Система электроснабжения сельскохозяйственного района

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Расчет электрических нагрузок основных электропотребителей. компенсация реактивной мощности

1.1 Расчет электрических нагрузок

1.2 Расчет и выбор компенсирующих устройств

1.3 Определение средней нагрузки подстанции за год и коэффициента заполнения графика

2. Выбор типа КТП, типов и мощности трансформаторов

3. Расчет и проектирование линий 10 кВ

3.1 Выбор и проверка провода

3.2 Выбор длины пролета и расчет количества опор ВЛ - 10 кВ

4. Выбор типа, числа и мощности трансформаторов районной трансформаторной подстанции

4.1 Выбор количества и мощности трансформаторов

4.2 Технико-экономический расчёт силовых трансформаторов (по приведённым затратам)

5. Расчет токов КЗ

5.1 Общие положения

5.2 Составление расчётной схемы электроустановки

5.3 Определение параметров схемы замещения

5.4 Расчет токов короткого замыкания

5.4.1 Расчет короткого замыкания в максимальном режиме

5.4.2 Расчет короткого замыкания в минимальном режиме

5.5 Проверка ЛЭП на термическую стойкость

6. Выбор основного оборудования РТП

6.1 Выбор выключателей и разъединителей

6.1.1 Выбор аппаратуры на стороне 110 кВ

6.1.2 Выбор аппаратуры на стороне 10 кВ

6.2 Выбор предохранителей, трансформаторов тока и напряжения

6.2.1 Выбор предохранителей

6.2.2 Выбор трансформаторов тока

6.2.3 Выбор трансформаторов напряжения

6.3 Выбор ограничителей перенапряжения

6.4 Выбор оборудования установленного в нейтрали трансформатора

6.5 Выбор шин

7. Проектирование релейной защиты и автоматики (РЗиА)

7.1 Релейная защита линий 10 кВ

7.1.1 Расчет уставок защит

7.1.2 Оценка чувствительности

7.1.3 Расчет уставок защиты линии 10 кВ - W8 («Добрец»)

7.2 Защита силовых трансформаторов

7.2.1 Дифференциальная защита трансформаторов (ДЗТ)

7.2.2 Максимальная токовая защита от внешних КЗ

7.2.3 Защита от перегрузки

7.2.4 Газовая защита

7.3 Устройства автоматики подстанции

7.3.1 Автоматическое включение резерва (АВР)

7.3.2 Автоматическое повторное включение (АПВ) линий 10 кВ

8. Собственные нужды подстанции

9. Расчет заземляющего устройства (ЗУ) подстанции. Выполнение ЗУ с соблюдением требований предъявляющийся к напряжению прикосновения. подключение приемников к ЗУ

9.1 Расчет ЗУ подстанции

9.2 Выполнение ЗУ с соблюдением требований предъявляющих к напряжению прикосновения

10. Внедрение системы АСКУЭ

10.1 Учет электроэнергии

10.2 АСКУЭ промышленного предприятия

10.3 Работа УСПД при получении информации о перетоке электроэнергии по импульсным каналам

10.4 Работа УСПД при получении информации о перетоке электроэнергии по цифровым каналам

11. Экономическая часть ВКР

11.1 Определение сметной стоимости выбранной схемы электроснабжения

11.2 Расчёт эффективности инвестиционных вложений

12. Мероприятия по экономии энергоресурсов

12.1 Эффективность установки ККУ - 10

Заключение

Список использованных источников

Приложение

Введение

В условиях необходимости роста объёмов производств и развитие сельскохозяйственного производства, создание аграрно-промышленных комплексов приводит к росту электрических нагрузок, что вызывает необходимость реконструкции и строительства новых электрических подстанций в сельской местности. В существующем электроснабжении сельского хозяйства имеются недостатки. Во многих случаях надёжность электроснабжения низкая.

Даже животноводческие комплексы, являющиеся потребителями первой категории по надёжности электроснабжения, не все обеспечены резервированием электроснабжения.

Одна из причин имеющихся недостатков существующего электроснабжения сельских потребителей - недостаточное оснащение действующих электрических подстанций современным оборудованием и большая протяжённость линий 10 кВ. Часть действующих подстанций имеет недостаточную пропускную способность, поскольку расчётные нагрузки при их проектировании принимались на перспективу 5-10 лет, а находятся они в эксплуатации гораздо большее количество лет.

Темой выпускной квалификационной работы является проектирование электроснабжения сельскохозяйственного района. Основными потребителями электроэнергии является ООО «Шекснинский бройлер» и индустриальный парк Шексна, а также жилой сектор. Главным источником питания всех потребителей является районная трансформаторная подстанция (РТП) 110/10 кВ. Строительство (РТП) позволит максимально приблизить высшее напряжение 110 кВ к центру потребления электроэнергии, что уменьшает протяжённость линий 10 кВ и улучшает качество электроэнергии.

Питание РТП производиться от двух ВЛ - 110 кВ. Данная подстанция является отпаечной. ВЛ - 110 кВ транзитные, то есть возможность подачи напряжения с двух сторон, тем самым обеспечивается требуемая надёжность электроснабжения.

ООО «Шекснинский бройлер» и индустриальный парк Шексна относятся к потребителям второй категории надежности, жилой сектор - третьей категории.

Данные по линииям электропередач (ЛЭП) 10 кВ приведены в таблице 1, план расположения на чертеже 1.

Таблица 1 - Характеристики ВЛ - 10 кВ

Наименование ЛЭП	Тип ЛЭП	L, км	?Sн.тп, кВА	cosц	kз	Категория надежности
ПТФ - 1	КЛ	2	630	0,8	0,7	II
ПТФ - 2	ВЛ	2,5	960	0,8	0,7	II
ПТФ - 3	ВЛ	2	1440	0,8	0,7	II
ПТФ - 4	КЛ	2	630	0,8	0,7	II
ПТФ - 5	ВЛ	2,5	160	0,8	0,7	II
ПТФ - 6	ВЛ	2	1030	0,8	0,7	II
Парк - 1	ВЛ	10	2000	0,85	0,7	II
Парк - 2	ВЛ	10	2000	0,85	0,7	II
Добрец	ВЛ	7	560	0,9	0,6	III
Тырканово	ВЛ	8	1320	0,9	0,65	III

По картам районирования территорий РФ [1] определяем:

- район по ветру I, нормативное ветровое давление 400 Па (скорость ветра 25 м/с);

- район по гололеду II, с нормативной толщиной стенки гололеда 15 мм;

- средняя продолжительность гроз от 20 до 40 часов, район с умеренной пляской проводов.

1. Расчет электрических нагрузок основных электропотребителей. компенсация реактивной мощности

1.1 Расчет электрических нагрузок

По данным таблицы 1 находим расчетные мощности отходящих ЛЭП [2].

Полная расчетная мощность находится по формуле:

, кВ•А, (1.1)

где ?Sн.тп.i - суммарная номинальная мощность ТП подключенных к ЛЭП, кВА;

kз.i - коэффициент загрузки.

Активная расчетная мощность ЛЭП:

, кВт. (1.2)

Реактивная расчетная мощность:

, квар. (1.3)

Для примера рассчитаем ВЛ - 10 кВ Добрец:

(кВ•А),

(кВт),

(квар).

Результаты расчетов для других ЛЭП приведены в таблице 1.1

Таблица 1.1 - Расчетные мощности ВЛ - 10 кВ

Наименование ЛЭП 10 кВ	Pрасч, кВт	Qрасч, квар	Sрасч, кВА
ПТФ - 1	352,8	264,6	441
ПТФ - 2	537,6	403,2	672
ПТФ - 3	806,4	604,8	1008
ПТФ - 4	352,8	264,6	441
ПТФ - 5	89,6	67,2	112
ПТФ - 6	576,8	432,6	721
Парк - 1	1190	737,5	1400
Парк - 2	1190	737,5	1400
Добрец	302,4	146,5	336
Тырканово	756	366,1	840
Итого	6154,4	4025,6	7354

1.2 Выбор и расчет компенсирующих устройств

Расчет на основе [3], по данным из таблицы 1.1 определим cosц по формуле:

, (1.4)

.

Определим мощность КУ по формуле:

, квар, (1.5)

где tgц - естественный коэффициент мощности, для cosц = 0,84 соответствует tgц = 0,65;

tgцк - коэффициент мощности после компенсации, cosц = 0,94 соответствует tgц = 0,36;

а - коэффициент учитывающий повышение коэффициента мощности

мерами не требующими установки ККУ, а = 1.

(квар).

Компенсирующее устройство выбирается из условия:

QКУ ? QФ.КУ, квар, (1.6)

где QФ - фактическая мощность принятого компенсирующего устройства.

Выбираем ККУ типа УКЛ(П)57-10,5-900У1, в количестве 2 штук. Тогда фактическая мощность ККУ равна:

QФ.КУ=2•900 = 1800 (квар),

1784,4 квар < 1800 квар.

Полная мощность, с учетом компенсации реактивной мощности, равна:

,кВ•А, (1.7)

(кВ•А).

1.3 Определим среднюю нагрузки подстанции за год и коэффициента заполнения графика

На рис. 1.1 и 1.2 приведены суточный и годовой графики активной мощности.

На рис. 1.3 суточный график реактивной мощности в зимний период.

Расчет средней нагрузки, коэффициента заполнения графика.

Потребляемая электроэнергия за год определяется из [4] по формуле:



Рис. 1.1 - Суточный график активной мощности 1 - зимний период; 2 - летний период.

Рис. 1.2 - Годовой график активной мощности.

Wп = Pi Ti, кВт•ч, (1.8.)

где Pi - мощность i-ой ступени графика, кВт;

Ti - продолжительность ступени, ч.

Рис. 1.3 - Суточный график реактивной мощности 1 - без компенсации, 2 - реактивная мощность КУ.

Wп=6154,4366+5785,1183+4985,1183+4800,4183+4615,8732+4431,21464+4246,5183+4061,91098+3815,7182+3692,6•364+3446,5•546+3261,8•364+3077,2•728+2892,6•364+2707,9•728+2461,8•182+2338,7•182+1907,9•364=32145322 (кВт•ч)

Средняя нагрузка подстанции за год:

кВт, (1.9)

(кВт).

Продолжительность использования максимальной нагрузки:

, ч, (1.10)

(ч)

Время потерь:

, ч, (1.11)

Коэффициент заполнения графика:

(1.12)

2. Выбор типа КТП, типов и мощности трансформаторов

Для обеспечения питания населенных пунктов выбираем КТПН тупикового типа с воздушным вводом.

Выбор типа и мощности трансформаторов КТП приведем на примере КТП «Деревня» по ВЛ - 10 кВ Добрец.

В деревне имеются следующие электропотребители:

- жилые дома в количество Nд = 80 штук;

- светильники уличного освещения Nсв = 10 штук;

- водокачка, мощность Р = 4 кВт.

Рассчитаем расчетные активную и реактивную мощности по жилым домам [5]:

- активная

, кВт, (2.1)

где Руст.д - установленная мощность одного дома, Руст.д = 2,2 кВт [5];

kо - коэффициент одновременности, kо = 0,28 [5].

(кВт),

- реактивная

, квар, (2.2)

(квар).

Находим расчетные мощности для уличного освещения:

- активная

, кВт, (2.3)

где Руст.св - установленная мощность одного светильника, Руст.св = 0,25 кВт [5];

(кВт),

- реактивная, находится по формуле (2.2)

(квар).

Активная мощность водокачки Рв = 4 кВт, реактивную находим согласно формулы (2.2):

(квар).

Находим суммарные активные и реактивные мощности:

, кВт, (2.4)

, квар, (2.5)

(кВт),

(квар).

Тогда полная расчетная мощность КТП будет равна:

, кВ•А, (2.6)

(кВ•А).

Трансформаторы для КТП выбираем исходя из условия:

, кВ•А. (2.7)

Рассмотрим два варианта:

1. ТМГ - 63/10/0,4

61,4 кВ•А < 63 кВ•А;

2. ТМГ - 100/10/0,4

61,4 кВ•А < 100 кВ•А.

Произведем технико-экономическое сравнение вариантов [3].

Полные затраты на обслуживание трансформатора определяются по выражению:

, тыс. руб. /г., (2.8)

где E - норма дисконта, /г.;

- полные капитальные затраты с учётом стоимости КТП;

- стоимость потерь в трансформаторе;

- затраты на обслуживание, ремонт и амортизацию.

, тыс. руб. /г.,(2.9)

где Цтр - цена трансформатора, Цтр1 =85,79тыс. руб, Цтр2 = 89 тыс. руб;

- индекс цен оборудования (I=1);

- коэффициент, учитывающий транспортно-заготовительные расходы, связанные с приобретением оборудования, ;

- коэффициент учитывающий затраты на строительные работы, ;

- коэффициент учитывающий затраты на монтаж и отладку оборудования, .

Кн.тр1 = (тыс. руб. /г.),

Кн.тр2 = (тыс. руб. /г.).

, тыс. руб. /г., (2.10)

где - стоимость 1кВт/ч электроэнергии, ;

- годовое число часов работы трансформатора, ;

- потери холостого хода, кВт, кВт;

- потери короткого замыкания, кВт, кВт;

фп - время максимальных потерь, фп = 3659 ч.

(тыс.руб. /г.),

(тыс.руб. /г.).

, тыс. руб. /г.,(2.11)

где - норма амортизационных отчислений, ;

- норма обслуживания оборудования, = 2,9% ;

- норма ремонта оборудования, = 1,0%.

(тыс. руб. /г.),

(тыс. руб. /г.).

(тыс. руб. /г.),

(тыс. руб.).

Выбираем КТП с трансформатором ТМГ - 100, так как затраты практически равны, а при данном варианте возможно дополнительное подключение потребителей.

Реальный коэффициент загрузки трансформатора равен:

(2.12)

.

Аналогично производим выбор и остальных трансформаторов для КТП по ВЛ - 10 кВ Добрец, результаты расчета приведены приложении 1 в таблице 1.1, а для ВЛ - 10 кВ Тырканово в таблице 1.2.

3. Проектирование и расчет линии 10 кВ

Проект ВЛ-10 кВ - это комплекс расчетных работ, оформленных документально; каждый элемент линий рассчитывается, исходя из условий эксплуатации и в строгом соответствии с требованиями нормативной документации. В частности, опоры и фундаменты под ними рассчитываются по методу предельных состояний, а выбор тросов определяется по методу допустимых напряжений. Все элементы воздушной линии постоянно пребывают под нагрузкой, поэтому проект ВЛ-10кВ должен выполняться так, чтобы элементы линий выдерживали усилие на разрыв, были стойки к электромеханическому и механическому воздействиям, имели достаточный запас прочности, препятствующий разрушению.

Воздушные линии 10 кВ широко распространенны в России, поскольку они имеют ряд преимуществ:

- минимальный объем земляных работ при постройке;

- простота в эксплуатации;

- в ВЛ 10 кВ возможно использовать опоры для крепления линии 0,38 кВ, проводов радиосети, местной телефонной связи, наружного освещения, сигнализации и телеуправления;

- более низкая стоимость ВЛ 10 кВ, чем у кабельной линии, примерно на 30% ниже.

При проектировании ВЛ - 10 кВ применяем провод типа СИП - 3 (самонесущий изолированный провод с токопроводящей жилой из алюминиевого сплава круглой формы, жила многопроволочная уплотненная).

Преимущества СИП:

- при равнозначных капиталовложениях, ЛЭП с СИП требуют меньших эксплуатационных расходов;

- уменьшение безопасных расстояний до зданий и других инженерных сооружений (электрических, телефонных, воздушных линий);

- высота над уровнем земли -- 4 метра, для неизолированных проводов -- 6 метров;

- исключена возможность короткого замыкания между проводами фаз или на землю;

- исключение опасности возникновения пожаров в случае падения проводов на землю;

- высокая безопасность обслуживания -- отсутствие риска поражения при касании фазных проводов, находящихся под напряжением; меньший вес и большая длительность налипания снега, повышенная надежность в зонах интенсивного гололедообразования, уменьшение гололедно-ветровых нагрузок на опоры;

- снижение падения напряжения вследствие малого реактивного сопротивления;

- сокращение объемов аварийно-восстановительных работ;

- простота ремонтов, особенно при работах под напряжением;

- снижение вероятности хищения электроэнергии и разрушения ЛЭП; безопасность работ вблизи ЛЭП.

3.1 Выбор и проверка провода

Расчет приведем на примере ВЛ - 10 кВ «Добрец».

Согласно [1], сечение провода должно быть проверено по экономической плотности. Экономически целесообразное сечение определяется из соотношения:

, мм², (3.1)

где jэк - нормированное значение экономической плотности, А/мм2, для СИП при числе часов использования максимума нагрузки в год от 3000 до 5000 часов jэк = 1,4 А/мм2.

Находим максимальный ток линии:

, А, (3.2)

где УSном.ктп - суммарная номинальная КТП подключенных к данной ВЛ, для ВЛ - 10 кВ «Добрец» УSном.ктп = 560 кВ^.А;

Uном.нн - номинальное напряжение на шинах НН, питающей ПС, кВ

Uном.нн = 10 кВ.

(А),

(мм²).

Выбираем провод СИП-3 1 х 50, с Iдоп = 245 А.

Проверка по экономической плотности:

, мм², (3.3)

23,1 мм2 < 50 мм2.

Проверяем по допустимому току:

, А, (3.4)

32,4 А < 245 А.

Для проверки на падение напряжения ВЛ найдем сопротивления провода СИП - 3 по формулам:

- удельное активное сопротивление провода

, Ом/км; (3.5)

- активное сопротивление ВЛ

, Ом, (3.6)

где lвл - длина линии, км для ВЛ - 10 кВ «Добрец» lвл = 7 км;

- удельное реактивное сопротивление провода

, Ом/км, (3.7)

где zо - электрическое сопротивление провода, Ом/км, для СИП - 3 берется из [6], для F = 50 мм zо = 0,72 Ом/км;

- реактивное сопротивление

, Ом. (3.8)

Тогда для ВЛ - 10 кВ «Добрец»:

(Ом/км),

(Ом),

(Ом/км),

(Ом).

Напряжение на шинах НН равно:

(кВ).

Напряжение в конце линии:

, кВ, (3.9)

(кВ).

Потери напряжения в линии находиться по формуле:

%, (3.10)

(%).

Потеря напряжения не превышает допустимые 5%.

Аналогично выбираем провода для других ВЛ - 10 кВ, результаты расчета приведены в приложении 2 в таблице 2.1.

3.2 Выбор длины пролета и расчет количества опор ВЛ - 10кВ

Рассмотрим ВЛ - 10 кВ «Добрец»

Выбираем опоры со стойками марки СВ - 110. ВЛ - 10 кВ которые проходят в ненаселенной местности. Согласно расчетных таблиц [7], для данных климатических условий и провода СИП - 3 1х50 принимаем длину пролета

Lпр = 90 м.

Тогда количество опор будет равно:

, шт, (3.11)

(шт).

Принимаем Nоп = 78 штук.

Для остальных ВЛ данные приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Количество опор для ВЛ - 10 кВ.

Наименование ВЛ - 10 кВ	Fст, мм2	Lвл/Lоп м/м	Nоп , шт.
Добрец	50	7000/90	78
Тырканово	70	8000/80	100
ПТФ 1	70	2000/80	25
ПТФ 2	50	2500/90	28
ПТФ 3	95	2000/75	27
ПТФ 4	70	2000/80	25
ПТФ 5	50	2500/90	28
ПТФ 6	70	2000/80	25
Парк 1	95	10000/75	134
Парк 2	95	10000/75	134

4. Выбор типа, числа и мощности трансформаторов районной трансформаторной подстанции

4.1 Выбор количества и мощности трансформаторов

При определении расчётной мощности подстанции учитываются мощности трансформаторов собственных нужд, которые присоединяются к сборным шинам 10 кВ [3]. Расчетную мощность определим по формуле:

, кВ•А, (4.1)

где Sтсн - расчетная мощность трансформатора собственных нужд, кВ•А,

Sтсн = Sном.т •kз = 40 • 0,9 =36 (кВ•А);

k₁₀ - коэффициент роста нагрузок за 10 лет, k₁₀=1,15.

(кВ•А).

Расчетная активная мощность:

, кВт, (4.2)

(кВт).

Реактивную мощность находим по формуле (1.3):

(квар).

Так как от подстанции питаются потребители всех категорий, и питание от системы лишь со стороны ВН, то как правило, требуется установка не менее двух трансформаторов[1]. Поэтому выбираем два трансформатора. Приёмники I и II категории надёжности потребляют 80% мощности, по этому

Для двух трансформаторной подстанции:

, кВ•А, (4.3)

(кВ•А).

По [8] для двух трансформаторной подстанции 110/10 кВ принимаем два варианта трёхфазных двухобмоточных трансформаторов:

1. Вариант 2ТМН - 6300/110/10.

2. Вариант 2ТДН - 10000/110/10.

Проверяем коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме работы по формуле (2.12):

,

.

Проверяется коэффициент загрузки трансформаторов в аварийном режиме работы, когда в работе 1 трансформатор:

,

.

Технические данные трансформаторов представим в таблице 3.1 из [8].

Таблица 3.1 - Технические данные трансформаторов

Тип тр-ра	Sном, кВА	Uном, кВ	ДРхх, кВт	ДРк, кВт	ДUк, %	Iхх, %	Цена, тыс. руб
		ВН	НН
ТМН-6300	6300	115	11	13	49	10,5	0,9	5000
ТДН-10000	10000	115	11	18,8	60	10,5	0,85	7500

4.2 Технико-экономический расчёт силовых трансформаторов (по приведённым затратам)

Технико-экономическое сравнение вариантов трансформаторов производим по формулам (2.8) - (2.11).

Полные капитальные затраты с учетом стоимости трансформатора (2.9):

(тыс. руб./г.),

(тыс. руб./г.).

Стоимость потерь в трансформаторе (2.10):

(тыс. руб./г.),

(тыс. руб./г.).

Затраты на обслуживание, ремонт и амортизацию (2.11):

(тыс. руб./г.),

(тыс. руб./г.).

Полные затраты на обслуживание трансформатора (2.8):

(тыс. руб./г.);

(тыс. руб./г.).

Разница в затратах составляет:

, %, (4.4)

(%).

Так затраты различаются более чем на 5%, то выбираем трансформатор с наименьшими затратами, т.е. ТМН - 6300/110/10.

5. Расчет токов КЗ

5.1 Общие положения

Основной причиной нарушения нормального режима работы системы электроснабжения является возникновение коротких замыканий в сети или элементах электрооборудования вследствие повреждения изоляции или неправильных действий обслуживающего персонала. Для быстрого восстановления нормального электроснабжения необходимо правильно рассчитать токи КЗ и по ним выбрать электрооборудование, защитную аппаратуру и средства ограничения токов КЗ.

Трехфазное КЗ является расчетным для выбора или проверки параметров электрооборудования.

Для выбора или проверки установок релейной защиты и автоматики требуется определение несимметричных токов КЗ. Расчет токов КЗ с учетом всех элементов системы сложен, поэтому для решения большинства практических задач вводятся 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 ёмкости, а следовательно и емкостные токи в воздушной и кабельных сетях;

– не учитывается насыщение магнитных систем, что позволяет считать постоянными и не зависящими от тока индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой сети.

5.2 Составление расчётной схемы электроустановки

Расчетная схема сети представлена на рис. 5.1

Рис.5.1 - Расчетная схема сети

Схема замещения сети представлена на рис. 5.2

Рис. 5.2 - Схема замещения сети

5.3 Определение параметров схемы замещения

Расчет производится в именованных единицах [4]

Напряжение основной ступени (U_ОСН) принимается равным напряжению ступени НН (U_ВН):

.

Определяем параметры систем, по данным токов КЗ.

С1: Imax.3ф = 28692 А, Imin.3ф = 19379 А, Uс = 115 кВ.

С2: Imax.3ф = 8583 А, Imin.3ф = 4526 А, Uс = 115 кВ.

Сопротивление системы определяем по формуле:

, Ом, (5.1)

где - коэффициент трансформации, определяемый в направлении от основной ступени напряжения к той, которая подлежит приведению, .

(Ом),

(Ом),

(Ом),

(Ом).

ЭДС системы равно:

Ес1 = Ес2 = Uс = 115 кВ.

Так как проектируемая подстанция имеет два источника питания, то для расчетов токов КЗ разделим ВЛ - 110 кВ на две части:

W1(W2): W1.1(W2.1) с длиной линии L = 40 км; W1.2(W2.2) - L = 8 км.

ВЛ - 110 выполнена проводом АС - 150.

Находим параметры ВЛ - 110, приведенные к 10 кВ:

- удельное активное сопротивление провода равно Ом/км;

- активное сопротивление:

, Ом, (5.2)

(Ом),

(Ом).

- удельное реактивное сопротивление провода равно Ом/км.

, Ом, (5.3)

(Ом),

(Ом).

Рассчитаем параметры силовых трансформаторов по формулам:

- активное сопротивление:

, Ом, (5.4)

(Ом).

- полное сопротивление:

, Ом, (5.5)

(Ом).

- реактивное сопротивление:

, Ом, (5.6)

(Ом).

Параметры ВЛ - 10 кВ рассчитаны в разделе 3.1 и приведены в таб. 5.1.

Таблица 5.1 - Параметры ВЛ - 10 кВ

Наименование ВЛ - 10 кВ	Обозначение	rвл,Ом	хвл,Ом
Добрец	W8	4,41	2,45
Тырканово	W10	3,6	1,6
ПТФ 1	W4	0,9	0,4
ПТФ 2	W11	1,58	0,88
ПТФ 3	W5	0,66	0,3
ПТФ 4	W12	0,9	0,4
ПТФ 5	W7	1,58	0,88
ПТФ 6	W13	0,9	0,4
Парк 1	W6	3,3	1,5
Парк 2	W9	3,3	1,5

По формулам (3.1) - (3.4) выберем КЛ - 10 кВ для КУ 1(W3) и КУ 2(W14):

(А),

(мм2).

Выбираем кабель марки АВВГнг - 10, 3 х 50, с Iдоп = 105А

52 А < 105А.

Рассчитаем параметры W3 (W14):

Ом/км, Ом/км, L = 0,07 км.

(Ом),

(Ом).

5.4 Расчет токов короткого замыкания

Расчет проводится для двух режимов: максимальный и минимальный. За минимальный режим принимается режим с нормально отключенным секционным выключателем и питанием от системы С1. За максимальный режим принимается режим с включенным секционным выключателем и питанием от системы С2.

Находится начальное значение периодической слагающей тока КЗ по формуле:

кА, (5.7)

где E - суммарная ЭДС;

- суммарное сопротивление до точки КЗ.

Далее находится значение ударного тока короткого замыкания для максимального режима по формуле:

, кА, (5.8)

где Куд - коэффициент ударности.

, (5.9)

где Та - постоянная времени.

(5.10)

Для минимального режима ударный ток не рассчитывается, т.к. выбор аппаратуры проверяется по ударному току в максимальном режиме. Для определения чувствительности релейной защиты находится ток двухфазного КЗ в минимальном режиме по формуле:

, кА. (5.11)

5.4.1 Расчет короткого замыкания в максимальном режиме

По формулам (5.7) - (5.10), произведем расчет для точки К1(К2):

(кА).

Найдем ток КЗ приведенный к стороне 110 кВ:

, кА, (5.12)

 (кА),

(с),

,

(кА).

Результаты расчетов для других точек приведены в таблице 5.2.

Таблица 5.2 - Расчет токов КЗ в максимальном режиме

Номер точки	?r, Ом	?х, Ом	, кА	Та, с	Куд	iуд, кА
К1	6,5•10-3	75•10-3	7,37	0,037	1,76	18,29
К2	6,5•10-3	75•10-3	7,37	0,037	1,76	18,29
К3	74,5•10-3	0,992	6,1	0,042	1,79	15,4
К4	74,5•10-3	0,992	6,1	0,042	1,79	15,4
К5	0,1175	0,998	6,03	0,027	1,69	14,37
К6	0,9745	1,392	3,57	0,0045	1,11	5,59
К7	0,7345	1,292	4,09	0,0056	1,17	6,75
К8	3,3745	2,492	1,45	0,0024	1,02	2,09
К9	1,6545	1,872	2,43	0,0036	1,06	3,63
К10	4,4845	3,442	1,07	0,0024	1,02	1,54
К11	3,3745	2,492	1,45	0,0024	1,02	2,09
К12	3,6745	2,592	1,35	0,0022	1,01	1,92
К13	1,6545	1,872	2,43	0,0036	1,06	3,63
К14	0,9745	1,392	3,57	0,0045	1,11	3,96
К15	0,9745	1,392	3,57	0,0045	1,11	3,96
К16	0,1175	0,998	6,03	0,027	1,69	14,37

5.4.2 Расчет короткого замыкания в минимальном режиме

По формулам (5.7) и (5.11), произведем расчет для точки К1(К2):

(кА).

Найдем ток КЗ приведенный к стороне 110 кВ по (5.12):

(кА),

(кА).

Результаты расчетов для других точек приведены в таблице 5.3.

Таблица 5.3 - Расчет токов КЗ в минимальном режиме

Номер точки	?r, Ом	?х, Ом	, кА	, кА
К1	0,067	0,155	3,28	2,84
К2	0,067	0,155	3,28	2,84
К3	0,806	1,988	3,03	2,62
К4	0,806	1,988	3,03	2,62
К5	0,849	1,994	2,8	2,42
К6	1,706	2,388	2,3	1,99
К7	1,466	2,288	2,48	2,15
К8	4,106	3,488	1,23	1,06
К9	2,386	2,868	1,8	1,56
К10	5,216	4,438	0,95	0,82
К11	4,106	3,488	1,23	1,06
К12	4,406	3,588	1,16	1
К13	2,386	2,868	1,8	1,56
К14	1,706	2,388	2,3	1,99
К15	1,706	2,388	2,3	1,99
К16	0,849	1,994	2,8	2,42

5.5 Проверка ЛЭП на термическую стойкость

Расчет производиться по формуле:

, мм2, (6.13)

где С - постоянная, принимающая значение для СИП - 3 С=;

Та.ср - усредненное значение времени затухания свободных токов КЗ, Та.ср = 0,02 с;

- время срабатывания выключателя, с, для ВВ/ТЕL - 10 с.

Для примера рассчитаем ВЛ - 10 кВ «Добрец»:

(мм2) < ,

данный провод проходит по термической стойкости.

Результаты проверки остальных ЛЭП приведены в таблице 5.4.

Таблица 5.4 - Проверка ЛЭП - 10 кВ на термическую прочность

Номер ЛЭП
W3	50	6,03	0,1	32,1
W4	70	3,57	0,1	19,2
W5	95	4,09	0,1	22
W6	95	1,45	0,1	7,8
W7	50	2,43	0,1	13,1
W8	50	1,07	0,1	5,7
W9	95	1,45	0,1	7,8
W10	70	1,35	0,1	7,3
W11	50	2,43	0,1	13,1
W12	70	3,57	0,1	19,2
W13	70	3,57	0,1	19,2
W14	50	6,03	0,1	32,1

6. Выбор основного оборудования РТП

Выбор электрических аппаратов и проводников производится на основе сформулированных для них расчетных условий и данных электропромышленности о параметрах и технико-экономических характеристиках выпускаемого и осваиваемого перспективного электрооборудования.

На стороне 10 кВ предусмотрена установка вакуумных выключателей серии BB/TEL в КРУН-10 серии К-59.

6.1 Выбор выключателей и разъединителей

Выключатели выбираются по номинальному значению тока и напряжения, роду установки и условиям работы, конструктивному исполнению и отключающим способностям.

Выбор выключателей производится:

1. По напряжению:

, кВ. (6.1)

2. По длительному току:

, А. (6.2)

3. По отключающей способности:

- на электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельному сквозному току короткого замыкания:

, кА, (6.3)

, кА, (6.4)

гдеI_пр.скв - действительное значение предельного сквозного тока КЗ;

- начальное значение периодической слагающей тока короткого замыкания в цепи выключателя.

- на термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу:

кА² ·с, (6.5)

где - предельный ток термической стойкости;

tтерм - нормативное время протекания предельного тока термической стойкости.

6.1.1 Выбор аппаратуры на стороне 110 кВ

Тепловой импульс тока КЗ определяется по формуле:

кА² ·с, (6.6)

гдеТ_а - постоянная времени, Т_а=0,02 с;

t_откл - справочная величина.

с, (6.7)

гдеt_рз.осн - время действия основной релейной защиты, с;

t_в.осн - полное время отключения выключателя, с.

Длительный ток определяем по формуле:

, А, (6.8)

(А).

На стороне 110 кВ устанавливаются элегазовые выключатели ВЭБ-110/31,5/630У1.

Выбор и обоснование выбора выключателей и разъединителей на стороне ВН приведены в табл. 6.1.

Таблица 6.1 - Результаты расчета и технические данные аппаратуры

Условия выбора	Численное значение	Тип оборудования
		Выключатель ВЭБ-110/31,5/630У1	Разъединитель РДЗ - 1 (2) - 110/1000
Uном ? Uуст	Uном =110 кВ	Uном =110 кВ	Uном =110 кВ
Iном ? Iраб.max	Iраб.max = 39,8 А	Iном = 1250 А	Iном = 1000 А
Iоткл ? Iкз	Iкз = 7,37 кА	Iоткл = 40 кА	-
Iпр.скв ? iуд	iуд = 18,29 кА	Iпр.скв = 50 кА	Iпр.скв = 40 кА
I2·t ? Вк	Вк = 10,08 кА2 ·с	I2·t = 7500 кА2·с	I2·t = 4800 кА2·с

6.1.2 Выбор аппаратуры на стороне 10 кВ

Определим значение длительного тока на вводах НН:

(А).

Выбор и обоснование выбора выключателей на стороне НН приведены в табл. 6.2.

Таблица 6.2 - Результаты расчета и технические данные аппаратуры

Условия выбора	Численное значение	Тип оборудования
		Выключатель BB/TEL-10-20/1000 У2
Uуст ?Uном	Uном =10 кВ	Uном = 10 кВ
Iном ? Iраб.max	Iраб.max = 437,5 А	Iном = 1000 кА
Iоткл ? Iкз	Iкз = 6,1 кА	Iоткл = 20 кА
Iпр.скв ? iуд	iуд = 15,4 кА	Iпр.скв = 20 кА
I2·t ? Вк	Вк =1,94 кА2·с	I2·t = 1200 кА2·с

Вакуумные выключатели устанавливаем в КРУН серии К-59. Основные характеристики приведены в табл. 6.3.

Таблица 6.3 - Основные технические характеристики КРУН серии К-59

Uном, кВ	Iном, А	Iоткл, кА	Iдин, кА	Iтерм, кА в теч. 3 с	Тип выключателей
	главных цепей	сборных шин
10	1000	1000	20	51	20	BB/TEL-10-20/1000 У2

6.2 Выбор предохранителей, трансформаторов тока и напряжения

6.2.1 Выбор предохранителей

Условие выбора предохранителей согласно (6.1), (6.2) и (6.3).

На стороне 10 кВ для трансформаторов напряжения выбираем предохранитель типа ПКН 001-10-2-20 У3 со следующими параметрами:

U_ном = 10 кВ; I_ном = 2 А; I_откл = 20 кА.

Для ТСН - 10 кВ:

(А).

Выбираем предохранитель типа ПКТ - 10 - 8/8 - 20У3, параметры:

U_ном = 10 кВ; I_ном.пр. = 8 А; I_{ном.пл.вст.} = 8 А I_откл = 20 кА.

6.2.2 Выбор трансформаторов тока

Выбор трансформаторов тока осуществляется:

- по напряжению установки ;

- по току ;

- по конструкции и классу точности;

- по электродинамической устойчивости ;

- по термической стойкости .

На стороне 110 кВ устанавливаем трансформатор тока встроенный в силовой трансформатор типа ТВТ-110-I-100/5 по два на ввод.

Таблица 6.4 - Выбор трансформаторов тока на стороне 110 кВ

Условия выбора	Численное значение	Тип оборудования
		Для силового трансформатора ТВТ-110-1-100/5
Uуст ?Uном	Uном =110 кВ	Uном =110 кВ
Iном ? Iраб.max	Iраб.max = 39,8 А	Iном = 100 А
Iпр.скв ? iуд	iуд = 18,29 кА	Iпр.скв = 20 кА
I2·t ? Вк	Вк =10,08 кА2·с	I2·t = 48 кА2·с

На стороне 10 кВ устанавливаем трансформаторы тока типа ТЛК-10-6. Расчетные данные для выбора и каталожные данные приведены в табл. 6.5-6.6

Таблица 6.5 - Выбор трансформаторов тока на стороне 10 кВ

Условия выбора	Численное значение	Тип оборудования
		Для выключателя на вводе ТОЛ-10-600/5
Uуст ?Uном	Uном =10 кВ	Uном =10 кВ
Iном ? Iраб.max	Iраб.max = 437,5А	Iном = 600 А
Iпр.скв ? iуд	iуд = 15,4 кА	Iпр.скв = 100 кА
I2·t ? Вк	Вк =1,94 кА2·с	I2·t = 1015,68 кА2·с

Таблица 6.6 - Выбор трансформаторов тока на стороне 10 кВ

Условия выбора	Численное значение	Тип оборудования
		Для секционного выключателя ТОЛ-10-400/5	Для выключателя на линии ТОЛ-10-150-50/5
Uуст ?Uном	Uном =10 кВ	Uном =10 кВ	Uном =10 кВ
Iном ? Iраб.max	Iраб.max = 220/115,6/ /32,4 А	Iном = 400 А	Iном = 150/50 А
Iпр.скв ? iуд	iуд = 15,4 кА	Iпр.скв = 100 кА	Iпр.скв = 52/17,6 кА
I2·t ? Вк	Вк =1,94 кА2·с	I2·t = 1015,68 кА2·с	I2·t = 119,07 кА2·с

На отходящие ВЛ - 10 кВ устанавливаем трансформаторы тока нулевой последовательности марки ТНПШ - 10. Расчетные данные для выбора и каталожные данные приведены в табл. 6.7.

Таблица 6.7 - Выбор трансформаторов тока нулевой последовательности на стороне 10 кВ

Условия выбора	Численное значение	Тип оборудования
		Для выключателя на вводе ТНПШ-10-150-50/5
Uуст ?Uном	Uном =10 кВ	Uном =10 кВ
Iном ? Iраб.max	Iраб.max = 115,6/32,4А	Iном = 150/50 А
Iпр.скв ? iуд	iуд = 15,4 кА	Iпр.скв = 52/17,6 кА
I2·t ? Вк	Вк =1,94 кА2·с	I2·t = 119,07 кА2·с

6.2.3 Выбор трансформаторов напряжения

Выбор трансформатора напряжения производиться по условию (6.1), представлен в табл. 6.8.

Таблица 6.8 - Выбор трансформаторов напряжения

Тип ТН	Uном, кВ	Uном1, кВ	Uном2.осн, В	Uном2.доп, В	Sном, В·А	Sпред, В·А
НКФ-110	110	110		100	300	2000
НАМИТ-10	10	10	100		120	1000

6.3 Выбор ограничителей перенапряжения

Защиту от перенапряжений изоляции трансформаторов и аппаратуры выше 1 кВ подстанции выполняем ограничителями перенапряжения. Условие выбора ограничителей напряжения соответствует (6.1).

Таблица 6.8 - Выбор ограничителей напряжения

Тип ОПН	ОПН-Т-110 УХЛ1	ОПН-Т-10 УХЛ1
Класс напряжения установки, кВ	110	10
Наибольшее рабочее длительно допустимое напряжение, кВ	108	12,7
Номинальный разрядный ток, кА	5	5

6.4 Выбор оборудования установленного в нейтрали трансформатора

В нейтрали силовых трансформаторов устанавливаются:

1.Ограничители перенапряжения: ОПН-Т-110 УХЛ1;

2.Заземляющий разъединитель марки ЗОН-110М-II У1;

3.Трансформаторы тока ТВТ-110-I-300/5.

6.5 Выбор шин

Выбор шин производится по следующим условиям [3]:

- по допустимому току

, А, (6.9)

- на термическую стойкость

, мм2, (6.10)

гдеs - сечение выбранной шины,

мм2, (6.11)

гдеs_min - минимальное сечение по термической стойкости;

В_к - тепловой импульс, А²·с;

С - коэффициент зависящий от материала шин. Для алюминиевых шин [3] принимаем ;

- на электродинамическую стойкость (производится определение частоты собственных колебаний шин):

Гц, (6.12)

где f₀ - частота собственных колебаний шин, Гц;

l - длина провода между изоляторами, м;

s - сечение шины, см²;

J - момент инерции поперечного сечения шины, см⁴;

Для прямоугольных шин:

см⁴, (6.13)

где b - толщина шины, см;

h - ширина шины, см;

Для шин трубчатого сечения

, см⁴, (6.14)

где D - наружный диаметр шины, см;

d - внутренний диаметр шины, см.

Если частота собственных колебаний f₀ < 200 Гц, то производится механический расчет по условию:

урасч ? удоп , МПа, (6.15)

где у_доп - допустимое механическое напряжение в материале шин, МПа. По [3] принимаем для алюминиевых шин у_доп = 82 МПа;

, МПа, (6.16)

гдеу_доп - расчетное механическое напряжение, МПа;

i_уд - ударный ток, А;

l - длина пролета между изоляторами, м;

а - расстояние между фаз, м;

W - момент сопротивления шины, см³.

Для однополосных шин прямоугольного сечения :

см³. (6.17)

Для шин трубчатого сечения:

, см³. (6.21)

Для ошиновки ОРУ-110 кВ выбираем алюминиевые шины трубчатого сечения ШАТ. Расположение фаз - горизонтальное. Сечение шины s=68 мм², наружный диаметр D = 16 мм, внутренний диаметр d = 13 мм, допустимый ток I_доп = 295 А.

Проверяем шины по допустимому току:

Imax = 39,8 A< Iдоп= 245 А.

Проверяем шины на термическую стойкость:

(мм2),

т.е. .

Проверяем шины на электродинамическую стойкость:

Принимаем длину пролета l = 8 м, тогда частота собственных колебаний:

< 200 Гц,

т.е. требуется механический расчет. Момент сопротивления шины:

Принимаем междуфазное расстояние а = 2 м, тогда механическое напряжение в материале шины:

(МПа),

т.е. урасч < удоп = 82 МПа.

Таким образом, шины проходят по условиям механической прочности.

Для ошиновки КРУ-10 кВ выбираем алюминиевые шины прямоугольного сечения ШАТ размером 40Ч5мм² .Допустимый ток I_доп=540А.

Проверяем шины по допустимому току:

Imax = 437,5 A < Iдоп= 540 А.

Проверяем шины на термическую стойкость:

( мм2),

т.е.

.

Проверяем шины на электродинамическую стойкость:

Принимаем длину пролета l = 1 м, тогда частота собственных колебаний:

> 200 Гц.

Значит, механический расчет не требуется.

трансформатор ток релейный

7. Проектирование релейной защиты и автоматики (РЗиА)

РЗиА ПС реализуется на базе микропроцессорных устройств РЗА серии “Сириус”, изготавливаемых Научно-производственной фирмой “Радиус”.

“Сириус” обеспечивает следующие эксплуатационные возможности:

- выполнение функций защит, автоматики и управления, определенных ПУЭ и ПТЭ;

- сигнализацию срабатывания защит и автоматики, положения коммутационных аппаратов, неисправности самой защиты;

- задание внутренней конфигурации (ввод защит и автоматики, выбор защитных характеристик, количество ступеней защиты и т. д.) программным способом;

- фиксацию, хранение и отображение аварийных электрических параметров защищаемого объекта до девяти последних аварийных событий с автоматическим обновлением информации;

- осциллографирование аварийных процессов;

- хранение и выдачу информации о количестве и времени пусков и срабатываний защит;

- учет количества отключений выключателя и циклов АПВ;

- пофазный учет токов при аварийных отключениях выключателя;

- контроль и индикацию положения выключателя, а также исправности его цепей управления;

- получение дискретных сигналов управления и блокировок, выдачу команд управления, аварийной и предупредительной сигнализации;

- двусторонний обмен информацией с Автоматизированной Системой Управления (АСУ) и ПЭВМ по стандартным последовательным каналам связи;

- подключение к импульсным выходам счетчиков электроэнергии для передачи информации в АСУ;

Питание устройства может осуществляться от источника переменного (от 45 до 55 Гц), постоянного или выпрямленного тока напряжением 220 В [9].

7.1 Релейная защита линий 10 кВ

На одиночных линиях 10 кВ с односторонним питанием от междуфазных замыканий, как правило, должна устанавливаться двухступенчатая токовая защита: первая ступень - токовая отсечка, вторая ступень - максимальная токовая защита (МТЗ) с независимой или зависимой характеристикой времени срабатывания [5].

Замыкание на землю одной фазы в сетях с изолированной нейтралью не является КЗ. Поэтому защиту выполняют действующей на сигнал и, только когда это необходимо по требованиям безопасности, действующей на отключение.

Для защиты отходящих линий 10 кВ применяются микропроцессорные устройства релейной защиты серии “Сириус-2Л”, в которых реализуется алгоритм перечисленных выше защит.

Терминал устанавливается в ячейке КРУН и выдает сигналы на управление выключателем присоединения. Устройство подключается к измерительным трансформаторам тока фаз A и C с номинальным вторичным током 5 А.

7.1.1 Расчет уставок защит

1. Токовая отсечка (т. о.)

Токовой отсечкой называется токовая защита максимального типа, селективное действие которой обеспечивается за счет ограничения зоны действия.

Ток срабатывания:

 А, (7.1)

где k_ЗАП - коэффициент запаса, k_ЗАП = 1,05;

I⁽³⁾_К,MAX - максимальный ток КЗ в конце защищаемой линии, [см. табл.5.2 ].

Зоной гарантированного действия т. о. является участок линии в ее начале, при повреждении на котором минимальный ток КЗ будет больше, чем ток срабатывания отсечки. Считается, что т. о. достаточно эффективна, если зона действия не меньше 20 % протяженности контролируемой линии. Отсечка должна быть отстроена от бросков тока намагничивания всех трансформаторов, питающихся по защищаемой линии, [10]:

А, (7.2)

где I_НОМ.Т - сумма номинальных токов трансформаторов этой линии.

Время срабатывания т. о. определяется собственным временем срабатывания защиты (t_З) и временем отключения выключателя (t_ВЫК):

с (7.3)

2. Токовая отсечка с выдержкой времени (т. о. в.)

Ток срабатывания:

А, (7.4)

где I_С.О.2 - ток срабатывания отсечки предыдущей защиты.

Время срабатывания,

 с, (7.5)

где - ступень селективности, которая принимается равной 0,51с

t_С.О.2 - время срабатывания т. о. предыдущей защиты.

3. Максимальная токовая защита (МТЗ)

МТЗ - токовая защита максимального типа, селективное действие которой обеспечивается за счет разных выдержек времени срабатывания.

Ток срабатывания защиты:

А, (7.6)

где k_В - коэффициент возврата, для “Сириус 2Л”, k_В = 0,95;

k_СЗ - коэффициент самозапуска, учитывающий возможность увеличения тока в защищаемой линии вследствие самозапуска электродвигателей при восстановлении напряжения после отключения КЗ. Так как среди потребителей отсутствуют мощные электродвигатели, то k_СЗ= 1,25;

I_РАБ.MAX - максимальный ток в линии в нормальном режиме.

Время срабатывания защиты:

с, (7.7)

где t_С.ПР.З. - время срабатывания защиты предыдущей ступени.

7.1.2 Оценка чувствительности

Коэффициент чувствительности определяется по формуле:

(7.8)

где I⁽²⁾_К,MIN - минимальный ток КЗ в конце защищаемой линии, см. табл. 7.2.

Чувствительность защиты считается достаточной, если k_Ч 1,5 - для основной зоны действия МТЗ, а для резервируемого участка - k_Ч 1,2.

Ток срабатывания:

А, (7.9)

где К_Т - коэффициент трансформации трансформатора тока;

k_СХ - коэффициент схемы, определяющийся способом соединения обмоток трансформатора тока. При соединении обмоток: Y/Y- k_СХ =1.

7.1.3 Расчет уставок защиты линии 10 кВ - W8 («Добрец»)

Так как очевидно, что применение селективной токовой отсечки, отстроенной от тока КЗ в месте ближайшего присоединения трансформатора 10/0,4, в данном случае является неэффективным (зона защиты менее 20% длины линии), то проверяется возможность использования неселективной токовой отсечки.

Ток срабатывания отсечки:

, (А),

Токовая отсечка защищает более 20 % длины линии: 56 % (см. рис.7.1). Эта отсечка не должна срабатывать при КЗ в точке за ближайшим трансформатором ответвления. Ток КЗ в точке за этим трансформатором: (А). Ток срабатывания отсечки: (А), следовательно, это условие выполняется.

Отстройка от бросков тока намагничивания всех трансформаторов, питающихся по защищаемой линии:

(А) > (3 ч 4)·32,4 = 97,2 ч 129,6, (А)

Это условие также выполняется.

Время срабатывания токовой отсечки:

Рис. 7.1 - Зона действия токовой отсечки

Ток уставки:

(А).

Ток срабатывания МТЗ:

(А)

Время срабатывания МТЗ:

Коэффициент чувствительности:

> 1,5.

Ток уставки:

(А).

Проверка ТТ на 10% погрешность [11].

Ом (7.10)

где Z_Н.РАСЧ - вторичная нагрузка трансформатора тока;

Z_Н.ДОП - номинальная допустимая нагрузка ТТ в выбранном классе точности.

Предельная кратность определяется по результатам расчёта отсечки:

(7.11)

По кривым предельной кратности для ТЛК-10 Z_Н.ДОП = 0,25 Ом [11].

Фактическое расчетное сопротивление нагрузки:

Ом, (7.12)

где R_ПР - сопротивление соединительных проводов, которое зависит от их длины и сечения;

R_К - сопротивление контактов, принимается равным 0,1 Ом [11];

R_ПРИБ - сопротивление приборов (устройства “Сириус 21Л”):

Ом, (8.13)

где S_ПРИБ - мощность, потребляемая “Сириус 21Л”;

I₂² - вторичный номинальный ток устройства.

Сопротивление “Сириус 21Л”:

сопротивление соединительных проводов:

(8.14)

где - удельное сопротивление материала провода;

l_РАСЧ - длина соединительных проводов от ТТ до устройства “Сириус 21Л”, которое приблизительно равно 4 м [9];

q - сечение соединительных проводов, минимальное сечение по условиям прочности для медных жил - 2,5 мм² [1].

Результирующее сопротивление равно:

что меньше, чем Z_Н.ДОП = 0,25 Ом, следовательно, полная погрешность трансформатора тока менее 10%.

Аналогично рассчитываются уставки защит остальных линий 10 кВ. результаты расчета сведены в табл. 7.1.

Таблица 7.1 - Уставки защит линий 10 кВ

Линия (рис. 7.1)	I(3)MAX, А	I(2)MIN, А	Iраб,max, А	Кт	IС.О., А	IС.З., А	kЧ,МТЗ	tмтз, с
W3	6030	2420	52	75/5	6331,5	71,8	33,7	1
W4	3570	1990	72,8	100/5	3748,5	100,5	19,8	1
W5	4090	2150	119,6	150/5	4294,5	165,1	13	1
W6	1450	1060	115,6	150/5	1522,5	159,5	6,6	1
W7	2430	1560	18,5	50/5	2551,5	25,5	61,2	1
W8	1070	820	32,4	50/5	1123,5	44,8	18,3	1
W9	1450	1060	115,6	150/5	1522,5	159,5	6,6	1
W10	1350	1000	76,3	100/5	1417,5	105,3	9,5	1
W11	2430	1560	64,7	100/5	2551,5	89,3	17,5	1
W12	3570	1990	72,8	100/5	3748,5	100,5	19,8	1
W13	3570	1990	96	100/5	3748,5	132,5	15	1
W14	6030	2420	52	75/5	6331,5	71,8	33,7	1

Расчетные данные уставок вводятся в терминал “Сириус” с встроенной клавиатуры или через ПЭВМ.

7.2 Защита силовых трансформаторов

Для трансформаторов, согласно [1], должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

- многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

- витковых замыканий в обмотках;

- токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;

- однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах, присоединенных к сети с заземленной нейтралью;

- токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

- понижения уровня масла;

- однофазных замыканий на землю в сетях с изолированной нейтралью, если трансформатор питает сеть, в которой отключение однофазных замыканий на землю необходимо по требованиям безопасности.

В качестве защит от повреждений трансформатора применяются дифференциальная и газовая защиты. В качестве защиты от внешних КЗ и перегрузки трансформатора применяются максимальные токовые защиты.

Для реализации алгоритмов защит трансформаторов применяются микропроцессорные устройства релейной защиты серии “Сириус-Т3”. также на трансформаторах устанавливается газовая защита.

7.2.1 Дифференциальная защита трансформаторов (ДЗТ)

Общими уставками защиты являются [9]:

- - номинальный вторичный ток стороны ВН трансформатора, соответствующий его номинальной мощности;

- - номинальный вторичный ток стороны НН трансформатора, соответствующий его номинальной мощности;

- группа ТТ ВН - группа сборки цифровых ТТ на стороне ВН;

- группа ТТ НН - группа сборки цифровых ТТ на стороне НН;

- размах РПН - размах регулирования РПН;

- сторона РПН - сторона силового трансформатора, на которой установлено устройство РПН.

значения первичных и вторичных токов плеч дифференциальной защиты:

(7.15)

(7.16)

где - первичный ток на сторонах защищаемого трансформатора, соответствующий его номинальной мощности;

- вторичный ток в плечах защиты, соответствующий номинальной мощности защищаемого трансформатора;

K_I - коэффициент трансформации трансформатора тока;

- коэффициент схемы, определяющийся способом соединения обмоток трансформатора тока. Для схем соединения ТТ в звезду , для схем, соединенных в треугольник

Расчет сведен в табл. 7.2.

Система регулирования напряжения трансформатора ТМН- 6300/110/10: РПН

Таблица 7.2 - Расчет по полному диапазону регулирования

величина	Числовое значение для стороны
	110 кВ	10 кВ
, А
KI	100/5	600/5
, А
Размах РПН, %	16

1. Дифференциальная отсечка (функция ДЗТ -1):

Дифференциальная токовая отсечка предназначена для быстрого отключения повреждений, сопровождающихся большим дифференциальным током. Она работает без каких-либо блокировок и не имеет торможения. Ступень срабатывает, когда действующее значение первой гармоники дифференциального тока превышает уставку “I_ДИФ/I_НОМ”. Уставка срабатывания задается как отношение дифференциального тока к номинальному вторичному току обмотки питающей стороны трансформатора.

Согласно [10] уставка должна выбираться из двух условий:

- отстройки от броска тока намагничивания силового трансформатора;

- отстройки от максимального тока небаланса.

Принимается большее из этих значений.

отстройка от броска намагничивающего тока

Согласно [10] при включении силового трансформатора со стороны высшего напряжения отношение амплитуды броска тока намагничивания к амплитуде номинального тока защищаемого трансформатора не превышает 5. Это соответствует отношению амплитуды броска тока намагничивания к действующему значению номинального тока первой гармоники, равному Отсечка реагирует на мгновенное значение дифференциального тока, протекающего в течение 3 мс, и на первую гармонику этого же тока. Уставка по мгновенному значению равна Минимально возможная уставка по первой гармонике равна 4, что соответствует по отношению амплитуды к действующему значению или по отношению амплитуд. Сравнение полученных значений свидетельствует об отстроенности отсечки по мгновенным значениям от возможных бросков тока намагничивания.

Расчеты показывают, что действующее значение первой гармоники броска тока намагничивания не превышает 0,35 от амплитуды броска. Если амплитуда равна 7 действующим значениям номинального тока, то действующее значение первой гармоники равно Следовательно, даже при минимальной уставке в 4I_НОМ отсечка отстроена от бросков тока намагничивания и при реагировании на первую гармонику дифференциального тока.

отстройка от тока небаланса при внешнем КЗ

рекомендуется выбирать уставку по условию:

(7.17)

где k_ОТС - коэффициент отстройки, который принимается равным 1,2;

I_НБ* - отношение максимального тока небаланса к номинальному току трансформатора.

Составляющая тока небаланса, обусловленная погрешностью ТТ, определяется следующим образом:

(7.18)

где k_АПЕР - коэффициент, учитывающий наличие апериодической составляющей в полном токе КЗ, для быстродействующих защит равен 1;

k_ОДН - коэффициент однотипности, принимается равным 1, если ТТ одного типа;

е - полная допустимая погрешность ТТ, е = 0,1;

I_{К ВН MAX} - периодическая слагающая тока (в момент времени t = 0) при расчетном внешнем КЗ.

, (А).

Вторая составляющая тока небаланса, обусловленная регулированием напряжения защищаемого трансформатора, определяется по выражению:

(7.19)

где U - размах РПН, т.е. относительная погрешность, обусловленная регулированием напряжения защищаемого трансформатора.

, (А)

Третья составляющая тока небаланса, обусловленная неточностью задания номинальных токов защищаемого трансформатора - округлением при установке, а также некоторыми метрологическими погрешностями, вносимыми элементами устройства:

, (7.20)

где - расчетное значение, которое принимается равным 0,04 [9].