Реконструкция системы электроснабжения поселка Могот Тындинского района Амурской области

- сопротивления соединительных проводов;

- переходного сопротивления контактов.

Так как индуктивное сопротивление вторичных токовых цепей невелико, то Z₂ r₂.

Сопротивление вторичной нагрузки определяется по формуле:

. (84)

Сопротивление приборов определяется по следующей формуле:

, (85)

где - мощность, потребляемая приборами, В·А;

I₂ - вторичный номинальный ток прибора, А, [8, с. 166.].

Принимаем сопротивление контактов равное 0,1 Ом (так как число приборов больше 3), если меньше число приборов, то Ом, [6, с. 374.].

Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности, необходимо соблюдение следующего условия:

. (86)

Сопротивление соединительных проводов находится по формуле:

. (87)

Зная сопротивление соединительных проводов можно определить их сечение:

, (88)

где - удельное сопротивление материала провода (для алюминия Ом/мм²), [6, с. 376.];

- расчетная длина провода, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока, [6, с. 375.].

Для того, чтобы выбрать трансформаторы тока, необходимо определить число и тип измерительных приборов, включенных во вторичную цепь ТТ.

В данной работе устанавливаем следующие приборы:

СА3020 - щитовой цифровой амперметр, предназначенный для измерения действующего значения переменного тока и передачу его значения по интерфейсу RS485. Подключается непосредственно к ИТТ и измеряет действующее значение тока, протекающего через его вторичную обмотку. Область применения - электростанции и подстанции. Потребляемая мощность .

CB3020 - щитовой цифровой вольтметр, предназначенный для измерения действующего значения напряжения переменного тока и передачу его значения по интерфейсу RS485. Объединяет в себе измерительный преобразователь и цифровой прибор, подключается непосредственно к измерительным трансформаторам напряжения (ИТН). Область применения - электростанции и подстанции. Потребляемая мощность .

CP3020 - щитовой цифровой ваттметр (варметр), предназначенный для измерения активной мощности, а варметры - для измерения реактивной мощности в трехфазных четырехпроводных или трехпроводных цепях переменного тока на электростанциях и подстанциях и передачи их значений по интерфейсу RS485. Область применения - электростанции и подстанции. Потребляемая мощность последовательной цепью: и параллельной.

СС3020 - щитовой цифровой частотометр, предназначен для измерения значения частоты переменного тока и передачу его значения по интерфейсу RS485. Область применения - электростанции и подстанции. Потребляемая мощность .

ПСЧ-4ТМ.05 - предназначены для многотарифного коммерческого или технического учета электрической энергии в трех- и четырехпроводных сетях переменного тока. Счетчики могут эксплуатироваться автономно или в составе автоматизированных систем: контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ); диспетчерского управления (АСДУ).

Для алюминиевых жил сечение не должно быть меньше 4 мм².

Для всех измерительных приборов принимаем класс точности 0,5, так как почти все ТТ подключены к расчетным счетчикам.

На вводе устанавливаем трансформатор тока марки ТОЛ-10-1-У2. В этом трансформаторе роль первичной обмотки выполняют шины распределительного устройства.

Нагрузка приборов, подключенных к трансформаторам тока, приведена в таблице 6.

Таблица 6 - Нагрузка приборов ТТ на низкой стороне подстанции

Наименование прибора	Цепь	Тип Прибора	Нагрузка, ВА, фазы
			А	В	С
Амперметр Варметр Ваттметр Счетчик АЭ Счетчик РЭ Итого:	Ввод 10 кВ	СА3020 CP3020 CB3020 ПСЧ-4ТМ.05 ПСЧ-4ТМ.05	4 5 5 0,1 0,1 14,2	- - - - - -	4 5 5 0,1 0,1 14,2
Амперметр Итого:	Секционный выключатель 10 кВ	СА3020	4 4	- -	4 4
Амперметр Счетчик АЭ Счетчик РЭ Итого:	На отходящих линиях	СА3020 ПСЧ-4ТМ.05 ПСЧ-4ТМ.05	4 0,1 0,1 4,2	- - - -	4 0,1 0,1 4,2

Находим сопротивление приборов для трансформатора на вводе 10 кВ:

Ом.

Определяем сопротивление соединительных проводов по формуле:

Ом.

Определяем сечение проводов:

мм².

Находим сопротивление проводов по формуле:

Выбираем провод сечением 2 мм² [6, с. 375.].

.

Далее находим сопротивление нагрузки:

Ом.

Исходя из расчета, произведенного выше можно сделать вывод, что трансформатор тока марки ТОЛ-10-1-У2 (трансформатор тока, опорный, с литой изоляцией, 10-номинальное напряжения, 1- класс точности), устанавливаемый на вводе, проходит по всем параметрам. Сопоставление расчетных и каталожных данных сводим в таблицу 7.

Таблица 7 - Проверка трансформатора тока на вводе 10 кВ

Расчетные данные	Каталожные данные	Условия выбора
UРасч = 10 кВ IРасч = 98,1 А ZНрасч =0,725 Ом	UНОМ = 10 кВ IНОМ = 200 А ZНОМ = 0,8 Ом	UРасч ? UНОМ IРасч ? IНОМ ZНрасч ? ZНОМ

Далее выбираем трансформатор тока на секционном выключателе. Выбираем трансформатор тока марки ТОЛ-10-1-У2, [8, с. 164.].

Производим аналогичный расчет.

Сопоставление расчетных и каталожных данных сводим в таблицу 8.

Таблица 8 - Проверка ТТ на секционном выключателе

Расчетные денные	Каталожные данные	Условия выбора
UРасч = 10 кВ IРасч = 98,1 А ZНрасч =0,267 Ом	UНОМ = 10 кВ IНОМ = 200 А ZНОМ = 0,4 Ом	UРасч ? UНОМ IРасч ? IНОМ ZНрасч ? ZНОМ

На отходящих присоединениях так же выбираем трансформаторы тока марки ТОЛ-10-1-У2.

Сопоставление расчетных и каталожных данных сводим в таблицу 9.

Таблица 9 - Проверка ТТ на отходящих присоединениях

Расчетные данные	Каталожные данные	Условия выбора
UРасч = 10 кВ IРасч = 281,52 А ZНрасч =0,275 Ом	UНОМ = 10 кВ IНОМ = 300 А ZНОМ = 0,8 Ом	UРасч ? UНОМ IРасч ? IНОМ ZНрасч ? ZНОМ

8.2.5 Выбор трансформатора напряжения

Трансформаторы напряжения устанавливаются в распределительных устройствах трансформаторных подстанций для питания обмоток приборов учета и контроля, аппаратов релейной защиты и подстанционной автоматики.

Класс точности для питания счетчиков принимается равным 0,5.

Трансформаторы напряжения выбираются:

- по напряжению установки: U_уст U_ном;

- по конструкции и схеме соединения;

- по классу точности;

- по вторичной нагрузке: S_2У S_ном,

где S_ном - номинальная мощность в выбранном классе точности;

S_2У - нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединенных к

трансформатору напряжения.

Для упрощения расчетов нагрузку приборов можно не разделять по фазам, тогда:

. (89)

Приближенно, без учета схемы включения приборов, S_2расч можно определить по выражению (90). При этом должно соблюдаться условие:

S_2У S_доп.. (90)

где S_доп - мощность всех трех фаз, принимается для трехфазного

трансформатора, приведенная в паспортных данных при работе в соответствующем классе точности, [8, с. 163.].

Определим вторичную нагрузку трансформатора напряжения, и результаты занесем в таблицу 10.

Таблица 10 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения на 10 кВ

Прибор	Тип	Коли-чество приборов	Мощность катушки, В•А	Количество катушек	Суммарная мощность катушки, В•А
Вольтметр	СВ 3020	2	4	1	8
Ваттметр	СР 3020	1	5	2	10
Варметр	СР 3020	1	5	2	10
Частотометр	СС 3020	2	5	2	20
Счетчик АЭ	ПСЧ-4ТМ.05	14	0,1	2	2,8
Счетчик РЭ
Итого					50,8

Выбираем трансформатор напряжения НАМИ-10-У2 (трансформатор напряжения, антирезонансный, с литой изоляцией, для измерений), [8, с. 163.].

Сравнение каталожных и расчетных данных приведено в таблице 11.

Таблица 11 - Сравнение каталожных и расчетных данных ТН

Расчетные данные	Каталожные данные	Условия выбора
UУСТ = 10 кВ S2 = 50,8 ВА	UНОМ = 10 кВ S2НОМ =75 ВА	UНОМ UУСТ S2НОМ S2

8.2.6 Выбор и проверка предохранителей

Предохранитель - это коммутационный электрический аппарат, предназначенный для отключения защищаемой цепи разрушением специально предусмотренных для этого токоведущих частей под действием тока, превышающего определенное значение.

Предохранитель включается последовательно в защищаемую цепь, для создания видимого разрыва используется неавтоматический выключатель.

Выбор предохранителей производится по напряжению, и по току. Для трансформатора напряжения выбираем предохранитель марки ПКН 001-10У3 с кварцевым наполнителем, для трансформатора напряжения, О - однополюсный, без цоколя и указателя срабатывания, 01 - конструктивное исполнение контактов, 10 - номинальное напряжения, для районов с умеренным климатом в закрытых помещениях с естественной вентиляцией.

Предохранители для трансформатора собственных нужд.

Ток максимального режима:

А. (91)

Примем предохранитель типа ПКТ101-10-3,2-31,5У3, с кварцевым наполнителем, для защиты трансформаторов,1- наличие ударного устройства, 01- конструктивное исполнение контактов, 10 - номинальное напряжения, 3,2 - номинальный ток предохранителя, 31,5 - номинальный ток отключения, для районов с умеренным климатом в закрытых помещениях с естественной вентиляцией, [10, с. 254, табл5.4.].

Таблица 12 - Сопоставление каталожных и расчетных данных предохранителей

Справочные данные	Расчётные данные	Условия выбора
Uуст = 10 кВ Iном =3,2 А Iоткл = 31,5 кА	U ном = 10 кВ Iрmax =3,71 А Iпо= 8,029 кА	Uуст ? U ном Iном ? Iрmax Iоткл ? Iпо

8.2.7 Выбор жестких шин

В закрытых РУ 6-10 кВ ошиновка и сборные шины выполняются жесткими алюминиевыми шинами. Медные шины из-за высокой их стоимости не применяются даже при больших токовых нагрузках. При токах до 3000 А применяются одно - и двухполосные шины. При больших токах рекомендуются шины коробчатого сечения.

Наибольший рабочий ток на шинах 10 кВ равен:

А, (92)

Выбираем алюминиевую шину прямоугольного сечения 304 мм,

S = 120 мм², I_ДОП = 365 А, [6, с. 624, табл. п3.4].

Минимальное сечение по условию термической стойкости:

,

где - минимальное сечение провода;

С - для алюминиевых шин и кабелей С = 91,[6, с. 192, таб. 3.14].

Минимальное сечение меньше принятого сечения.

Длину пролета между опорными изоляторами примем равной L =1.5 м.

Собственная частота колебаний шины при выбранной L:

(93)

где J - момент инерции шины, который равен см⁴,

[6, с. 223, табл. 4.1].

q - поперечное сечение выбранной шины, см², [6, с. 624, табл. п.3.4].

Определяем максимальное усилие, приходящееся на один метр длины шины:

Н/м, (94)

где i_уд - ударный ток на шине, А;

а - расстояние между фазами, м.

Напряжение в материале шины, возникающее из-за изгибающего усилия:

МПа, (95)

где L - длина пролета между опорными изоляторами, м;

W_ф - момент сопротивления шины, который равен .

Для выбранной шины 90 МПа, [6, с. 224, табл. 4.2], следовательно, напряжение в материале шины не превышает допустимого, а это значит, что они механически прочны.

8.2.8 Выбор опорных изоляторов

Опорные изоляторы выбираются по напряжению, роду установки и допускаемой механической нагрузке.

Расчетная нагрузка на изолятор F_расч в многопролетной шинной конструкции определяется расчетной нагрузкой шин на один пролет. Согласно ПУЭ расчетная нагрузка не должна превышать 60% от разрушающей нагрузки F_разр, приводимой в паспортных данных на изоляторы, и должны соблюдаться следующие условия при выборе изоляторов:

, (96)

. (97)

где - - разрушающая нагрузка на изгиб, [6, с. 227, табл. 4.3];

Выбираем опорные изоляторы ИОР-10-3,75 УХЛ, [10, с. 282, табл. 5.7] с допустимой силой на изгиб, Н:

.

Высота изоляторамм.

Изолятор необходимо проверить на механическую прочность:

Максимальная сила, действующая на изгиб (Н):

, (98)

где - поправочный коэффициент на высоту шины, при расположении шин плашмя, равный:

. (99)

Выбранный изолятор удовлетворяет условию и может быть принят к установке.

8.3 Выбор и проверка оборудования на 35 кВ

8.3.1 Выбор трансформаторов на подстанции

На подстанции установлены два трансформатора типа ТМН, первый и второй трансформаторы имеют номинальную мощность 6,3 МВА.

Определим мощности компенсирующих устройств:

(100)

где - максимальная активная мощность, МВт;

- экономически целесообразный коэффициент, [приказ 49].

Требуемая мощность КУ подстанции «Могот», Мвар:

(101)

Требуемая мощность компенсирующих устройств, приходящаяся на одну секцию шин подстанции:

Мвар (102)

На рассматриваемой подстанции установка компенсирующих устройств не требуется, так как требуемая мощность компенсирующих устройств мала.

Нескомпенсированная реактивная мощность будет равна:

. (103)

Мощность силовых трансформаторов определяется по выражению:

, (104)

где - средняя нагрузка в зимний период, МВт (значение из расчета сети);

-нескомпенсированная мощность, текущая от источника мощности через трансформатор, мвар;

-число трансформаторов;

-оптимальный коэффициент загрузки трансформатора.

Расчётная мощность силового трансформатора:

МВА;

Выбираем трансформатор ТМН-6300/35: МВА, [4, с. 374].

Проверяем правильность выбора.

Коэффициент загрузки в нормальном режиме:

.

Коэффициент загрузки в послеаварийном режиме:

.

Установленные на ПС «Могот» трансформаторы загружены оптимально. Следовательно, их замена не целесообразна.

8.3.2 Выбор и проверка выключателя напряжением 35 кВ

К выключателям высокого напряжения предъявляются следующие требования: надежное отключение токов любой величины - от десятков ампер до номинального тока отключения; быстрота действия, то есть наименьшее время отключения; пригодность для автоматического повторного включения,то есть быстрое включение сразу после отключения; удобство ревизии и осмотра контактов и механической части; взрыво - и пожаробезопасность; удобство транспортировки и обслуживания.

Выбор выключателей производят по следующим параметрам:

напряжение установки: U_уст U_ном;

длительный ток: I_норм I_ном, I_мах I_ном;

отключающая способность: I_{п о} I_{откл ном.}

Проверка данного выключателя осуществляется по следующим критериям:

- на электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельным сквозным токам КЗ:

I_пр,с. I_по; (105)

i _пр,с. i_уд = k_удI_по, (106)

где I_пр,с - предельный сквозной ток (действующее значение периодической составляющей), кА, который выключатель способен надежно включить;

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

i_пр,с - номинальный ток электродинамической стойкости выключателя (амплитудное значение предельного полного тока, допустимого для рассматриваемого аппарата), кА;

i_уд - ударный ток КЗ, кА;

k_уд - ударный коэффициент.

- на симметричный ток отключения по условию:

I_{откл ном} I_п, (107)

где I_{откл ном} - номинальный ток отключения выключателя, кА;

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

- возможность на отключения апериодической составляющей тока КЗ определяется из соотношения:

i_{a ном} i_a, (108)

i_{a ном} = ,

где i_{a ном} - номинальное значение апериодической составляющей тока отключения, кА;

_н - нормированное процентное содержание апериодической составляющей в токе отключения;

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

- проверка выключателя на термическую стойкость:

. (109)

где I_тер - номинальный ток термической стойкости выключателя (равный, как правило, I_{откл ном}), кА;

t_тер - время термической стойкости, с.

Тепловой импульс определяется:

, (110)

где - тепловой импульс, кА^2. с;

- время отключения;

- постоянная затухания апериодической составляющей тока к.з., с;

Время отключения находим по выражению:

, (111)

где t_рз - время действия релейной защиты, с;

t_ов - полное время отключения выключателя с приводом, с.

По действующим картам уставок t_рз равны:

- сторона 35 кВ -2,5 с;

- сторона 10 кВ -1,5 с.

Покажем на примере выбор и проверку выключателя:

Максимальный рабочий ток определяется по формуле:

А. (112)

По условиям надежности, удобства и экономичности в эксплуатации устанавливаем на ПС вакуумные выключатели на напряжения 35 кВ, марки ВВУ35-20/1000, [10, с. 228, табл. 5.1].

Данные выключатели предназначены для коммутации электрических цепей при нормальных и аварийных режимах в сетях трехфазного переменного тока частоты 50 (60) Гц для открытых и закрытых распределительных устройств. Основные преимущества: легкость в обслуживании, надежность в работе, компактность.

Выключатель вакуумный состоит из трех полюсов, каждый из которых собран на отдельной крышке. Полюса соединены между собой в один общий комплект междуполюсными муфтами. Выключатель управляется электромагнитным приводом ПЭМУ-500. Гашение электрической дуги обеспечивается вакуумной камерой.

Наглядный вид выключателя представлен на рисунке 8.

Рисунок 8- Выключатель вакуумный

Проверим выбранный выключатель на электродинамическую стойкость:

I _пр,с. =35 кА > I_п0= 5.354 кА,

i _пр,с.=51 кА > i_уд= 12.181 кА.

Проверим выбранный выключатель по отключающей способности:

I_{откл ном}=12,5 кА > I_п0=I_п= 5,354 кА.

Расчетное время отключения:

= 0,01 + t_{c в откл} = 0,01+0,05=0,06.

Апериодический ток в момент :

кА.

Номинальный апериодический ток выключателя:

кА.

Проверка на термическую стойкость:

=

Сравнение каталожных и расчетных данных для разъединителя представлено в таблице 13.

Таблица 13 - Сравнение каталожных и расчетных данных выключателя

Условия выбора	Каталожные данные	Расчетные данные
	35 кВ	35 кВ
	630 А	98 А
Iпр,с. Iпо	35 кА	5.354 кА
iпр с iуд	51 кА	12.181 кА
Iоткл ном Iп	20 кА	5.354 кА
ia ном ia	7.07 кА	2.55 кА
	1200 кА2. с	76.25 кА2. с

8.3.3 Выбор и проверка разъединителя

Выбираем на стороне 35 кВ разъединитель марки РГП2-35/1000УХЛ1 по напряжению установки (U_уст = 35 кВ), по току продолжительного режима (I_max = 98.1 А), [12, с. 8]. Выпускается в трехполюсном исполнении, с полимерной изоляцией, заземлители с двух сторон, соответствующей четвертой степени загрязнения, по ГОСТ 9920.

Сравнение каталожных и расчетных данных для разъединителя представлено в таблице 14.

Таблица 14 - Сравнение каталожных и расчетных данных разъединителей

Каталожные данные	Расчетные денные	Условия выбора
UН = 35 кВ	UР = 35 кВ	UР ? UН
IН = 1000 А	IР = 98.1 А	IР ? IН
IДИН = 40 кА	iуд = 12.181 кА	IУД ? IДИН
Главные ножи
I2 Т tТ = 4800 кА2с	ВК = 76.25 кА2с	ВК ? I2 Т tТ
Заземляющие ножи
I2 Т tТ = 1600 кА2с	ВК = 76.25 кА2с	ВК ? I2 Т tТ

Как видно из результатов разъединитель соответствует данным условиям и может быть принят к установке.

8.3.4 Выбор и проверка трансформатора тока 35 кВ

Трансформатор тока для 35 кВ выбирается аналогично ТТ для 10 кВ.

Нагрузка приборов, подключенных к трансформаторам тока для высокой стороны, приведена в таблице 15.

Таблица 15 - Нагрузка приборов ТТ на высокой стороне подстанции

Наименование прибора	Цепь	Тип Прибора	Нагрузка, ВА, фазы
			А	В	С
Амперметр	Ввод 35 кВ	СА3020	4	4	4

На вводе устанавливаем трансформатор тока марки ТОЛ 35 БII.

Находим сопротивление приборов для трансформатора на вводе 35 кВ:

Ом.

Определяем сопротивление соединительных проводов:

Ом.

Определяем сечение проводов:

мм².

Выбираем провод сечением 4 мм^2.

Находим сопротивление проводов по формуле:

.

Далее находим сопротивление нагрузки:

Ом.

Исходя из расчета, произведенного выше, можно сделать вывод, что трансформатор тока марки ТОЛ 35 БII, устанавливаемый на вводе, проходит по всем параметрам. Сопоставление расчетных и каталожных данных сводим в таблицу 16.

Таблица 16 - Проверка трансформатора тока ТОЛ 35 БII на вводе 35 кВ

Расчетные данные	Каталожные данные	Условия выбора
UРасч = 35 кВ IРасч = 98,1 А ZНрасч =0,63 Ом	UНОМ = 35 кВ IНОМ = 200 А ZНОМ = 1,2 Ом	UРасч ? UНОМ IРасч ? IНОМ ZНрасч ? ZНОМ

8.3.5 Выбор ограничителей перенапряжения

Нелинейные ограничители перенапряжения предназначены для защиты изоляции электрооборудования от атмосферных и коммутационных перенапряжений. В отличие от традиционных вентильных разрядников с искровыми промежутками и карборундовыми резисторами ограничители перенапряжения не содержат искровых промежутков и состоят только из колонки металлооксидных нелинейных резисторов (варисторов) на основе окиси цинка, заключенных в полимерную или фарфоровую покрышку.

ОПН имеют ряд преимуществ по сравнению с ранее использующимися, для защиты от перенапряжений разрядниками:

- Благодаря высокой нелинейности варисторов достигается быстрая реакция на импульсные переходные процессы с быстро нарастающим фронтом (грозовые перенапряжения).

- Низкий и постоянный уровень защитного напряжения обеспечивает надежную защиту элемента настройки и самого заградителя в целом.

- Из-за отсутствия искровых промежутков отсутствует дуга, вызывающая обгорание электродов и, соответственно, выход из строя разрядника.

В целом, использование ОПН в качестве защитного устройства взамен ранее применявшегося для этих целей разрядника позволяет существенно повысить надежность высокочастотного заградителя.

Для ограничителя перенапряжения (ОПН) основными характеристиками являются:

- класс номинального напряжения;

- наибольшее длительно допустимое рабочее напряжение;

- пропускная способность по току;

- максимальная амплитуда импульса тока.

Чтобы определить расчётную величину рабочего напряжения ограничителей необходимо знать расчётную величину максимального допустимого на ограничителе напряжения , которое для сетей 35 кВ определяется по формуле:

, (113)

Время действия повреждения (время действия релейной защиты) составляет - 0,5 с. В соответствии с этим коэффициент К_В, учитывающий увеличение величины допустимого напряжения за счет сокращения кратности воздействия на ОПН исходя из условий теплового баланса, имеет значение равное 1.1, [13, рис.2.1].

Расчетная величина длительного допустимого напряжения на ограничителе определяется по формуле:

;(114)

По длительному допустимому напряжения выбираем ОПН марки ОПН-П1-/35/40,5/10/3УХЛ1, [12, с.32].

При выборе ОПН за основу принимается поглощаемая ограничителем энергия, которая предварительно определяется по формуле:

,(115)

где - величина неограниченных перенапряжения;

- остающееся напряжение на ограничителе, кВ;

Z - волновое сопротивление линии, Ом, [14, с. 201];

- время распространения волны;

- количество последовательных токовых импульсов.

Значение U можно рассчитать по формуле:

, (116)

где - напряжение волны перенапряжений в месте ее возникновения;

k - коэффициент полярности, ,[14, с. 155];

- длина защищенного подхода,[14, с. 167].

.кВ.

Время распространения волны рассчитывается по следующей формуле:

,(117)

где - коэффициент затухания волны, [14, с. 158];

- скорость распространения волны.

мкс.

Таким образом, поглощаемая энергия:

кДж.

Определяем удельную энергоемкость:

(118)

кДж/кВ.

Окончательно выбираем ОПН марки ОПН-П1-/35/40,5/10/3УХЛ1 с удельной энергоемкостью 7 кДж/кВ.

8.3.6 Выбор высокочастотных заградителей

Высокочастотные заградители серии ВЗ предназначены для обеспечения передачи сигналов противоаварийной автоматики (ПА), релейной защиты (РЗ), телефонной связи, телемеханики, промодулированных высокой частотой (24-1000 кГц) по фазовому проводу или грозотросу высоковольтной (10,35-750 кВ) линии электропередачи. Высокочастотный заградитель необходим для исключения шунтирования высокочастотного сигнала обмоткой фазового трансформатора. Заградитель представляет собой высокочастотный фильтр, который включается в рассечку провода высоковольтной линии электропередачи для предотвращения потерь высокочастотного сигнала.

Высокочастотные заградители подключаются к проводам линий электропередачи и должны выдерживать ограниченные во времени воздействия перенапряжений, возникающих в электрических сетях при грозе, коротких замыканиях, коммутационных переключениях.

На каждой линии установлены высокочастотные заградители и конденсаторы связи; релейная защита и аварийная связь осуществляются по проводам линий электропередачи. С помощью автокрана устанавливают высокочастотный заградитель на опорные изоляторы и закрепляют. Устанавливают и закрепляют разрядник РВС-20 и регистратор срабатывания. Выполняют монтаж однополюсного разъединителя и привода. В соответствующую фазу врезан высокочастотный заградитель ВЗ, назначение которого - закрыть путь токам высокой частоты в сторону подстанции. В то же время заградитель представляет весьма малое сопротивление для тока промышленной частоты. Если на трассе электропередачи имеется промежуточная подстанция, то на ней устраивается обход для высокочастотного канала, состоящий из двух заградителей, двух конденсаторов и двух фильтров присоединения, связанных между собой высокочастотным кабелем. Следует помнить, что обесточенные шлейфы высокочастотных заградителей могут быть под наведенным напряжением.

Высокочастотные заградители устанавливаем на стороне 35 кВ типа ВЗ-630-0.5У1 ()с конденсаторами связи СМП-35/v3 - 6.4, с фильтром присоединения серии ФПМ, [12, с.95].

9. РАСЧЕТ НАДЕЖНОСТИ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Надежность систем электроснабжения и энергетических систем в целом обеспечивается резервированием элементов этих систем и связано со значительными капиталовложениями. Обоснование оптимального резервирования и выбор способа их реализации предусматривается на стадии планирования и проектирования ЭЭС.

Рабочее состояние объекта включает в себя следующие режимы:

- нормальный - когда обеспечиваются значения заданных параметров режимов работы и резервирования в установленных пределах;

- ремонтный - когда часть элементов объекта находится в состоянии предупредительного или аварийного ремонтов.

-аварийный - от момента возникновения отказа до его локализации.

В данной выпускной квалификационной работе оценивается надежность схемы электроснабжения потребителей подстанции 35/10 кВ ПС “Могот” в нормальном режиме работы.

Расчет надежности системы электроснабжения будем проводить с помощью аналитического метода. Сущность метода состоит в определении количественных вероятностных значений показателей надежности, таких, как полное погашение схемы, разрыв транзита, оценка возможных недоотпусков электроэнергии при частичных отказах схемы.

Рассмотрим надежность подстанции “Могот” 35/10 кВ до реконструкции.

В нормальном режиме один трансформатор отключен, питание шин осуществляется по одной линии через секционный выключатель, если линия будет отключена, то произойдет полное погашение подстанции, и придется отключать большую часть потребителей.

Исходные данные для расчета:

Схема замещения подстанции представлена на рисунке 9:

Рисунок 9 - Схема замещения до реконструкции

Для каждого элемента по справочным данным [15, с.227, табл п1.4-1.10], определяем показатели надежности.

Средняя частота устойчивых отказов ВЛ 35 кВ определена как модель:

, (119)

где - вероятность отказа при устойчивом КЗ;

- вероятность отказа при неустойчивом КЗ.

; (120)

,

где - длина линии, км,

- коэффициент средней частоты неустойчивых отказов.

.

Средняя частота устойчивых отказов выключателя 35 кВ определена как модель:

, (121)

где - вероятность отказа выключателя;

- вероятность отказа разъединителя, [10, с.490, табл 8.10];

- вероятность отказа на коммутационную операцию, [16, с.430];

- ожидаемое число плановых и аварийных коммутаций, [16, с.430];

- вероятность отказа при отключении короткого замыкания;

- средняя частота ложных отказов газовой защиты тр-ра;

- средняя частота ложных отказов трансформатора;

- средняя частота ложных отказов дистанционной защиты.

;

;

.

Средняя частота устойчивых отказов выключателя 10 кВ определена как модель:

.

Все показатели надежности сведем в таблицу 17.

Таблица 17 - Показатели надежности

Показатели надежности	Средняя частота устойчивых отказов,	Среднее время восстановлени, ,ч	Средняя частота плановых отключений,	Среднее время планового восстановления,
1	2	3	4	5
ВЛ 35 кВ	0,085	10	1,2	15
Раз-ль 35кВ	0,01	6	0,166	6
Выкл. 35 кВ	0,078	25	0,14	9
Тр-р 35 кВ	0,012	70	0,75	26
Шины 10 кВ	0,42	7	0,166	5
Выкл. 10 кВ	0,03	15	0,03	15
КЛ1	0,0064	5	0,17	2
КЛ2	0,006	5	0,17	2
КЛ3	0,0056	5	0,17	2
КЛ4	0,0071	5	0,17	2
КЛ5	0,0064	5	0,17	2
КЛ6	0,006	5	0,17	2
КЛ7	0,006	5	0,17	2
КЛ8	0,0045	5	0,17	2
КЛ9	0,0049	5	0,17	2
КЛ10	0,0052	5	0,17	2

Расчет проведем в нормальном режиме.

Параметры цепочек при преднамеренном отключении:

,

где - наибольшая средняя частота плановых отключений цепочки.

(122)

1/год.

Вероятность отказа цепочки:

,

т.к. задано в часах, то его нужно выразить в годах ( имеет размерность 1/год), т.е. .

(123)

1/год.

Среднее время восстановления каждой цепочки:

1/год; (124)

час. (125)

Определим параметр потока отказов системы, состоящей из одного элемента:

; (126)

.

Средняя вероятность состояния отказа системы:

. (127)

Среднее время безотказной работы системы:

лет. (128)

Расчетное время безотказной работы при =0,1:

лет. (129)

Среднее время восстановления системы:

ч. (130)

Общая величина ущерба:

, (131)

где - средняя величина удельного основного ущерба, [15, с.235];

- количества недоотпущенной электроэнергии.

Математическое ожидание количества недоотпущенной электроэнергии:

. (132)

кВт·ч.

Общая величина ущерба до реконструкции подстанции:

руб.

Подробный расчёт надежности произведён в программе Mathcad 14, приложение Ж.

10. МОЛНИЕЗАЩИТА И ЗАЗЕМЛЕНИЕ ПОДСТАНЦИИ «МОГОТ»

10.1 Расчет заземления подстанции «Могот»

Заземление электроустановок осуществляется преднамеренным электрическим соединением с заземляющим устройством, которое представляет собой совокупность заземлителя и заземляющих проводников.

Заземлитель - проводник или совокупность металлически соединенных между собой проводников, находящихся в соприкосновении с землей. Заземляющим проводником называется проводник, соединяющий заземляемые части заземлителя.

Различают следующие виды заземлений:

- защитное - служит для обеспечения безопасности людей, обслуживающих электроустановку, выполняются путем заземления металлических частей установки, которые нормально имеют нулевой потенциал, но могут оказаться под напряжением при перекрытии или пробое изоляции.

- рабочее - для обеспечения нормальных режимов работы установки, к ним относятся заземление нейтрали силовых трансформаторов, трансформаторов напряжения, генераторов, реакторов, а так же заземление фазы при использовании земли в качестве рабочего провода.

- молниезащитное - служит для отвода тока молнии в землю, от молниеотводов или других конструкций.

В большинстве случаев одно и то же заземление выполняет несколько функций одновременно.

ОРУ 35 кВ выполнено в виде блочной схемы с выключателями и неавтоматической ремонтной перемычкой, с использованием металлических или унифицированных железобетонных конструкций.

Расчет заземления ОРУ в виде сетки.

Контур заземлителя сетки расположен с выходом за границы оборудования на 1.5 м, для того, чтобы человек не попал в зону с потенциалом.

ОРУ имеет размеры А = 26 м, В = 14 м.

Площадь использования под заземлитель:

; (133)

м².

Для горизонтальных проводников в сетке выполненных в виде прутков, по условиям механической прочности, принимается диаметр равный

мм.

Производится проверка выбранного проводника по условиям:

1 Проверка сечения прутка по условиям механической прочности:

, (134)

мм².

2 Проверка сечения прутка по условиям термической стойкости:

мм², (135)

где - коэффициент термической стойкости, [14, с. 178, табл. п.15.2].

мм².

3 Проверка сечения на коррозийную стойкость:

 мм², (136)

, (137)

где = 240 мес. - время использования заземлителя, в месяцах за 20 лет;

- коэффициенты аппроксимации, зависящие от типа грунта.

Для средней коррозийной активности принимается: =0,0026, =0,00915, =0,0104 и =0,0224, [17, с 123].

мм²,

мм².

По приведенным выше условиям сечение горизонтальных проводников должно удовлетворять следующему условию:

; (138)

мм².

Принимается расстояние между полосами сетки l_п-п = 6 м, тогда общая длина полос в сетке определяется по формуле:

м. (139)

Количество горизонтальных полос по стороне А:

.

Количество горизонтальных полос по стороне В:

.

Принимается общее число горизонтальных полос:

n_Г = 5 + 3 = 8.

Уточняется длина горизонтальных полос при представлении площади ОРУ квадратичной моделью со стороной м.

В этом случае число ячеек:

. (140)

Принимается число ячеек = 3.

Длина стороны одной ячейки:

м. (141)

Длина горизонтальных полос в расчетной квадратичной модели:

м. (142)

Определяется количество вертикальных электродов. Расстояние между вертикальными электродами принимается кратным длине стороны ячейки а = 6 м - расстояние между вертикальными электродами.

Тогда количество вертикальных электродов:

. (143)

Принимается количество вертикальных электродов n_B = 8.

Определяется стационарное сопротивление заземлителя:

, (144)

где А_min - коэффициент подобия, который зависит от отношения:

. (145)

К дальнейшему расчету А_min принимается равным 0,33 [2, с.303]. Стационарные сопротивления первого и второго слоев грунта

соответственно равны:

Ом;

Ом.

Импульсный коэффициент вычисляется по следующему выражению:

, (146)

где - ток молнии, кА.

,

.

Импульсные сопротивления первого и второго слоев грунта определяются по формуле:

. (147)

Таким образом:

Ом;

Ом.

Расчет является верным, если выполняется условие: R_общ 0,5 Ом:

Ом0,5Ом. (148)

Напряжение на заземляющем устройстве не должно превышать 5000 В:

U_З = R_и • I_з = 0,464 • 5100 = 2366,4 В. (149)

где I_з - расчетный ток замыкания на землю, А.

10.2 Расчет молниезащиты ОРУ

Для защиты от прямых ударов молнии используют молниеотводы.

Молниеотвод - это возвышающаяся над защищаемым объектом через которое ток молнии, минуя защищаемый объект, отводится в землю.

Назначение молниеотвода - принять подавляющие большинство ударов молнии в пределах защищаемой территории и отвести ток молнии в землю.

Защитное действие молниеотводов характеризуется его зоной защиты, т. е. пространством вблизи молниеотвода вероятность попадания, которое не превышает допустимое значение в зависимости от типа зоны.

В России нормируется два типа зон:

зона защиты типа А - с вероятностью не менее 0,005 и U ? 500 кВ;

зона защиты типа Б - с вероятностью не менее 0,05 и U > 750 кВ.

Для защиты от прямого удара молнии применяются стержневые молниеотводы, тросовые молниеотводы, а также молниезащитные сетки и металлические кровли. Если используется несколько молниеотводов, то зона защиты определяется как зона защиты попарно взятых соседних молниеотводов.

Зона защиты образуется четырьмя равновеликими стержневыми молниеотводами. Принимаю для молниеотводов 1, 2, высоту h = 14 м.

Определение очертаний торцевых частей зоны защиты выполняется по расчетным формулам, используемым для построения зоны защиты одиночных молниеотводов.

Зона защиты четырех одинаковых по высоте стержневых молниеотводов характеризуется следующими параметрами:

h - высота молниеотвода, м;

h_ЭФ - высота защиты конуса, м;

h_СГ - наименьшая высота внутренней зоны защиты в середине между равновеликими молниеотводами, м;

h_i - высота зоны защиты для защищаемого объекта, м;

r₀ - радиус основания зоны защиты на уровне земли, м;

r_ix - радиус основания зоны защиты на уровне высоты защищаемого

объекта, м;

r_icx - половина ширины внутренней зоны защиты на уровне земли середине между равновеликими молниеотводами для защищаемого объекта.

Эффективная высота молниеотвода, м:

; (150)

м.

Определяется радиус зоны защиты на уровне земли, м:

, (151)

 м.

Высота защищаемого объекта:

h_1Х = 9 м - на уровне линейного портала;

Половина ширины зоны защиты в середине пролета на уровне земли, равна радиусу зоны защиты на уровне земли, так как при выполнении расчета, будет рассматриваться расстояние между двумя молниеотводами, которое удовлетворяет условию h < L_M-M ? 2•h.

Радиус зоны защиты на уровне защищаемого объекта, м:

; (152)

м.

Высота на уровне земли в середине между равновеликими молниеотводами, м:

; (153)

.

Половина ширины зоны защиты в середине пролета на уровне защищаемого объекта, м:

. (154)

На уровне линейного портала:

м.

Расчет молниезащиты и заземление подстанции проведен с помощью программного продукта MathCad и представлен в приложении К.

11. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА

11.1 Защита линий 10 кВ

Для линий в сетях 3-10 кВ с изолированной нейтралью (в том числе и с нейтралью, заземленной через дугогасительный реактор) должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных замыканий и от однофазных замыканий на землю.

Защиту от многофазных замыканий следует предусматривать в двухфазном исполнении и включать в одни и те же фазы по всей сети данного напряжения для обеспечения отключения в большинстве случаев двойных замыканий на землю только одного места повреждения.

Защита должна быть выполнена одно-, двух- или трехрелейной в зависимости от требований чувствительности и надежности.

На одиночных линиях с односторонним питанием от многофазных замыканий должна устанавливаться, как правило, двухступенчатая токовая защита, первая ступень которой выполнена в виде токовой отсечки, а вторая - в виде максимальной токовой защиты с независимой или зависимой характеристикой выдержки времени.

К основным видам повреждений линий, которые требуют их немедленного отключения, можно отнести междуфазные и однофазные на землю короткие замыкания.

Защита от многофазных замыканий, как правило, должна предусматривать в двухфазном исполнении и включать в одни и те же фазы по всей сети данного напряжения для обеспечения отключения в большинстве случаев двойных замыканий на землю только одного места повреждения.

Произведем расчет защиты линии от ПС-ТП6.

Рассчитаем максимальную токовую защиту.

Ток срабатывания защиты определяется по следующей формуле:

, (155)

где - коэффициент надежности микропроцессорной защиты, равный 1,05, [18, с 45];

- коэффициент, учитывающий толчки тока от самозапуска электродвигателей, принимаем равным 1, [18, с 48];

- коэффициент возврата, равный 0,95, [18, с 49];

- максимальный рабочий ток нагрузки защищаемой линии.

Определим ток срабатывания защиты:

А.

Ток надежного срабатывания защиты определится из выражения:

, (156)

где - коэффициент схемы (=, для схемы неполной звезды);

- коэффициент трансформации трансформатора тока на отходящем

присоединении равен 200/5.

Коэффициент чувствительности определяется по формуле:

, (157)

где - двухфазный минимальный ток КЗ.

Определим коэффициент чувствительности:

;

.

Условие выполняется.

Выдержка времени МТЗ согласуется со временем срабатывания резервируемых защит:

, (158)

где - выдержка времени рассчитываемой защиты;

- выдержка времени защиты, с которой ведется согласование;

- ступень селективности.

, (159)

где - время отключения выключателя, =0,04 с, [8, с 180];

, - погрешности в срабатывании реле времени защиты поврежденного элемента и последующей защиты;

- время запаса, учитывает неточность регулировки реле времени, принимается равным 0,1-0,15 с, [18, с 56];

t₁=0,5+0,04=0,54 с.

Принимаем максимальную токовую защиту «Сириус» с диапазоном уставок 0,59 с.

Выдержка времени МТЗ при КЗ в основной зоне защиты слишком велика, поэтому дополнительно к МТЗ применяют токовую отсечку.

Составляем расчетную схему, рисунок 10.

Рисунок 10 - Расчетная схема

Ток срабатывания отсечки определяется по формуле:

, (160)

где - коэффициент надежности защиты равен 1,1, [18, с 61];

- максимальный ток в фазе линии при коротком замыкании.

Поэтому должен удовлетворять условию:

, (161)

где - коэффициент, учитывающий бросок тока намагничивания силовых трансформаторов, = 3…5 [18, с 81];

- сумма номинальных токов силовых трансформатороров, питаемых по защищаемой цепи.

Определим сумму номинальных токов силовых трансформаторов, питаемых по защищаемой цепи:

; (162)



где - нагрузки трансформаторов, питаемых защищаемой линией.

По формуле (195) проверим условие:

;

.

Условие выполняется.

Зона действия отсечки определяется графическими построениями, как точка пересечения кривой изменения тока короткого замыкания в максимальном режиме работы сети в зависимости от длины линии. Отсечка считается эффективной, если ее зона действия охватывает не менее 20-25 % длины линии.

Рисунок 11 - График спадания токов трехфазного КЗ по линии

Коэффициент чувствительности токовой отсечки:

(163)

Токовую отсечку дополняют пусковым органом минимального напряжения.

Защита от однофазных замыканий на землю.

Защита от однофазных замыканий на землю должна быть выполнена в виде:

- селективной защиты (устанавливающей поврежденное направление), действующей на сигнал;

- селективной защиты (устанавливающей поврежденное направление), действующей на отключение, когда это необходимо по требованиям безопасности; защита должна быть установлена на питающих элементах во всей электрически связанной сети;

- устройства контроля изоляции; при этом отыскание поврежденного элемента должно осуществляться специальными устройствами; допускается отыскание поврежденного элемента поочередным отключением присоединений.

Защита от однофазных замыканий на землю должна быть выполнена, как правило, с использованием трансформаторов тока нулевой последовательности. Защита в первую очередь должна реагировать на установившиеся замыкания на землю; допускается также применение устройств, регистрирующих кратковременные замыкания, без обеспечения повторности действия.

Определим полный ток замыкания на землю на линии:

А. (164)

Расчет уставок релейной защиты для остальных линий производится аналогично и сводится в таблицу 18.

Таблица 18 - Результаты расчета уставок релейной защиты

Линия	МТЗ	ТО	Защита от замыканий на землю
	, А		, А		, А
Ф-8	130,26	12,28	2022,9	2,1	0,227
Ф-17	24,242	17,86	3183,4	1,72	0,017
Ф-18	23,302	11,96	3373,7	1,85	0,006
Ф-19	19,289	15,47	3320,9	1,79	0,009
Ф-20	29,513	17,13	3293,4	1,81	0,01
Ф-3	37,909	13,084	2602,6	1,9	0,07

11.2 Защита трансформатора

Для защиты трансформатора, в качестве основной защиты является дифференциальная и газовая защита. А в качестве резервной - защита от перегрузки и МТЗ.

Максимальная токовая защита полностью защищает трансформатор и является вместе с тем его защитой от сверхтоков внешних коротких замыканий.

МТЗ - это селективная защита от системных повреждений, выполняющая функции дальнего резервирования, несмотря на то, что ее уставки могут не отличаться от уставок защиты от перегрузки. Функция не снабжена памятью (теплового состояния) и всегда начинает набор выдержки времени с нуля.

Расчет уставок МТЗ.

Максимальный рабочий ток, который может протекать через трансформатор, может иметь место при условии отключения одного из трансформаторов.

Выбор уставок МТЗ на высокой стороне:

;

.

Рассчитаем ток срабатывания на стороне ВН по формуле:

(165)

где - коэффициент надежности, = 1,2;

- коэффициент возврата, = 0,8;

- коэффициент самозапуска двигателей, = 2,5;

- максимальный рабочий ток трансформатора, кА.

Коэффициент чувствительности:

где А - ток КЗ за трансформатором на стороне НН, приведенный к ВН,

.

Условие по чувствительности выполняется.

В процентном соотношении, т.е. уставка, пересчитывается для терминала Сириус 2 Т:

, (166)

.

Наибольшая выдержка времени резервных защит отходящих присоединений принимаем с.

с,

Защита от перегрузки.

Защита от перегрузки действует аналогично МТЗ, но с действием на сигнал или отключение при длительном протекании чрезмерных токов. Защиту реализуем с помощью функциональных блоков максимальной токовой защиты с выдержкой времени TOC, действие защиты в этом случае осуществляется ступенью с низкой уставкой.

Ток срабатывания защиты от перегрузки (с действием на сигнал) определяется по выражению, А:

где - коэффициент отстройки, принимается равным 1,05.

.

Переводим уставку для микропроцессорного терминала Сириус 2Т:

Газовая защита трансформатора.

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.

Дифференциальная токовая защита.

Уставки Iнн, Iвн размах РПН можно выбирать либо исходя из полного размаха РПН и его среднего ответвления, либо исходя из реально возможных отклонений регулятора и некоторого оптимального напряжения U_опт. U_опт характеризуется тем, что ему соответствуют равные по значению небалансы при крайних, реально возможных отклонениях регулятора в сторону увеличении (+PO_maxраб) и в сторону уменьшения (-PO_maxраб) напряжения регулируемой обмотки. Однако небалансы находятся для реле без торможения при расчетном внешнем КЗ. В случае защиты «Сириус-Т» небалансы следует стремиться снизить в пределах первого и второго участков тормозной характеристики, на относительно небольших сквозных токах. В этих условиях понятие оптимального ответвления сводится к понятию середины реально используемого диапазона регулирования РПН.

Рассчитаем дифференциальную токовую защиту на подстанции «Могот». Трансформатор 37,5/10,5 кВ мощностью 6,3 МВА, трансформаторы тока на обеих сторонах собраны в звезду.

Таблица 19 - Расчет дифференциальной токовой защиты

Наименование величины	Обозначение и метод определения	Числовое значение для стороны
		35 кВ	10 кВ
Первичный ток на сторонах защищаемого трансформатора, кА
Схема соединения ТТ	-	У	У
Коэффициент схемы	kсх	1	1
Коэффициент трансформации ТТ	kI	100/5	400/5
		ТОЛ - 35	ТОЛ - 10
Вторичный ток в плечах защиты, А
Принятые значения		4,9	4,4
Размах РПН, %	Размах РПН	9

За реально возможный диапазон регулирования напряжения принят диапазон от 21,5 кВ до 51 кВ. в таком случае середина диапазона равна:

Значение принимаем за U_опт. Дальнейший расчет сведем в таблицу 20.

Таблица 20 - Расчет дифференциальной токовой защиты

Наименование величины	Обозначение и метод определения	Числовое значение для стороны
		35 кВ	10 кВ
Первичный ток на сторонах защищаемого трансформатора, кА
Коэффициент трансформации ТТ	kI	100/5	400/5
Вторичный ток в плечах защиты, А
Принятые значения		4,9	4,4
Размах РПН, %	Размах РПН	100х(51-21,5)/(2х36,25)=13

Группа ТТ ВН и группа ТТ НН подбираются с учетом группы защищаемого трансформатора и групп сборки измерительных ТТ по таблицам, указанным в паспорте на устройство «Сириус-Т».

Дифференциальная отсечка (ДЗТ-1).

Выбору подлежит: - относительное значение уставки срабатывания отсечки.

Уставка должна выбираться из двух условий:

отстройки от броска тока намагничивания силового трансформатора;

отстройки от максимального первичного тока небаланса при переходном режиме расчетного внешнего КЗ;

- отстройка от броска намагничивающего тока.

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 5 = 7. Отсечка реагирует на мгновенное значение дифференциального тока и на первую гармонику этого же тока. Уставка по мгновенному значению равна 2,5. Минимально возможная уставка по первой гармонике =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 7 0,35 =2,46. Следовательно, даже при минимальной уставке в отсечка отстроена от бросков тока намагничивания и при реагировании на первую гармонику дифференциального тока.

- Отстройка от тока небаланса при внешнем КЗ.

Выбираем уставку по условию:

; (167)

где - отношение амплитуды первой гармоники тока небаланса к приведенной амплитуде периодической составляющей тока КЗ.

Коэффициент отстройки принимается равным 1,2.

- отношение тока внешнего расчетного КЗ к номинальному току трансформатора.

Для рассмотренного выше трансформатора мощностью 6.3 МВА максимальный ток внешнего расчетного КЗ равен 20 кА. Относительное значение этого тока равно = 20000 / 80,4 = 12,8. Уставка отсечки

> . (168)

Принимаем уставку 11.

Дифференциальная защита.

Тормозная характеристика защиты приведена на рис.15. Она построена в относительных единицах, то есть токи приведены к номинальному току стороны ВН. Тормозной ток формируется как полусумма модулей токов двух сторон защищаемого трансформатора.

Выбору подлежат:

- базовая уставка ступени;

- коэффициент торможения (наклон тормозной характеристики на втором ее участке);

- вторая точка излома тормозной характеристики;

- уставка блокировки от второй гармоники.



Рисунок 12 - Тормозная характеристика дифференциальной защиты

Коэффициент торможения должен обеспечить несрабатывание ступени при сквозных токах, соответствующих второму участку тормозной характеристики (примерно от 1,0 до 3,0 ). Такие токи возможны при действии устройств АВР трансформаторов, АВР секционных выключателей, АПВ питающих линий [19, с 35].