Реконструкция подстанции 110/10 кВ "Починная Сопка" п. Починная Сопка Новгородской области

Значение Т_а для данной точки берём из п. 5.4 дипломного проекта, тогда

Т_а= 0,11 с. Отсюда по формуле (5.18) находим значение _аt для точки К2:

;

.

Таким образом, апериодическая составляющая в момент отключения КЗ в точке К2 практически будет равна нулю, поэтому её при дальнейших расчетах не учитываем. Это условие относитси к максимальному и минимальному режимам.

Расчёт периодической составляющей тока КЗ в момент отключения повреждения t_отк не производим, так как приняли, что источник (система) находится на значительном электрическом удалении от места к.з. и поэтому периодическая составляющая тока КЗ не затухает с течением времени, то есть она равна сверхпереходному току КЗ при t = 0 c.

Таким образом: I_п.t.1 = I”_К1 = 1,96 кА; I_п.t.2 = I”_К2 = 2,74 кА, I_п.t.3 = I”_К3 = 0,42 кА; I_п.t.4 = I”_К4 = 0,27 кА

Данные расчетов токов короткого замыкания в максимальном режиме работы энергосистемы сведём в таблицу 5.3.

Таким образом: I_п.t.1 = I”_К1 = 0,41 кА; I_п.t.2 = I”_К2 = 1,85 кА, I_п.t.3 = I”_К3 = 0,4 кА; I_п.t.4 = I”_К4 = 0,26 кА

Данные расчетов токов короткого замыкания в минимальном режиме работы энергосистемы сведём в таблицу 5.4.

Таблица 5.3. - Расчеты токов КЗ для максимального режима

Точка КЗ	Uн,кВ	I,кА	iу,кА	Int,кА	Та,c
К1	110	1,96	4,46	1,96	0,02
К2	10	2,74	7,4	2,74	0,11
К3	10	0,38	0,53	0,38	0,0016
К4	10	0,24	0,34	0,24	0,0014

Таблица 5.4. - Расчеты токов КЗ для минимального режима

Точка КЗ	Uн,кВ	I,кА	iу,кА	Int,кА	Та
К1	110	0,41	1,1	0,41	0,075
К2	10	1,85	5,02	1,85	0,16
К3	10	0,37	0,52	0,37	0,00184
К4	10	0,238	0,3	0,238	0,00156

6. Выбор схемы электрических соединений ПС «Починная Сопка» и её конструктивного исполнения

6.1 Выбор главной схемы подстанции на напряжение 110кВ

Схему ПС выбираем с учётом установленной мощности потребителей электроэнергии и категории их надёжности, характера электрических нагрузок и размещения их на ситуационном плане района. Схема ПС включает в себя два понизительных трансформатора типа ТМН 6300/110 и распределительные устройства.

ПС «Починная Сопка» является тупиковой, присоединенная к питающим линиям 110 кВ с односторонним питанием, поэтому применяем блочную схему: две линии, независимо работающие в нормальном режиме, два трансформатора, с ремонтной перемычкой с двумя разъединителями. Взамен ОД и КЗ устанавливаю элегазовые выключатели, разъединители, ОПН вместо разрядников.

Конструктивное исполнение ПС определяется принятой схемой и условиями окружающей среды. Так как условия окружающей среды в районе нормальные, то РУ 110 кВ выполняем открытым (ОРУ). ОРУ должно обеспечить надежность работы, безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение, возможность расширения, максимальное применение крупно блочных узлов заводского изготовления. Все аппараты ОРУ располагаем на невысоких основаниях (металлических). По территории ОРУ предусматриваем проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования. Шины выполняем гибкими из многопроволочных проводов и крепим их с помощью подвесных изоляторов на порталах. Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты и автоматики прокладываем в лотках из железобетонных конструкций. Открытое РУ ограждаем.

Данная схема отличается наглядностью, достаточной надежностью, гибкостью и простотой технического обслуживания. А главное, позволяет обеспечить высокий уровень надежности электроснабжения потребителей, питающихся от данной подстанции, а также повышает надежность работы всей сети в целом.

Рис. 6.1. РУ 110 кВ - ПС «Починная Сопка»

6.2 Выбор главной схемы подстанции на напряжение 10кВ

На основании НТП подстанций на напряжение 10 кВ принимаем схему с одной секционированной системой сборных шин.



Рис.6.2. Схема КРУН-10кВ

В нормальном режиме секционные выключатели BB/TEL-10/630 отключены по условию ограничения токов короткого замыкания.

Секционированный выключатель срабатывает автоматически при авариях с одним из трансформаторов, чтобы не нарушать электроснабжение потребителей. Для этого выключатели снабжают устройствами автоматического включения резервного питания (АВР). На каждую цепь необходим один выключатель, который служит для включения и отключения цепи в нормальном режиме и аварийном при прекращении электроснабжения одной из секции шин.

РУ низшего напряжения ПС выполняем закрытым и для его устройства используем вместо ячеек КРУН серии К-37 ячейки КРУН типа К-59. В ячейке КРУН типа К-59 установлены вакуумные выключатели, имеется электронагреватель для обогрева механической части привода. КРУ выкатного исполнения, так как от РУ 10 кВ запитаны ответственные потребители II категории и может понадобиться быстрая замена выключателя. Кроме выключателя, на выкатной тележке монтируют трансформаторы напряжения и ограничители перенапряжений, силовые предохранители, разъёмные контакты соединений главной цепи и трансформаторы 10/0,4кВ мощностью до 63 кВА собственных нужд ПС.

Достоинства схемы:

1. Малая аварийность из-за неправильных действий дежурного персонала.

2. Позволяет использовать КРУ, что снижает стоимость монтажа, позволяет применять механизацию и уменьшить время сооружения электроустановки.

3. Авария на сборных шинах приводит к отключению только одного источника питания и половины потребителей.

4. Простота, наглядность, экономичность, достаточно высокая надёжность.

Недостатки схемы: 1. При повреждении и последующем ремонте одной секции, ответственные потребители, нормально питающиеся с обеих секций, остаются без резерва, а потребители, незарезервированные по сети, отключаются на всё время ремонта.

6.3 Выбор схемы собственных нужд подстанции

На подстанции применяется постоянный оперативный ток, так как подстанция проектируется на 110 кВ и установлены элегазовые выключатели 110 кВ. Установлено два трансформатора собственных нужд. Принимаем схему собственных нужд с неявным резервом, на секционном автомате установлена АВР. Схема собственных нужд подстанции представлена на рисунке 6.3.

Нагрузка собственных нужд.

Состав потребителей собственных нужд подстанции зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, типа и количества оборудования.

Основной нагрузкой собственных нужд подстанции является обогрев выключателей 110 кВ и их приводов, отопление и освещение КРУН, освещение и отопление ОПУ и т.д.

Трансформаторы собственных нужд присоединяют к шинам 10 кВ.

Нагрузка собственных нужд подстанции приведена в таблице 6.1.



Рис.6.3. Схема собственных нужд.

Таблица 6.1. - Мощности потребителей собственных нужд.

Вид потребителя	Установленная мощность, кВт	з	cosц	tgц	Расчётная нагрузка трансформатора
	Мощность единицы и количества, кВт•шт	Общая мощность, кВт				Летом	Зимой
						Коэффициент спроса	Акт. Мощность, кВт	Реакт.Мощность, квар	Коэффициент спроса	Акт. Мощность, кВт	Реакт. мощность, квар квар
Освещение ОРУ 110 кВ	-	20	1	1	0	0,35	7	-	0,35	7	-
Освещение ОПУ	-	12	1	1	0	0,7	8,4	-	0,7	8,4	-
Подогрев шкафов КРУН 10 кВ	1х16	16	1	1	0	-	-	-	1	16	-
Подогрев релейных шкафов КРУН 10 кВ	0,25х 16	4	1	1	0	-	-	-	1	4	-
Подогрев шкафов КРУН 10кВ	0,6х16	9,6	1	1	0	-	-	-	1	9,6	-
Подогрев выключателей 110кВ	10,5х2	21	1	1	0	-	-	-	1	21	-
Подогрев приводов выключателей 110 кВ	0,42х2	0,84	1	1	0	-	-	-	1	0,84	-
Аппаратура связи и телемеханики	-	6	1	1	0	1	6	-	1	6	-
Зарядно-подзарядный агрегат	23х2	46	0,91	0,85	0,62	0,12	6,06	3,75	0,12	6,06	-
Постоянно включённые лампы и измерительные приборы	-	2	1	1	0	1	2	-	1	2	-
Силовая нагрузка ОПУ	-	5	0,85	0,85	0,62	0,5	3	2	0,5	3	2
Итого:	32,46	5,75		80,9	2

6.4 Выбор трансформатора собственных нужд

Расчетная активная нагрузка трансформатора собственных нужд.

(6.1)

где: - коэффициент спроса;

- КПД.

Расчетная реактивная нагрузка трансформатора собственных нужд.

(6.2)

Мощность трансформаторов собственных нужд на подстанции с постоянным дежурным персоналом.

(6.3)

где: К_С - коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки.

Мощность трансформатора собственных нужд.

(6.4)

где: 1,3 - допустимая перегрузка трансформатора собственных нужд на 30%

Мощность трансформаторов собственных нужд по (6.3):

Мощность трансформатора собственных нужд по (6.4):

Принимаем к установке два трансформатора типа ТМ-63/10/0,4.

Каталожные данные трансформаторов сведены в таблицу 6.2.

Таблица 6.2. - Каталожные данные трансформатора ТМ-63

Мощность, кВ•А	Сочетание напряжений, кВ	Схема и группа соединения обмоток	Потери, кВт	Напряжение короткого замыкания (не более),%	Ток холостого хода
	ВН	НН		холостого хода	короткого замыкания
63	10	0,4	У/Ун-0	0,23	1,28	4,5	2,6

7. Выбор электрических аппаратов ПС 110/10 кВ «Починная Сопка»

7.1 Выбор электрических аппаратов в цепи трансформатора на напряжение 110 кВ

Выбор выключателей и разъединителей 110 кВ.

Выключатель является основным аппаратом в электрических установках, он служит для отключения и включения в цепи в любых режимах: длительная нагрузка, перегрузка, короткое замыкание, холостой ход. Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее короткое замыкание. Выключатели высокого напряжения должны длительно выдерживать номинальный ток I_ном и номинальное напряжение U_ном.

Для выбора производим сравнение указанных расчетных величин с допускаемыми значениями. Для этого составляем таблицу 7.1. сравнения указанных расчетных и допустимых величин. При этом для обеспечения надежной безаварийной работы расчетные величины должны быть меньше допустимых.

Допустимо производить выбор выключателей по важнейшим параметрам:

по напряжению установки:

(7.1)

по длительному току:

; (7.2)

Производится проверка на симметричный ток отключения по условию:

 (7.3)

Проверяется возможность отключения апериодической составляющей тока:

(7.4)

где: - наибольший ток КЗ (действующее значение);

i_а,ном - номинальное допустимое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени t;

_ном - номинальное значение относительного содержания апериодической

составляющей в отключаемом токе (определяется для момента расхождения контактов , по каталогам. Если с, то принимают );

i_а,t - апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов;

t - наименьшее время от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов.

Согласно условию оно составляет:

t_отк= t _р.з + t _с.в, с

где: t_р.з. - минимальное время действия релейной защиты для зоны по токам КЗ, где установлен данный выключатель, с;

t_с.в - собственное время отключения выключателя, с.

Если условие соблюдается, а i_а,t>i_а,ном, то допускается проверку по отключающей способности производить по полному току КЗ:

. (7.5)

На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельному сквозному току КЗ.

, (7.6)

где: I_пр,с - действующее значение предельного сквозного тока КЗ (по каталогу);

i_пр,с - амплитудное значение предельного сквозного тока КЗ (по каталогу), эти токи выключатель выдерживает во включенном положении без повреждений, препятствующих дальнейшей работе;

I_п.о - начальное значение периодической составляющей тока КЗ в цепи выключателя;

i_у - ударный ток КЗ в цепи выключателя;.

На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу:

(7.7)

где: В_К - тепловой импульс (по расчету);

I_Т - предельный ток термической стойкости (по каталогу);

t_Т - длительность протекания тока термической стойкости, с.

Разъединители, устанавливаемые в открытых распределительных устройствах, должны обладать соответствующей изоляцией и надежно выполнять свои функции в неблагоприятных условиях окружающей среды.

Разъединителями нельзя отключать токи нагрузки, так как контактная система их не имеет дугогасительных устройств и в случае ошибочного отключения токов нагрузки возникает устойчивая дуга, которая может привести к междуфазному КЗ и несчастным случаям с обслуживающим персоналом. Перед операцией разъединителем цепь должна быть разомкнута выключателем.

Выбор разъединителей производится по условиям приведённым выше.

Наибольший ток через выключатель и разъединитель 110 кВ течёт, когда один из понизительных трансформаторов Т1 или Т2 выведен из работы. Его значение составит:

Таблица 7.1. - Проверка выключателя и разъединителя

Условия проверки	Расчётные данные	Каталожные данные
		Выключатель ABB LTB145D1/B	Разъединитель ABB SGF123n
Uуст Uном	Uуст=110 кВ	Uном=110кВ	Uном=110 кВ
Imax Iном	Imax=31,45А	Iном=3150 А	Iном=1600 А
I” Iпр.с	I”=1,96 кА	Iпр.с=40 кА	Iпр.с=40 кА
iу iпр.с	iу=4,46кА	iпр.с= 102кА	iпр.с= 102кА
Iпt Iотк.ном	Iп t=1,96 кА	Iотк, ном=40 кА	-
iаt iа.ном	iа t0кА	iа,ном=14,14 к а	-
tТ	2,575 с	3 с	3 с
IT	1,96 кА	40 кА	40кА
ВКI2ТtТ	ВК=I2п.о (tотк+Та)=1,962 (2,55+ 0,025)=9,9 кА2с	ВК =4800 кА2с	ВК =4800 кА2с
Привод	-	Встроенный BLK222	Электродвигательный 2Е

Примечание: 1. Так как согласно расчётам в п. 5.5 дипломного проекта к моменту отключения тока КЗ апериодическая составляющая будет практически равна нулю, то проверку выключателя и разъединителя по условию (7.4) не производим. Таким образом, принимаем к установке в РУ 110 кВ ПС 110/10 кВ выключатели типа ABB LTB145D1/B и разъединители типа ABB SGF123n.

7.2 Выбор электрических аппаратов в цепи трансформатора на напряжение 10 кВ

Выбор КРУН.

На стороне 10 кВ подстанции принимаем к установке комплектное распределительное устройство наружного исполнения КРУ-59 предназначенное для приема и распределения электрической энергии переменного трехфазного тока промышленной частоты 50Гц на номинальное напряжение 6-10 кВ и комплектования распределительных устройств 6 и 10 кВ подстанции.

Шкаф состоит из трех отделений: корпуса, выдвижного элемента и релейного шкафа. Корпус разделен на отсеки: сборных шин, линейный и выдвижного элемента.

Выкатной элемент шкафа (тележка) имеет три положения:

рабочее - тележка находится в корпусе шкафа, первичные и вторичные цепи замкнуты;

контрольное - тележка в корпусе шкафа, первичные цепи разомкнуты;

ремонтное - тележка находится вне корпуса шкафа, первичные и вторичные цепи разомкнуты.

Выбор выключателей 10 кВ.

На стороне 10 кВ необходимо выбрать выключатели в ячейках КРУ для отходящих ВЛ, цепей трансформатора и секционный выключатель. Выбор выключателей на стороне 10 кВ аналогичен выбору выключателей на стороне 110 кВ.

Наибольший ток через выключатели 10 кВ течёт, когда один из понизительных трансформаторов Т1 или Т2 выведен из работы. Его значение составит:

Из [4], выбираем для установки на стороне 10 кВ выключатель вакуумный типа ВВ-TEL-10-12,5/630 У3, данные сводим в табл. 7.2.

Таблица 7.2. - Проверка выключателя ВВ-TEL-10-12,5/630У3

Условия проверки выключателя	Расчётные данные	Каталожные данные выключателя
Uуст Uном	Uуст=10 кВ	Uном=10 кВ
Imax Iном	Imax=331А	Iном=1000 А
I” Iпр.с	I”=2,74 кА	Iпр.с=12,5 кА
iу iпр.с	iу=7,4 кА	iпр.с=32 кА
Iпt Iотк.ном	Iп t=2,74 кА	Iотк, ном=16 кА
iаt iа.ном	iа t0кА	iа,ном=2номIотк,ном
tТ	1,6 с	3 с
IT	2,74 кА	12,5 кА
ВКI2ТtТ	ВК=I2п.о (tотк+Та)=2,742 (1,55+0,05)=12 кА2с	I2TtТ=12,523=469 кА2с
Привод	-	Встроенный

Принимаем к установке в РУ 10 кВ подстанции выключатели типа ВВ-TEL-10-12,5/630 У3.

Выбор предохранителей для ТСН

В цепи 10 кВ трансформаторов собственных нужд ТМ-63/10-У3 устанавливаем предохранители типа ПКТ 101-10-8-31,5-У3.

Проверка по напряжению: U_ном U_уст , 10кВ 10 кВ.

Проверка по току:

I_ном?I_рmax, А,

8А 3,64А.

7.3 Система измерений на ПС 110/10 кВ

Контроль над режимом работы основного и вспомогательного оборудования на подстанции осуществляем с помощью контрольно-измерительных приборов, устанавливаемых на местном щите управления.

Таблица 7.3. - Контрольно-измерительные приборы на ПС 110/10 кВ

Наименование цепи	Место установки приборов	Перечень приборов
Линия 110 кВ		Амперметр, вольтметр, счетчик электрической энергии (активной и реактивной)
Понизительный двухобмоточный трансформатор	ВН
	НН	Амперметр, ваттметр, варметр, счетчик активной энергии
Сборные шины 10 кВ	На каждой секции	Вольтметр для измерения междуфазного напряжения и вольтметр с переключением для измерения трехфазных напряжений
Секционный выключатель		Амперметр
Линия 10 кВ к потребителям		Амперметр, счетчики активной и реактивной энергии
Трансформатор собственных нужд	ВН	Амперметр
	НН	Амперметр, счетчик активной энергии

7.4 Выбор трансформаторов напряжения

Выбор трансформаторов напряжения для 110 кВ

Трансформаторы напряжения (ТН) предназначены для понижения первичного напряжения до стандартной величины 100 или В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения. Первичная обмотка ТН включается на напряжение сети U_1, а к вторичной обмотке (напряжение U₂) присоединены катушки измерительных приборов и реле.

Трансформаторы напряжения выбираются по следующим условиям:

по напряжению установки:

(7.8)

по конструкции и схеме соединения обмоток;

по классу точности;

по вторичной нагрузке по условию:

(7.9)

где: - номинальная мощность в выбранном классе точности;

S₂ - нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединённых к ТН,

Для упрощения расчётов нагрузку приборов можно не разделять по фазам, тогда выражение для расчета присоединенной нагрузки имеет вид:

, . (7.10)

По условиям (7.8) - (7.10) выбираем трехфазный антирезонансный масляный трансформатор напряжения типа НАМИ-110 УХЛ1, предназначенный для установки в электрических сетях трехфазного переменного тока частоты 50 Гц с глухозаземлённой нейтралью с целью передачи сигнала измерительной информации приборам измерения, устройств автоматики, защиты, сигнализации и управления, заносим его каталожные данные в табл.7.4.

Таблица 7.4. - Каталожные данные трансформатора напряжения типа НАМИ-110 УХЛ1

Тип	Ном. напряжение ,кВ	Ном. напряж. обмоток ., кВ	Ном. нагрузка, В*А, в классе	Схема и группа соедин. обмоток
		Первич.	Основ. Вторичн.	Дополн. Вторичн	0,2	0,5	1	3
НАМИ-110 УХЛ1	110	110 v3	0,1v3	0,1	200	400	600	1200	Yн/Yн/-0

Проверку трансформатора по вторичной нагрузке производим на основании перечня измерений приборов и их данных по потребляемой мощности табличным способом.

Таблица 7.5. - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения типа НАМИ-110 УХЛ1.

Названия приборов	Тип прибора	Потребляемая мощность, ВА	cosц	Число приборов	Общая потребляемая мощность
					P,В т	Q, вар
Вольтметр	Э-365	0,1	1	3	0,3	-
Счётчик электрической энергии	“Альфа плюс”	3,6	1	3	10,8	-
РзиА		5	1	3	15	-
Итого				9	26,1

Таким образом, S₂ =26,1 < S_ном =400, следовательно, трансформатор будет работать в выбранном классе точности без недопустимых погрешностей. Исходя из этого, принимаем к установке на шинах 110 кВ ПС “Починная” трансформатор напряжения НАМИ-110 УХЛ1.

Выбор трансформаторов напряжения для 10 кВ

Для КРУН 10 кВ выбор трансформаторов напряжения производим аналогично. Результаты заносим в табл. 7.6.

Таблица 7.6. - Выбор трансформаторов напряжения НАМИ-10-95 УХЛ1.

Тип	Ном. напряжение ,кВ	Ном. напряж. обмоток., кВ	Ном. нагрузка, В*А, в классе	Схема и группа соедин. обмоток
		Первич.	Основ. Вторичн.	Дополн. Вторичн	0,5	1	3
НАМИ-10-95 УХЛ1	10	10	0,1	0,1	200	300	600	Yн/Yн/-0

Чтобы произвести проверку трансформатора по вторичной нагрузке, производим подсчёт табличным способом.

Таким образом, S₂ =32 < S_ном =200, следовательно, принимаем к установке на стороне 10 кВ ГПП по [4] ТН типа: НАМИ-10-95УХЛ2.

Таблица 7.7. - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения типа НАМИ-10-95 УХЛ1.

Названия приборов	Тип прибора	Потребляемая мощность, ВА	cosц	sinц	Число приборов	Общая потребляемая мощность	Суммарная мощность
						P,В т	Q, вар	S, ВА
Вольтметр	Э-365	3	1	0	2	6	-	6
Счётчик электрической энергии	“Альфа плюс”	3,6	1	0	5	18	-	18
Варметр	Д-335	2,5	0,38	0,925	2	1,9	4,63	5
Ваттметр	Д-365	1,5	1	0	2	3	-	3
Итого					11			32

7.5 Выбор трансформаторов тока

Выбор трансформаторов тока для 110 кВ

Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений, удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения. ТТ имеет замкнутый магнитопровод и две обмотки - первичную и вторичную. Первичная обмотка включается последовательно в цепь измеряемого тока I₁, ко вторичной обмотке присоединяются измерительные приборы, обтекаемые током I₂.

Трансформаторы тока выбираются по следующим условиям:

по напряжению установки:

(7.11)

по длительному току:

; (7.12)

Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей.

по конструкции и классу точности;

по электродинамической стойкости:

(7.13)

где: i_у - ударный ток КЗ согласно расчёту в п. 5.4 дипломного проекта;

к_кд - кратность электродинамической стойкости, по каталогу;

I_1ном - номинальный первичный ток трансформатора тока.

по термической стойкости:

(7.14)

по вторичной нагрузке:

(7.15)

где: z₂ - вторичная нагрузка трансформатора тока, Ом;

z_2ном - номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности, Ом.

Рассмотрим подробнее выбор ТТ по вторичной нагрузке. Индуктивное сопротивление токовых цепей невелико, поэтому z₂ r₂. Вторичная нагрузка r₂ состоит из сопротивления приборов r_приб, соединительных проводов r_пр и переходного сопротивления контактов r_к:

. (7.16)

Сопротивление приборов определяется по выражению:

(7.17)

где: r_приб - мощность, потребляемая приборами;

I₂ - вторичный номинальный ток прибора.

Сопротивление контактов принимаем 0,1 Ом. Сопротивление соединительных проводов зависит от их длины и сечения. Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности, необходимо выдержать условие:

(7.18)

откуда:

. (7.19)

Зная r_пр, можно определить сечение соединительных проводов по формуле:

(7.20)

где: - удельное сопротивление материала провода.

l_расч - расчетная длина (м), зависящая от схемы соединения трансформаторов тока.

Применяем провода с медными жилами (р = 0,0175 Оммм2/м).

Схему соединения электроизмерительных приборов выбираем согласно рекомендациям [7]. На стороне высокого напряжения из [4], выбираем для установки измерительные трансформаторы тока типа ABB IMB123 и сводим расчетные и каталожные данные в табл. 7.7.

Таблица 7.7. - Проверка трансформатора тока.

Каталожные данные трансформаторов тока типа ABB IMB123	Расчётные данные	Условия проверки
Uном=110 кВ	Uуст=110 кВ	Uуст Uном
Iном= 150 А	Imax= 31,45 А	Imax Iном
Iном2= 5 А	-	-
iдин=100 кА	iу1=4,46 кА	iу iдин
3 с	1,6 с	tТ
9 кА	1,96 кА	IТ
I2TtТ=923=243 кА2с	ВК=I2п.о (tотк+Та)=1,962(1,55+0,05)=6 кА2с	ВК ВТ
По классу точности	-	0,5/10Р/10Р
, Ом	0,6	1,2

Класс точности выбранных трансформаторов ТТ - 0,5, номинальная нагрузка в классе точности 0,5 - Z_2ном= 1,2 Ом.

Нагрузка измерительного трансформатора тока определяется подключаемыми во вторичные цепи электроизмерительными приборами.

Расчетные нагрузки ТТ представлены в табл. 7.8.

Таблица 7.8. - Нагрузка трансформаторов тока.

Названия электроизмерительных приборов	Тип прибора	Нагрузка фаз, В·А
		А	В	С
Амперметр	Э-365	0,1	-	0,1
Счетчик электрической энергии	“Альфа плюс”	3,6	3,6	3,6
Итого		3,7	3,6	3,7

Наиболее загруженными являются фазы А и С. Общее сопротивление приборов определяем по формуле (7.17):

Вторичная номинальная нагрузка ТТ в классе точности 0,2-z_2ном=1,2Ом.

Сопротивление контактов принимаем 0,1 Ом, тогда сопротивление проводов по (7.19):

Ориентировочная длина кабеля - 50 м. Трансформаторы тока соединены в полную звезду.

Расчетное сечение кабеля определяем по формуле (7.20):

По условию механической прочности сечение не должно быть меньше 2,5 мм². По [2] принимаем к установке контрольный кабель КВВГ с медными жилами сечением q= 2,5 мм².

Уточнённое сопротивление проводов с учётом жил сечения 2,5 мм².

Сопротивление вторичной нагрузки.

0,6 Ом<1,2 Ом

Окончательно принимаем кабель КВВГ с жилами сечением 2,5 мм².

Выбор трансформаторов тока для 10 кВ

Для КРУН-10 кВ выбор измерительных трансформаторов тока аналогичен.

Таблица 7.9. - Проверка трансформатора тока

Каталожные данные трансформаторов тока типа ТЛМ-10-У3	Расчётные данные	Условия проверки
Uном=10 кВ	Uуст=10 кВ	Uуст Uном
Iном= 400 А	Iнорм.расч= 331 А	Imax Iном
Iном2= 5 А	-	-
iдин=100 кА	iу1=7,4 кА	iу iдин
3 с	1,6 с	tТ
18,4 кА	7,4 кА	IТ
I2TtТ=18,423=1016 кА2с	ВК=I2п.о (tотк+Та)=2,742(1,55+0,05)=12кА2с	ВК ВТ
По классу точности	-	0,5/10Р/10Р
, Ом	0,91	1,2

Класс точности выбранных трансформаторов ТТ - 0,5, номинальная нагрузка в классе точности 0,5 - Z_2ном= 1,2 Ом.

Таблица 7.10. - Нагрузка трансформаторов тока.

Названия электроизмерительных приборов	Тип прибора	Нагрузка фаз, В·А
		А	В	С
Амперметр	Э-365	0,3	0,1	0,3
Счетчик электрической энергии	“Альфа плюс”	7,2	3,6	7,2
Варметр	Д-335	2,5	-	2,5
Ваттметр	Д-365	1,5	-	1,5
Итого		11,5	3,7	11,5

Наиболее загруженными являются фазы А и С.

По формуле (7.17):

Вторичная номинальная нагрузка ТТ в классе точности 0,2 - z_2ном=1,2 Ом. Сопротивление контактов принимаем 0,1 Ом. По (7.19):

Ориентировочная длина кабеля - 50 м. Трансформаторы тока соединены в полную звезду.

По формуле (7.20):

Принимаем кабель КВВГ с медными жилами сечением q= 2,5 мм².

Уточнённое сопротивление проводов с учётом жил сечения 2,5 мм².

Сопротивление вторичной нагрузки.

0,91 Ом<1,2 Ом

Окончательно принимаем кабель КВВГ с жилами сечением 2,5 мм².

7.6 Выбор сборных шин 110 и 10 кВ

Выбор сборных шин 110 кВ

На высокой стороне подстанции ВЛ-110 кВ подключается непосредственно к разъединителям 110 кВ вводов силовых трансформаторов.

На основании расчетов в п. 4.3 дипломного проекта выбраны сечение и марка проводов ВЛ 110 кВ АС-120/19 сечением 120 мм², допустимым током I_доп= 390 А, наружным диаметром провода 15,2 мм.

Термическое действие тока КЗ:

 (7.21)

где: с=88 - коэффициент, учитывающий отдачу тепла в окружающую среду путем теплопроводности, лучеиспускания и конвекции, Вт/(см²•К).

Необходимое условие соблюдается, устанавливаем провода АС-110/19.

Проверка на нагрев:

33,1 A<390 A

Провод проходит по условию нагрева

Проверка по условию короны:

Напряжённость электрического поля.

Среднегеометрическое расстояние между проводами фаз.

Максимальное значение напряжённости электрического поля.

Условия короны

кВ/см2

21,94 кВ/см2<33,37 кВ/см2

Провод проходит по условию короны.

Выбор сборных шин 10 кВ

Так как на подстанции намечается установка комплектного распределительного устройства типа КРУН К-59, то проверка жестких шин не производится, обусловлено гарантией завода изготовителя. Поэтому выберем только шинный мост 10 кВ от силового трансформатора до ввода в КРУН.

Шинный мост 10кВ выполняю гибкими проводами.

Максимальное значение тока нагрузки

А.

Сечение выбираю по экономической плотности тока.

при Т_max=3000-5000ч для неизолированных шин и проводов из алюминия [16].

мм².

Выбираю провод марки АСО-400/22, . [31]

Проверяю провод по допустимому току

;

.

Проверим выбранные шины на механическую стойкость.

Момент сопротивления сечения W зависит от размеров и расположения шин. Так как шины прямоугольного сечения расположены на изоляторах плашмя, то:

(7.22)

где: b и h - размеры поперечного сечения шин, см.

Напряжение в материале шины, возникающее при воздействии изгибающего момента, определяется по формуле:

где: l -пролет, расстояние между опорными изоляторами шинной конструкции, м.

Условие механической стойкости выполняется, следовательно, выбранные шины механически прочны.

7.7 Выбор изоляторов

Выбор изоляторов на стороне 110кВ

На подстанции используем опорные и проходные изоляторы.

Опорные изоляторы выбираются по следующим условиям:

по номинальному напряжению:

U_уст U_ном (7.23)

по допустимой нагрузке:

F_расч F_доп (7.24)

где: F_расч - сила, действующая на изолятор, Н; F_доп--допустимая нагрузка на головку изолятора, Н. Согласно требованиям [1].

F_доп=0,6F_разр , (7.25)

где: F_разр - разрушающая сила на изгиб, Н.

При горизонтальном или вертикальном расположении изоляторов всех фаз F_расч:

, (7.26)

где: k_h=1,0 - поправочный коэффициент на высоту шины при расположении шины плашмя;

l - длина пролета;

а - расстояние между фазами.

Проходные изоляторы выбираются:

по напряжению установки: U_уст U_ном ;

по номинальному току: I_maxI_ном;

по допустимой нагрузке: F_расч F_доп ;

для проходных изоляторов расчетная сила определяется по выражению:

F_расч= 0,5F_расч l.

Для ОРУ-110 кВ выбираем из [4], опорные изоляторы типа С4-450IУХЛ-Т1 на напряжение U= 110 кВ, F_разр= 4000 Н. Для этого случая по (7.26):

где: l=5м - длина пролета;

а=1,5м - расстояние между фазами.

Следовательно, выбранные изоляторы удовлетворяют необходимым условиям.

Выбор изоляторов на стороне 10кВ

На стороне 10 кВ по [4], выбираем опорные изоляторы тип ОНШ-10-5-1УХЛ1 для наружной установки на номинальное напряжение U_ном=10кВ, разрушающая нагрузка F_разр= 5000 Н.

Величина расчетной нагрузки:

где: l=2м - длина пролета;

а=0,6м - расстояние между фазами.

Следовательно, выбранные изоляторы удовлетворяют необходимым условиям и могут быть установлены в КРУН-10 кВ.

На стороне 10 кВ по [4], табл. 5.8 выбираем проходные изоляторы типа ИП-10/630-750УХЛ1 для наружной установки на номинальное напряжение U_ном=10кВ, разрушающая нагрузка F_разр= 7500 Н.

Проверяем проходной изолятор на механическую прочность:

Следовательно, выбранные изоляторы удовлетворяют необходимым условиям и могут быть установлены в КРУН-10 кВ.

7.8 Выбор ограничителей перенапряжения

Защиту подстанции осуществляем защитой подходов ВЛ с использованием грозозащитных тросов и ОПН. Грозозащитные тросы ВЛ 110 кВ выполнены стальным канатом из оцинкованной проволоки сечением 50 мм² , которые заводим на выходные порталы подстанции.

ОПН представляет собой аппарат опорного типа и содержит высоконелинейный резистор, состоящий из последовательно соединенных в колонку дисков оксидно-цинковых варисторов, помещенных в изоляционную оболочку. Ограничители исполнения УХЛ1 имеют взрывобезопасный чехол из комбинированной полимерной изоляции: стеклопластиковый цилиндр с оребренным покрытием из кремнийорганической резины.

Выбираем ограничители перенапряжения.

Таблица 7.11. - Каталожные данные ОПН.

Тип ОПН	Uном, кВ	Umax.раб кВ	Iр.пер А	Uр.ост, кВ	Iраз,кА	Uном.ост, кВ
ОПН-110 ХЛ1	110	150	1500	не более 180	10	190
ОПН -10 УХЛ1	10	17,5	350	не более 22	5	27

8. Релейная защита и автоматика

8.1 Защита трансформаторов

В процессе эксплуатации возможны повреждения в трансформаторах и на их соединениях с коммутационными аппаратами, что предполагает необходимость установки на защитных устройств.

Основными видами повреждений являются многофазные и однофазные короткие замыкания в обмотках и на выводах трансформатора, а также «пожар стали» магнитопровода.

Перегрузка трансформаторов не влияет на работу системы электроснабжения в целом, так как она обычно не сопровождается снижением напряжения. Кроме того, сверхтоки перегрузки относительно невелики и их прохождение допустимо в течение некоторого времени, достаточного для того, чтобы персонал принял меры к разгрузке. Так, согласно нормам, перегрузку током I_пер = 1,6 I_т.ном можно допускать в течение t = 45 мин. В связи с этим защита трансформатора от перегрузки при наличии дежурного персонала должна выполняться с действием на сигнал.

Согласно требованиям ПУЭ, трансформаторы должны обеспечиваться следующими видами защиты:

- действующая на отключение максимальная токовая защита от внешних коротких замыканий;

- токовая отсечка без выдержки времени, устанавливаемая со стороны питания и охватывающая часть обмотки трансформатора;

- защита от перегрузки;

- газовая защита от повреждение внутри бака трансформатора сопровождающиеся разложением масла и выделением газа, в том числе от витковых замыканий, а также от понижения уровня масла в трансформаторе.

8.2 Расчёт уставок защиты трансформатора с применением устройства РС83-ДТ2

Необходимо выбрать параметры настройки устройства РС83-ДТ2 для защиты трансформатора ТМН-6300/110, со схемой соединения обмоток Y/? - l 1:

Максимальная нагрузка трансформатора - S_нагр.max=7000кВ·А. Максимальное время защит линий, отходящих от шин НН трансформатора,t_max=1,7 c.

Токи короткого замыкания в максимальном и минимальном режиме работы энергосистемы на стороне 110 кВ (точка К1) и шинах 10 кВ (точка К2) приведены в таблице 8.1.

Таблица 8.1 - Токи короткого замыкания для расчета уставок защит трансформатора.

Расчёт токов КЗ	Режим энергосистемы	Ток КЗ
на стороне 110 кВ (К1)	Максимальный
	Минимальный
на стороне 10 кВ (К2)	Максимальный
	Минимальный

Приведение токов КЗ в точке К2 к стороне ВН трансформатора выполняется по формуле:

(8.1)

где: - ток трехфазного короткого замыкания на шинах 10 кВ (в точке К2);

k_T - коэффициент трансформации силового трансформатора равный отношению номинальных напряжений -115/11 кВ. Он приводит значение тока короткого замыкания, найденного на ступени напряжения 10 кВ, к ступени напряжения 110 кВ.

По формуле (8.1):

По формуле (8.1):

8.3 Расчёт уставок дифференциальной защиты трансформатора

Дифференциальная защита трансформатора выполнена с применением устройства РС83-ДТ2. [19] Для выбора его параметров, сначала необходимо выбрать коэффициенты трансформации трансформаторов тока, устанавливаемых на всех сторонах защищаемого трансформатора. Методика этого выбора приведена в таблице 8.2.

Таблица 8.2 - Выбор трансформаторов тока на сторонах защищаемого трансформатора.

Наименование величины	Численное значение для сторон
	ВН/115 кВ	НН/11кВ
Номинальный ток трансформатора ТМН-6300/110, А
Схема соединения обмоток силового трансформатора	Y	?
Схема соединения трансформаторов тока	?	Y
Коэффициент схемы (Ксх)	Корень 3	1
Расчётный коэффициент трансформации трансформаторов тока
Принятый коэффициент трансформации трансформаторов тока

При выборе тока срабатывания защиты необходимо обеспечить не действие защиты в двух режимах работы защищаемого трансформатора:

- при включении трансформатора только со стороны источника питания, когда в момент включения в питающей обмотке трансформатора появляются значительные броски тока намагничивания.

Для отстройки от броска тока намагничивания при включении трансформатора устройство снабжено фильтрами тока по второй и по пятой гармоникам. Рекомендуемая производителем уставка срабатывания - 20% от составляющей первой гармоники дифференциального тока.

- при трехфазных К.З. вне зоны действия защиты (повреждение на шинах низшего напряжения), когда через трансформатор проходит максимальный сквозной ток внешнего короткого замыкания. Это обеспечивается использованием тормозной характеристики у реле РС83-ДТ2.

Тормозная характеристика имеет постоянный коэффициент торможения.

Он выбран исходя из условия отстройки от токов небаланса при внешнем КЗ и предельных условиях:

- погрешность трансформаторов тока: 10%;

- диапазон регулирования РПН трансформатором: 16,02%;

- погрешность за счет не точного выравнивания токов в плечах защиты: 5%.

Итого:

Тормозная характеристика чувствительной ступени дифференциальной защиты устройства РС83-ДТ2 имеет постоянный коэффициент торможения, равный 0,5.

Ток начала торможения выбирается из соображений не действия торможения при номинальном токе нагрузки трансформатора. Так как трансформаторы тока стороны НН выбираются по номинальному току силового трансформатора, поэтому при токах нагрузки, меньших номинальных, в реле будет протекать вторичный ток менее 5 А. Для обеспечения не действия торможения от токов нагрузки можно принять ток начала торможения равный I_торм. = 5,0 А.

Рассчитываются уставки.

Определяются коэффициенты выравнивания по току для каждой из сторон. Для стороны ВН, где трансформаторы тока собираются в треугольник, коэффициент выравнивания определяется по формуле:

(8.2)

где: - номинальный первичный ток трансформатора тока, установленного со стороны ВН трансформатора;

- номинальный ток стороны ВН силового трансформатора.

принимаем

Для стороны НН, где трансформаторы тока собраны в звезду, коэффициент выравнивания определяется по формуле:

(8.3)

где: - номинальный первичный ток трансформатора тока установленного, со стороны НН трансформатора;

- номинальный ток стороны НН силового трансформатора.

принимаем

Выбирается ток срабатывания дифзащиты и дифотсечки.

Выбирается уставка чувствительной ступени дифзащиты в долях номинального тока трансформатора:

(в долях от номинального тока трансформатора).

Для трансформатора мощностью 6,3 МВ·А уставку чувствительной ступени дифзащиты в долях номинального тока трансформатора примем

После выбора коэффициентов выравнивания уставки по току определяются по формулам:

(8.4)

где: 5 - номинальный вторичный ток трансформатора тока;

- уставка дифзащиты в долях номинального тока трансформатора (принимаем равным 0,5ч1,0);

- коэффициент выравнивания по току для ВН.

(8.5)

где: - коэффициент выравнивания по току для ВН.

Для обеспечения действительной уставки срабатывания защиты не менее выбранной ранее уставки необходимо принять ближайшую большую уставку которую можно выставить в устройстве РС83-ДТ2. Поэтому уставка тока срабатывания защиты по стороне ВН принимается

Из соображений, указанных ранее, уставка тока срабатывания защиты по стороне НН принимается

Действительный ток срабатывания чувствительной ступени дифзащиты будет равен:

(8.6)

где: - ток уставки срабатывания защиты на стороне ВН;

- коэффициент трансформатора тока на стороне ВН;

- коэффициент схемы на стороне ВН.

Проверим коэффициент чувствительности защиты при КЗ на стороне НН (в точке К2) при отсутствии торможения по формуле:

(8.7)

где: - минимальный ток двухфазного КЗ в точке К1;

- ток срабатывания реле токовой отсечки.

По известному значению тока трехфазного КЗ в минимальном режиме в точке К2 найдем ток двухфазного КЗ по формуле:

(8.8)

Отсюда следует, что чувствительная ступень дифференциальной защиты устройства РС83-ДГ2 удовлетворяет требованиям по коэффициенту чувствительности.

Грубая ступень дифотсечки отстраивается от броска тока намагничивания по величине уставки тока срабатывания. Для средних условий ее ток срабатывания должен быть равен (5ч6)·I_{ном. т-ра}.

Грубая ступень дифференциальной отсечки не отстраивается по времени от броска тока намагничивания трансформатора и должна быть отстроена по току. Можно принять уставку по току равной 6·I_{ном.т-ра} - при напряжении 110 кВ.

Поэтому уставка грубой ступени дифотсечки в долях номинального тока трансформатора выбирается равной: .

Вторичный ток срабатывания определяется по формуле (8.5):

По стороне ВН принимаем ближайшую большую уставку, которую можно выставить в устройстве РС83-ДТ2 -

По стороне НН принимаем ближайшую большую уставку, которую можно выставить в устройстве РС83-ДТ2 -

Действительный ток срабатывания грубой ступени дифотсечки будет равен:

Проверим коэффициент чувствительности дифотсечки при КЗ на стороне ВН (в точке К1) по формуле (8.7).

По известному значению тока трехфазного КЗ в минимальном режиме вточке K1 найдем ток двухфазного КЗ по формуле (8.8):

Отсюда следует, что грубая ступень дифотсечки устройства РС83-ДТ2 удовлетворяет требованиям по коэффициенту чувствительности.

Выбор времени срабатывания дифзащиты и дифотсечки.

В первом приближении можно считать, что при токе срабатывания, равном 0,5 номинального тока трансформатора, выдержку времени необходимо установить порядка 0,20 с, а при токе срабатывания, равном номинальному -порядка 0,10 с.

Поэтому уставку выдержки времени срабатывания дифзащиты и дифотсечки примем, равную 0,10 с.

8.4 Расчёт уставок токовой отсечки (МТЗ 1) защиты трансформатора

Токовая отсечка в трехфазном исполнении от всех видов коротких замыканий. Она отстраивается от максимального тока внешнего короткого замыкания по формуле:

(8.9)

где: - коэффициент отстройки, учитывает ошибку в определении токов, и необходимый запас, принимаем =1,3.

- максимальное значение периодической составляющей тока в месте установки защиты при трёхфазном КЗ на стороне низшего напряжения.

Ток внешнего короткого замыкания - это ток КЗ в точке К2, приведенный к стороне высшего напряжения, в нашем примере он равен:

Токовая отсечка выполняется по трехрелейной схеме с соединением трансформаторов тока в треугольник. Ток срабатывания реле токовой отсечки (МТЗ 1) равен:

(8.10)

где: - ток токовой отсечки;

- коэффициент трансформатора тока на стороне ВН;

- коэффициент схемы трансформатора тока на стороне ВН.

Ток срабатывания реле токовой отсечки может изменятся от 2,0 до 60,0 А с шагом 0,1 поэтому за ток уставки токовой отсечки принимаем ближайший больший ток, который можно выставить в устройстве РС83-ДТ2.

Принимаем .

Далее необходимо рассчитать действительный ток срабатывания токовой отсечки по формуле:

(8.11)

Для проверки чувствительности необходимо знать двухфазный ток короткого замыкания на выводах 110 кВ трансформатора в минимальном режиме работы энергосистемы.

По известному значению тока трехфазного КЗ в минимальном режиме в точке K1 найдем ток двухфазного КЗ по формуле (8.8):

Проверим коэффициент чувствительности токовой отсечки при КЗ на стороне ВН (в точке K1) по формуле (8.7):

Таким образом, выполняем резервную защиту трансформатора токовой отсечкой (МТЗ 1) с использованием устройства РС83-ДТ2.

Выбирается время срабатывания токовой отсечки.

Так как уставка токовой отсечки выбрана по формуле (8.10), то токовая отсечка будет действовать только при повреждениях в трансформаторе, и поэтому выдержка времени токовой отсечки принимается t_T0= 0,1 с.

8.5 Расчёт уставок максимальной токовой защиты (МТЗ 2) трансформатора

При расчете максимально-токовой зашиты следует принимать следующие параметры: коэффициент возврата реле - ; коэффициент запаса для отстройки тока нагрузки - ; коэффициент согласования с защитами предыдущих линий - , согласно [37].

МТЗ защищает от всех видов между фазных коротких замыканий, для резервирования основных защит трансформатор устанавливается на стороне высшего напряжения и собирается по схеме треугольника. МТЗ отстраивается от максимального тока нагрузки, в максимальном режиме. Поэтому вычисляем максимальный ток нагрузки трансформатора по формуле:

(8.12)

где: S_НАГ.ВН - максимальная нагрузка трансформатора, кВ·А;

U_НОМ.ВН - номинальное напряжение стороны ВН трансформатора, кВ.

Тогда ток срабатывания МТЗ определяется по формуле:

(8.13)

где: - коэффициент отстройки защиты (1,1-1,2) согласно [37];

- коэффициент самозапуска двигателя согласно [38];

- коэффициент возврата МТЗ блока защит РС83-ДТ2 = 0,95 согласно [37];

- наибольшее значение тока нагрузки трансформатора.

Ток срабатывания МТЗ 2 равен:

Максимально-токовая зашита подключена к тем же трансформаторам тока, что и токовая отсечка со схемой соединения в треугольник. Ток срабатывания реле максимально-токовой зашита (МТЗ 2) равен:

(8.14)

Ток срабатывания реле МТЗ 2 может изменятся от 2,0 до 60,0 А, с шагом 0,1, поэтому за ток уставки МТЗ 2 принимаем ближайший больший ток, который можно выставить в устройстве РС83-ДТ2.

Принимаем

Далее необходимо рассчитать действительный ток срабатывания МТЗ 2 по формуле:

(8.15)

где: - ток срабатывания реле максимально - токовой защиты (МТЗ 2)

Необходимо проверить коэффициент чувствительности МТЗ 2 при КЗ на стороне НН (в точке К2) по формуле (8.8).

Отсюда следует, что максимально-токовая зашита (МТЗ 2) устройства РС83-ДТ2 удовлетворяет требованиям чувствительности к МТЗ.

Выбирается время срабатывания максимально-токовой зашиты (МТЗ 2) устройства РС83-ДТ2 по следующей формуле:

(8.16)

где: t_max - максимальное время защит линий отходящих от шин НН трансформатора;

?t - ступень селективности, для учебных расчетов равна 0,5 с.

Время срабатывания МТЗ 2 равно:

Используем выдержку времени в МТЗ 2 устройства РС83-ДТ2.

8.6 Расчёт уставок защиты от перегрузки (МТЗ 3) трансформатора

Защита от перегрузки устанавливается на питающей стороне трансформатора и действует на сигнал.

Ток срабатывания защиты от перегрузки на стороне ВН определяется по формуле:

, (8.17)

где: - коэффициент отстройки защиты от перегрузки равен 1,2;

- коэффициент возврата токового реле блока защит РС83-ДТ2 равен 0.95, согласно [37]:

- номинальный ток трансформатора в месте установки защиты от перегрузки.

Ток срабатывания защиты от перегрузки равен:

Ток срабатывания реле защиты от перегрузки (МТЗ 3) равен:

(8.18)

Ток срабатывания реле МТЗ 3 может изменяться от 2,0 до 60,0 А, с шагом 0,1, поэтому за ток уставки МТЗ 3 принимаем ближайший ток, который можно выставить в устройстве РС83-ДТ2.

Принимаем .

Время действия защиты от перегрузок выбирается больше, чем время действия всех защит по формуле (8.16).

Время срабатывания защиты от перегрузок МТЗ 3 равно:

Используем выдержку времени в МТЗ 3 устройства РС83-ДТ2.

В таблице 8.3 приведены параметры настройки (уставки) защит трансформатора

Таблица 8.3 - Параметры настройки защит трансформатора устройства РС83-ДТ2

Наименование параметра	Диапазон регулирования	Параметр
Дифференциальная защита
Коэффициент выравнивания по току для стороны ВН, :	0,1ч5,0 через 0,01	1,83
Коэффициент выравнивания по току для стороны НН, :	0,1ч5,0 через 0,01	1,21
Чувствительная степень дифференциальной защиты (ДТ)
Уставка чувствительности ступени ДТ на стороне ВН, :	(0,5ч10,0) А, шаг 0,1 А	2,8
Уставка чувствительности ступени ДТ на стороне НН, :	(0,5ч10,0) А, шаг 0,1 А	4,2
Уставка выдержки времени срабатывания ДТ, t:	(0,01ч1,0) с, шаг 0,01с	0,10
Диапазон уставок по току начала торможения:	(0,5ч10,0) А, шаг 0,1 А	5,0
Коэффициент торможения	0,5	0,5
Уставка фильтра тока по второй гармонике от составляющей первой гармоники ифференциального тока	(10ч30) %, шаг 1 %	20%
Уставка фильтра тока по пятой гармонике от составляющей первой гармоники ифференциального тока	(10ч30) %, шаг 1 %	20%
Грубая ступень дифференциальной защиты (ДО)
Уставка грубой ступени ДО по стороне ВН, :	(5ч60,0) А, шаг 1 А	17
Уставка грубой ступени ДО по стороне НН, :	(5ч60,0) А, шаг 1 А	25
Уставка времени срабатывания ДО, t:	10-1000 мс, шаг 1 мс	100
Максимально-токовая защита
Уставка токовой отсечки (МТЗ 1), I>:	(2,0ч60,0) А, шаг 0,1 А	33,4
Уставка выдержки времени (МТЗ 1) при I/IУСТ>1, t:	(0,1ч25,0) с, шаг 0,1 с	0,1
Уставка максимально-токовой защиты (МТЗ 2), I>>:	(2,0ч60,0) А, шаг 0,1 А	6,1
Уставка выдержки времени (МТЗ 2) при I/IУСТ > 1, t:	(0,1ч25,0) с, шаг 0,1 с	2,2
Уставка защиты от перегрузки (МТЗ 3), I >>>:	(2,0ч60,0) А, шаг 0,1 А	3,0
Уставка выдержки времени (МТЗ 3) при I/IУСТ > 1, t:	(0,1ч25,0) с, шаг 0,1 с	2,7

8.7 Газовая защита

Газовая защита применяется для защиты трансформаторов внутри кожуха и от понижения уровня масла.

Газовая защита основана на использовании явления газообразования в баке поврежденного трансформатора. Интенсивность газообразования зависит от характера и размеров повреждения. Это дает возможность выполнить газовую защиту, способную различать степень повреждения, и в зависимости от этого действовать на сигнал или отключение. Основным элементом газовой защиты является газовое реле KSG, устанавливаемое в маслопроводе между баком и расширителем

Предусмотрены три уставки срабатывания отключающего элементы по скорости потока масла: 0,6;0,9; l,2 м/с. При этом время срабатывания реле составляет t_с.р=0,05... 0,5 с. Уставка по скорости потока масла определяется мощностью и характером охлаждения трансформатора.

Применяем газовое реле с двумя шарообразными пластмассовыми поплавками типа BF80/Q.

8.8 Защита отходящих воздушных линий

Для защиты линий 10 кВ выбираем микропроцессорное устройство MICOM P-122.

Для защиты отходящих линий будем выбирать уставки для максимально токовой защиты. Применяем защиты с независимой характеристикой. Токовая отсечка получается не всегда, так как, отстроив ее от тока КЗ в конце линии или в месте установки предохранителей, не удается обеспечить ее чувствительность 1,5. Поэтому применяем только МТЗ.

Задачей МТЗ является не только защитить свою линию, на которой установлена МТЗ, но и обеспечить дальнее резервирование в случае отказа защиты или выключателя при повреждениях на нижестоящих (предыдущих) линиях.

Ток срабатывания МТЗ выбирается в амперах по трем условиям:

1) несрабатывание защиты при сверхтоках после аварийных перегрузок, т.е. после отключения КЗ на предыдущем элементе;

2) согласование чувствительности защит последующего и предыдущего элементов;

3) обеспечение достаточной чувствительности при КЗ в конце защищаемого элемента (основная зона ) и в конце каждого из предыдущих элементов (зона дальнего резервирования).

По первому из этих условий ток срабатывания МТЗ выбирается по выражению:

(8.19)

где: К_н - коэффициент надежности несрабатывания защиты, учитывающий погрешность и необходимый запас, Кн = 1,1…1,2;

К_в - коэффициент возврата максимальных реле тока, К_В = 0,95…0,98;

К_сзп - коэффициент самозапуска нагрузки, отражающий увеличение рабочего тока I_{раб.мах} за счет одновременного пуска электродвигателей, которые затормозились при снижении напряжения во время короткого замыкания. Для бытовой нагрузки К_сзап = 1,1…1,3; для обобщенной нагрузки К_сзап = 1,3…2,5.

Максимальное значение рабочего тока защищаемого элемента определяется с учетом его дополнительной перегрузки.

По условию согласования чувствительности защит последующего (защищаемого) и предыдущего элементов ток срабатывания последующей защиты выбирается по выражению:

(8.20)

где: К_нс - коэффициент надежности согласования, К_нс = 1,1;

- наибольшее значение тока срабатывания максимальных токовых защит предыдущих элементов, с которыми производится согласование;

- арифметическая сумма значений рабочих токов нагрузки всех предыдущих элементов, за исключением того элемента, с защитой которого производится согласование.

За расчетный ток принимается значение наибольшего тока из условий (8.19), (8.20).

После этого необходимо определить ток срабатывания I_с.р:

(8.21)

где: I_с.р - ток срабатывания защиты (первичный);

n_Т - коэффициент трансформации трансформаторов тока;

К_сх - коэффициент схемы соединения трансформаторов тока и реле, при применении схемы полной или неполной звезды К_сх = 1 и при полном или неполном треугольнике К_сх = .

После этого необходимо принять окончательную уставку срабатывания реле и сделать обратный расчет тока срабатывания на первичной стороне.