0,5.

Для соединения трансформаторов напряжения с приборами принимаем контрольный кабель АВВГнг (так как высшее напряжение подстанции 220 кВ) с алюминиевыми жилами сечением 4 мм² по условию механической прочности.

3. Собственные нужды подстанции

Собственные нужды - важный элемент подстанций. Повреждения в системе собственных нужд могут привести к нарушению работы основного оборудования и возникновению аварий.

Подстанции могут проектироваться с постоянным дежурным персоналом, с выездным персоналом и автоматизированные подстанции без персонала. Учитывая, что высшее напряжение подстанции 220 кВ, примем, что на подстанции будет постоянный дежурный персонал.

Потребители собственных нужд подстанций делятся на ответственных и неответственных. К ответственным механизмам относят те, выход из строя которых может привести к нарушению нормальной работы или возникновению аварии на подстанции. Такими механизмами являются система охлаждения силовых трансформаторов, сети аварийного освещения, система пожаротушения, система подогрева приводов разъединителей и подогрева шкафов КРУ, система оперативного управления, связи и телемеханики, подогрев выключателей.

Кроме того, потребителями собственных нужд подстанции являются зарядно-подзарядные агрегаты аккумуляторной батареи, которая служит источником оперативного тока, так как оперативный ток на подстанции постоянный, освещение, отопление, вентиляция ЗРУ, ОПУ (объединенный пункт управления), освещение ОРУ также относятся к потребителям собственных нужд.

Мощность потребителей собственных нужд невелика, нет мощных электродвигателей, поэтому механизмы собственных нужд присоединяются к сети 0,4 кВ, которая получает питание от понижающих трансформаторов.

На двухтрансформаторных подстанциях 35 - 750 кВ устанавливается не менее двух трансформаторов собственных нужд, то есть на проектируемой подстанции будет два трансформатора собственных нужд.

Мощность трансформаторов собственных нужд должна выбираться в соответствии с нагрузками собственных нужд в разных режимах работы подстанции с учетом коэффициентов одновременности и загрузки, а также с учетом перегрузочной способности трансформаторов в послеаварийном режиме. Однако, когда неизвестна точная нагрузка собственных нужд, то допустимо принимать мощность трансформатора собственных нужд, равной 0,5% от мощности силового трансформатора:

,

где S_ТСН - мощность трансформатора собственных нужд, кВА;

S_ТР - мощность силового трансформатора, кВА.

кВА.

Для подстанции 110-220 кВ мощность каждого трансформатора собственных нужд не должна превышать 630 кВА, что в нашем случае не выполняется. Следовательно, к установке принимаем два трансформатора собственных нужд типа ТСЗ-630/10.

По справочнику /16/ выбираем трансформатор сухой типа ТСЗ-630/10. Каталожные данные трансформатора приведены в таблице.

Таблица 3.1 - Каталожные данные трансформатора ТСЗ-630/10

Параметр трансформатора	Символ	Значение
Номинальная мощность	SН.Т.	630 кВА
Напряжение обмотки ВН	UВН	10 кВ
Напряжение обмотки НН	UНН	0,4 кВ
Потери холостого хода	РХ	1320 Вт
Потери короткого замыкания	РК	5500 Вт
Напряжение короткого замыкания	uК	6 %
Ток холостого хода	iХ	1,6 %

Схема подключения трансформаторов собственных нужд зависит от вида оперативного тока подстанции. Оперативный ток на подстанции может быть постоянным, выпрямленным или переменным. Постоянный оперативный ток должен применяться на всех подстанциях 330 кВ и выше, а также на подстанциях 110 - 220 кВ при числе выключателей на стороне ВН три и более. Следовательно, на проектируемой подстанции будет постоянный оперативный ток, так как на стороне ВН установлено более трех выключателей /7/. Источником постоянного оперативного тока служит аккумуляторная батарея.

Поскольку подстанция с постоянным оперативным током, трансформаторы собственных нужд подключаются к сборным шинам распределительного устройства 10 кВ. Схема подключения трансформаторов собственных нужд показана на рисунке.

Рисунок 3.1 - Схема питания собственных нужд подстанции

Так как мощность трансформаторов собственных нужд больше 200 кВА, то к сборным шинам 10 кВ они подсоединяются через выключатели. На стороне низшего напряжения трансформаторы собственных нужд включаются через автоматы (автоматические воздушные выключатели). Шины 0,4 кВ секционируются. Мощные потребители 0,4 кВ также подключаются через автоматы, остальные - через предохранители.

4. Выбор источника оперативного тока

В соответствии с НТП [2]:

На ПС напряжением 110 кВ (кроме отпаечных и тупиковых) и выше должна применяться система оперативного постоянного тока (система ОПТ, СОПТ) напряжением 220 В. Другие величины напряжений или другие виды оперативного тока (выпрямленный, переменный) на таких подстанциях (далее на ПС 110 кВ и выше) допускаются только по требованию заказчика. При этом заказчик должен дать требования для проектирования.

Система ОПТ должна интегрировать в единое целое:

- источники питания в виде аккумуляторных батарей (АБ) и зарядно-подзарядных устройств (ЗПУ), работающих в режиме постоянного подзаряда;

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

- потребители постоянного тока (ППТ).

На ПС 110 кВ и выше систему ОПТ рекомендуется выполнять по одному из следующих вариантов:

- централизованная - две АБ для питания ППТ;

- децентрализованная - с установкой отдельных АБ, для питания ППТ одного или нескольких присоединений, расположенных в помещениях релейных щитов, приближенных к первичному оборудованию.

Аккумуляторная батарея должна:

- быть закрытого исполнения;

- при работе в автономном режиме (при потере собственных нужд ПС) обеспечивать максимальные расчетные толчковые токи после 2-часового разряда током нагрузки. Допускается, по требованию заказчика, увеличение времени автономной работы АБ. Величина этого времени должна быть указана в техническом задании.

На ПС 110 кВ и выше рекомендуется применять АБ со сроком службы не менее 20 лет.

Зарядно-подзарядные агрегаты (ЗПА) должны выбираться совместно с АБ для обеспечения всех требований, предъявляемых изготовителями АБ к ЗПА, необходимых для поддержания заявленного срока службы АБ и надежной её работы.

Установим на подстанции аккумуляторные батареи типа Vartabloc. Срок службы аккумуляторных батарей при соблюдении всех правил эксплуатации и монтажа (в соответствии с правилами Технического описания изготовителя) составляет не менее 20 лет.

Для выбора конкретной марки батареи необходимо провести расчет. Проведем его согласно /19/.

Для определения типа элемента аккумуляторной батареи необходимо знать нагрузку батареи в аварийном режиме Iав. Она складывается из нагрузки постоянно подключенных потребителей Iп и временной нагрузки Iвр потребителей, подключаемых в аварийном режиме. При отсутствии точной информации, в приближенных расчетах можно принимать значения постоянно включенных нагрузок для подстанций 220кВ - 30А.

Временную нагрузку для подстанций 220кВ можно принять равной 70А.

.

Для аккумуляторов Varta тип определяют по допустимому току разряда при получасовом (часовом) режиме разряда:

.

По таблице характеристик элементов Vartablok выбираем тип аккумуляторной батареи Vb 2305, с А.

Число элементов батареи постоянное. Определяется, исходя из того, что в режиме постоянного подзаряда напряжение на щите постоянного тока должно быть не более 1,1 U_НОМ, то есть, 242 В. А напряжение на одном элементе при этом для Vartablok равно 2,23 В.

где - общее число последовательных элементов.

Выбранный аккумулятор проверяется по наибольшему толчковому току:

,

где - разрядный ток в режиме тридцатисекундного разряда;

- максимальный толчковый ток;

- ток, потребляемый электромагнитными приводами выключателей, включающихся в конце аварийного режима.

Учитывается одновременное включение двух выключателей на стороне НН. Ток потребляемый электромагнитом включения выключателя LF1 .

;

.

Выполним проверку батареи по допускаемому отклонению напряжения на шинах в условиях наибольшего толчкового тока.

По току разряда, отнесенному к одной пластине аккумулятора

,

где - число положительных электродов.

Определим величину остаточного напряжения на шинах (рисунок 5.1) оно равно 1,77В.

Величина остаточного напряжения на шинах:

,

Рисунок 4.1 - Характеристики элемента Vartabloc с пластинами емкостью 50 (-)Ач и 100 (--) Ач.

Определим отклонение напряжения на аккумуляторах:

.

Найденное значение сравнивается с допустимыми значениями отклонений напряжения с учетом потери напряжения в соединительных кабелях /19/. Потерю напряжения в соединительном кабеле принимаем 5%.

dU_ЭМ = 86,9-5=81,5%.

Допустимое отклонение напряжения для электромагнитов включения выключателя составляет 80-110 %. Как видно, принятые аккумуляторные батареи обеспечивают необходимое напряжение.

5. Выбор видов и типоисполнения терминалов релейной защиты и автоматики для всех объектов подстанции

Релейная защита (РЗ) - часть электрической автоматики, предназначенная для выявления и автоматического отключения поврежденного электрооборудования.

Кроме того, некоторые устройства РЗ предназначены для выявления не повреждений, а ненормальных режимов работы электрооборудования (например, защита от перегрузки трансформатора).

В некоторых случаях, не требующих быстрого автоматического отключения поврежденного оборудования, устройства РЗ могут действовать не на отключение, а на сигнал (например, защита от замыканий на землю в сетях с изолированной нейтралью).

5.1 Выбор поколения устройств РзиА

Для защиты объектов подстанции используем устройства релейной защиты на микропроцессорной базе, как наиболее совершенные по сравнению с устройствами на полупроводниковой и электромеханической элементной базе.

В настоящее время использование устройств РЗ, реализованных с использованием МП, становится все целесообразней и перспективней в виду того, что они имеют ряд существенных преимуществ:

- наглядность процесса для оператора за счет большого количества измерений и сигнализации и представления информации;

- дистанционное управление как терминалами релейной защиты, так и первичным оборудованием подстанции;

- беспрерывная диагностика, позволяющая проводить предаварийную профилактику;

- «гибкость» для инженера при работе с устройствами;

- перепрограммирование программ (в некоторых терминалах);

- возможность регистрирования и сохранения всех величин в предаварийных и аварийных ситуациях для точного поставарийного компьютерного анализа причин аварии при встроенной системе наблюдения и т.п.

5.2 Выбор фирмы производителя

На смежных участках с подстанцией «Аргамак» установлены устройства РЗА следующих фирм.

Научно-производственное предприятие Экра. Организовано на основе 4 отдела ВНИИР, который (отдел) занимался в СССР разработкой устройств РЗ для электроэнергетики. Выпускает устройства РЗ для генераторов, трансформаторов и линий 110-500 кВ.

Сименс. Выпускает устройства РЗА, не соответствующие российской идеологии РЗА и не адаптирующиеся к нашим требованиям и условиям.

Для защиты всех присоединений подстанции используем шкафы научно-производственного предприятия Экра - ведущий российский разработчик и производитель устройств РЗА. В устройствах РЗА данной фирмы заложении логика механической релейной защиты, она наиболее проста для понимания ее работы оперативным персоналом, а так же ее можно согласовать со всеми устаревшими защитами, расположенными на других концах ЛЭП.

5.3 Выбор видов и типоисполнения РзиА

При новом строительстве и реконструкции должны применяться современные устройства РЗиА отечественного или иностранного производства.

Отключение любого поврежденного элемента сети (линий, подстанционного оборудования - шин, трансформаторов и другого первичного оборудования) должно осуществляться с минимальным возможным временем в целях сохранения устойчивой бесперебойной работы неповрежденной части системы и ограничения области и степени повреждения.

Для защиты объектов подстанции используем устройства релейной защиты на микропроцессорной базе, как наиболее совершенные по сравнению с устройствами на полупроводниковой и электромеханической элементной базе.

Для защиты присоединений подстанции «Аргамак» используем шкафы производства НПП «ЭКРА». Их шкафы защит серии ШЭ2607 приняты межведомственной комиссией с участием представителей РАО «ЕЭС России», отраслевых институтов и эксплуатационных организаций. На основании актов МВК шкафы защит серии ШЭ 2607 соответствуют отраслевым требованиям по функциональным показателям и условиям эксплуатации и рекомендованы к применению в энергосистемах ЕЭС России. С учетом этого, в целях повышения надежности и эффективности работы релейной защиты и автоматики Департамент научно-технической политики и развития РАО «ЕЭС России» рекомендует проектным институтам, энергосистемам и предприятиям электрических сетей при новом строительстве и реконструкции действующих энергообъектов 110-500 кВ применять шкафы РЗА серии ШЭ 2607 с терминалами БЭ2704.

Научно-производственное предприятие «ЭКРА» - одно из ведущих в России предприятий - производителей устройств релейной защиты, автоматики и управления электрических присоединений 110-500 кВ для подстанций и электрических станций.

ООО НПП «ЭКРА» (г. Чебоксары) организовано в 1991 г. ведущими специалистами из «ВНИИР» в области релейной защиты и противоаварийной автоматики для электроэнергетики.

Основной вид деятельности - разработка и реализация инновационных научно-технических программ, в том числе: проведение научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ, внедрение новых и совершенствование существующих видов устройств, внедрение разработок по экономному использованию топливно-энергетических ресурсов, обеспечению качества электроэнергии, повышению надежности и безопасности обслуживания оборудования, сервисное обслуживание, обучение, проведение наладочных и ремонтных работ.

Специалисты ООО НПП "ЭКРА" имеют более чем 30-летний опыт работы в сфере своей деятельности, являются разработчиками подавляющего большинства сложных устройств защиты, выпускаемых в настоящее время ОАО «Чебоксарский электроаппаратный завод» и ряда устройств, выпускаемых в странах СНГ.

Для каждого объекта подстанции выбираем по ПУЭ, НТП, в соответствии с требованиями СО и приказом №57 РАО «ЕЭС России» от 11 февраля 2008 года виды РЗиА.

5.3.1 Автотрансформатор 220/110/10 кВ

Для трансформаторов и АТ согласно пункту 3.2.51 /1/ должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

1) многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

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

3) витковых замыканий в обмотках;

4) токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;

5) токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

6) понижения уровня масла;

Согласно пункту 3.2.53 /1/ для данного автотрансформатора применяется газовая защита от повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла

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

Защита от повреждений внутри кожуха автотрансформатора, сопровождающихся выделением газа, может быть выполнена также с использованием реле давления.

Защита от понижения уровня масла может быть выполнена также в виде отдельного реле уровня в расширителе автотрансформатора.

Должна быть предусмотрена возможность перевода действия отключающего элемента газовой защиты на сигнал и выполнения раздельной сигнализации от сигнального и отключающих элементов газового реле (различающейся характером сигнала).

По пункту 3.2.54 /1/ для защиты от повреждений на выводах, а также от внутренних повреждений должна быть предусмотрена продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени (на автотрансформаторах мощностью 6,3 МВА и более), которая должна действовать на отключение всех выключателей автотрансформатора.

Согласно пункту 3.2.55 /1/ продольная дифференциальная защита должна быть выполнена так, чтобы в зону ее действия входили соединения автотрансформатора со сборными шинами.

По пункту 3.2.61 /1/ защиту от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ, следует устанавливать на многообмоточных автотрансформаторах, присоединенных тремя и более выключателями, - со всех сторон автотрансформатора.

Согласно пункту 6.3.3 /13/ на автотрансформаторах 220 кВ мощностью 63 МВА и более устанавливается по два комплекта дифференциальных защит в целях повышения надежности отключения КЗ в автотрансформаторах и улучшения условий селективности действия резервных защит, установленных на примыкающих к автотрансформатору ЛЭП.

По /18/:

На автотрансформаторе должны быть предусмотрены следующие устройства РЗА:

один комплект дифференциальной токовой защиты АТ;

газовая защита;

защита РПН с использованием струйных реле;

резервные защиты на сторонах высшего, среднего и низшего

напряжения;

защита от перегрузки (включая защиту от перегрузки общей обмотки);

автоматика регулирования РПН;

технологические защиты (защита от понижения уровня масла, защита от потери охлаждения и т. п.).

Кроме того, на АТ могут устанавливаться:

дифференциальные защиты ошиновок ВН и СН (при подключении соответствующей стороны АТ к шинам через два выключателя или кабельную вставку);

дифференциальная токовая защита ошиновки НН с включением в зоне действия токоограничивающего реактора.

Газовые (струйные) реле должны действовать через терминал дифференциальной защиты и через терминал резервной защиты стороны ВН(необходимо оснащение трансформатора реле с двумя отключающими контактами).

Резервные защиты на сторонах ВН и СН должны выполняться в виде ступенчатых защит (дистанционных и токовых направленных нулевой последовательности).

Дистанционные защиты должны блокироваться при неисправности цепей напряжения.

Резервные защиты должны иметь автоматическое и оперативное ускорение отдельных ступеней.

На стороне низшего напряжения АТ должна устанавливаться максимальная токовая защита с возможностью пуска по напряжению.

На стороне низшего напряжения АТ должен быть предусмотрен контроль изоляции НН.

При применении на АТ системы пожаротушения должна быть предусмотрена автоматика пуска пожаротушения (АППж).

Автоматика

Из общего раздела по релейной защите пункт 3.2.18 /1/ для общего повышения надежности предусматривается устройство резервирования при отказе выключателей (УРОВ) на стороне 220 и 110 кВ для осуществления ближнего резервирования.

Согласно пункту 3.3.26 /1/ на автотрансформаторе предусматривается действие АПВ на стороне 220 кВ. АПВ блокируется при срабатывании внутренних защит автотрансформатора (ДЗТ и газовой защиты).

По пункту 3.3.61 /1/ автотрансформаторы с РПН распределительных подстанций для поддержания или заданного изменения напряжения должны оснащаться системой автоматического регулирования коэффициента трансформации. При необходимости автоматические регуляторы должны обеспечивать встречное регулирование напряжения.

Регистрация аварий

На автотрансформаторе в соответствии с приказом №57 /13/ пункт 6.3.10 осуществляется цифровая регистрация переходных процессов при КЗ с записью параметров предаварийного режима и регистрацией последовательности событий, в том числе срабатываний устройств и ступеней релейной защиты и автоматики. Предусмотрена передача информации от устройств регистрации на верхние уровни оперативно-диспетчерского управления.

Для защиты автотрансформатора будем использовать шкафы ШЭ2607 042043, ШЭ2607 042, ШЭ2607 071, ШЭ2607 072, ШЭ2607 156.

Представим в таблице выбранные защиты по нормативным документам и функции, выполняемые выбранными шкафами: ШЭ2607 042043, ШЭ2607 042, ШЭ2607 071, ШЭ2607 072, ШЭ2607 156. Так же устанавливаем газовое реле РГТ-80, струйное реле РСТ-25.

Таблица 5.1 - Виды защит на автотрансформаторе 220/110/10 кВ.

Виды защит по нормативным документам	газовая; струйная дифференциальная защита два комплекта; ДЗ от внешних междуфазных замыканий со стороны 220 и 110 кВ ДЗО ТНЗНП на сторонах 110 и 220 кВ от КЗ на землю МТЗ в одной фазе на сигнал от перегрузки со стороны 110 кВ, 10кВ и в общей части обмотки АТ УРОВ на ВН и СН.
Функции блока	ШЭ2607 042043 - дифференциальная токовая защита АТ (ДЗТ АТ) от всех видов КЗ внутри бака, на выводах и на ошиновке АТ -максимальная токовая защита стороны низкого напряжения (НН) АТ с пуском по напряжению (МТЗ НН), - защита от перегрузки (ЗП), - реле максимального тока для блокировки РПН при перегрузке, - токовые реле для пуска автоматики охлаждения, - реле минимального напряжения стороны НН, реагирующее на понижение междуфазного напряжения для пуска по напряжению МТЗ НН, - реле максимального напряжения стороны НН, реагирующее на повышение напряжения обратной последовательности для пуска по напряжению МТЗ НН, - реле максимального напряжения стороны НН, реагирующее на увеличение напряжения нулевой последовательности для контроля изоляции стороны НН, - УРОВ ВН, - УРОВ СН. - дифференциальная токовая защита цепей стороны НН АТ от всех видов КЗ (ДЗО НН), - максимальные токовые защиты секций шин стороны НН с пуском по напряжению, - логические защиты секций шин НН - защиты минимального напряжения секций шин НН ШЭ2607 042 - дифференциальная токовая защита АТ (ДЗТ АТ) от всех видов КЗ внутри бака, на выводах и на ошиновке АТ -максимальная токовая защита стороны низкого напряжения (НН) АТ с пуском по напряжению (МТЗ НН), - защита от перегрузки (ЗП), - реле максимального тока для блокировки РПН при перегрузке, - токовые реле для пуска автоматики охлаждения, - реле минимального напряжения стороны НН, реагирующее на понижение междуфазного напряжения для пуска по напряжению МТЗ НН, - реле максимального напряжения стороны НН, реагирующее на повышение напряжения обратной последовательности для пуска по напряжению МТЗ НН, - реле максимального напряжения стороны НН, реагирующее на увеличение напряжения нулевой последовательности для контроля изоляции стороны НН, - УРОВ ВН, - УРОВ СН. ШЭ2607 071 на стороне 110кВ - четырехступенчатая дистанционная защита - пятиступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности - максимальная токовая защита - токовая отсечка - АРПТ - автоматика управления выключателем -УРОВ -АПВ ШЭ2607 072 на стороне 220кВ - четырехступенчатая дистанционная защита - пятиступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности - максимальная токовая защита - токовая отсечка - АРПТ ШЭ2607 156 - автоматика управления РПН
Используемые функции	ШЭ2607 042043 - дифференциальная токовая защита АТ (ДЗТ АТ) от всех видов КЗ внутри бака, на выводах и на ошиновке АТ -максимальная токовая защита стороны низкого напряжения (НН) АТ с пуском по напряжению (МТЗ НН), - защита от перегрузки (ЗП), - дифференциальная токовая защита цепей стороны НН АТ от всех видов КЗ (ДЗО НН), - логические защиты секций шин НН ШЭ2607 042 - дифференциальная токовая защита АТ (ДЗТ АТ) от всех видов КЗ внутри бака, на выводах и на ошиновке АТ ШЭ2607 071 на стороне 110кВ - четырехступенчатая дистанционная защита - пятиступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности - максимальная токовая защита - токовая отсечка - АРПТ - автоматика управления выключателем -УРОВ -АПВ ШЭ2607 072 на стороне 220кВ - четырехступенчатая дистанционная защита - пятиступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности - максимальная токовая защита - токовая отсечка - АРПТ РГТ-80: газовая защита РСТ-25: струйная защита отсека РПН ШЭ2607 156: автоматическое управление РПН

Шкаф резервных защит и автоматики управления выключателем стороны автотрансформатора типа ШЭ2607 071.

Стандартный шкаф 2000х800х600

Комплект А1 - терминал типа БЭ2704 V071

· четырехступенчатая дистанционная защита;

· пятиступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности;

· максимальная токовая защита;

· токовая отсечка;

· автоматика управления выключателем стороны АТ;

· устройство резервирования при отказе выключателя

· АПВ

Клемники, переключатели, БИ

Цепи внешней сигнализации, указательные реле

Назначение резервной защиты: частичное резервирование основных защит АТ и защит смежной стороны, дальнее резервирование в сетях высшего и среднего напряжения, облегчение условий согласования защит удаленных концов линий с защитами линий смежного напряжения.

Рисунок 5.1 - Шкаф резервных защит и автоматики управления выключателем стороны (сторон) автотрансформатора типа ШЭ2607 071.

Рисунок 5.2 - Зоны действия резервных защит АТ.

Газовая защита

На автотрансформаторах мощностью более 6,3 МВ·А используются современные российские газовые реле типа РГТ-80. Поэтому для защиты бака автотрансформатора используем газовое реле РГТ-80.

В автотрансформаторах с РПН для защиты от коротких замыканий в контакторном отсеке РПН применяется струйная защита (СЗ) с использованием струйного реле, которое отличается от газового реле тем, что в нем отсутствует верхний элемент, а имеется только нижний элемент, реагирующий только на скорость протекания масла. Отсутствие верхнего элемента, реагирующего на появление газа, объясняется тем, что переключение отпаек РПН в контакторном отсеке происходит с кратковременной дугой на контактах контактора, которая гасится маслом. При этом из масла выделяются газообразные продукты, которые выходят через расширитель в атмосферу. То есть, выделение газов в контакторном отсеке РПН - это нормальное явление, поэтому струйное реле не имеет верхнего элемента.

Действует струйное реле при КЗ в отсеке РПН на отключение автотрансформатора со всех сторон без выдержки времени.

Применяем для установки современное струйное реле российского производства РСТ-25.

Установки по скорости масла: 0,9; 1,2; 1,5; 2,0; 2,5 м/с.

Время срабатывания реле при скорости масла в 1,25 раза превышающей установку - не более 0,1 с.

Реле РГТ-80 и РСТ-25 имеют простую и надежную конструкцию и удобны в эксплуатации. Конструкция реагирующего блока струйного реле не имеет поплавков.

Поплавки газового реле с встроенными в них управляющими магнитами выполнены сплошными, без механических связей с другими элементами реле. В процессе изготовления поплавки испытываются избыточным давлением масла 100кПа, поэтому при последующей эксплуатации они не подвергаются испытаниям.



Рисунок 5.3 - Внешний вид газового реле

В реле применяются герконы повышенной электрической прочности, которые вместе с соединительными проводами размещаются в корпусе контактного узла. Они неподвижны, полностью изолированы от масла и имеют усиленную защиту от механических воздействий и атмосферной влаги. Конструкция реле позволяет производить осмотр и замену контактного узла на месте установки реле без спуска масла и вскрытия реле.

Сигнальные контакты газовых реле срабатывают при понижении уровня масла (уменьшении его объема на 100-250куб. см.) в реле, отключающие при снижении уровня масла до нижнего края отверстия фланца реле.