Параметры нагрузок ПС 35/10кВ «Родина» приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Параметры нагрузок подстанции

По данным таблицы 2.1 определяем полную и реактивную мощность:

, кВА;(2.1)

, квар.(2.2)

Для НН:

кВА;

.

2.2 Определение расчетной подстанции

При определении расчетной мощности подстанции следует учесть мощность трансформаторов собственных нужд (ТСН), которые присоединяются к сборным шинам НН, а также коэффициент перспективы роста нагрузок на 5 - 10 лет (к₁₀ = 1,1). Тогда полная расчетная мощность подстанции будет равна:

S_{расч п/ст} = (S_расч + S_СН)·К₁₀, МВ·А,(2.3)

где S_расч - расчетная мощность района.

Предварительно выбираем мощность собственных нужд подстанции S_сн=40 кВ·А.

Полная расчётная мощность подстанции будет равна:

S_{расч.п/с}=(1,510+0,04)Ч1,1=1,705МВ•А.

3. ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПОДСТАНЦИИ

Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении наиболее мощного из них на время ремонта или замены, оставшиеся в работе, с учетом их допустимой, по техническим условиям на трансформаторы, перегрузки и резерва по сетям НН, обеспечивали питание нагрузки К_З = 0,7

, МВЧА;(3.1)

МВ·А.

Принимаем два трёхфазных трансформатора ТМН-1600/35/10.

.

Проверяем перегрузочную способность трансформаторов в аварийном режиме по условию:

. (3.2)

Находим К_ПАВ, учитывая, системное охлаждение трансформатора , температуры окружающей среды.

1,4 • 1,6 = 3>2,28.

Условие (3.2) выполняется.

Технические данные трансформатора приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Технические данные трансформаторов

4. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Расчет токов КЗ производится для выбора и проверки уставок релейной защиты и автоматики, а также для проверки параметров оборудования.

Введем ряд допущений, упрощающих расчет и не вносящих существенных погрешностей:

1. Линейность всех элементов схемы ;

2. Приближенный учёт нагрузок ;

3.Симметричность всех элементов за исключением мест короткого замыкания ;

4. Пренебрежение активными сопротивлениями, если X/R>3;

5. Токи намагничивания трансформаторов не учитываются;

Погрешность расчетов при данных допущениях не превышает 2ч5 %.

Расчетная схема представлена на рисунке 4.1.

Рисунок 4.1 - Расчетная схема

Схема замещения представлена на рисунке 4.2.

Рисунок 4.2 - Схема замещения для расчета токов КЗ

Токи короткого замыкания в максимальном и минимальном режимах на шинах 35 кВ ПС: I_КЗmin=2,4 кА, I_КЗmax=3,9 кА.

Параметры системы:

, Ом,(4.1)

гдеU_cpНН, U_cpНН- среднее напряжение на стороне ВН и НН соответственно, кВ;

I_кзВН- ток трёхфазного КЗ на шинах ВН подстанции , МВ·А.

Ом;

Ом.

ЭДС системы:

Е_С = U_ср,кВ; (4.2)

Е_С.НН = 10,5 кВ.

Параметры силовых трансформаторов:

Активное сопротивление трансформатора, приведённое к стороне 10,5 кВ.

, Ом; (4.3)

Ом.

Реактивное сопротивление трансформатора, приведённое к стороне 10,5 кВ.

,Ом;(4.4)

Ом.

Сопротивления трансформаторов 10/0,4 кВ приведенные к стороне 10 кВ сведены в таблицу 4.1.

Таблица 4.1 - Параметры трансформаторов 10/0,4

Сопротивления ЛЭП:

R_ЛЭП = r₀ • l, Ом;(4.5)

X_ЛЭП = x₀ • l, Ом.(4.6)

Параметры воздушных линий сведены в таблицу 4.2.

Таблица 4.2 - Параметры отходящих линий

Расчёт токов КЗ выполняется для напряжения той стороны, к которой приводятся сопротивления схемы.

, кА, (4.7)

где - полное суммарное эквивалентное сопротивление от источника питания до расчётной точки КЗ, Ом.

Установившееся значение тока при двухфазном КЗ определяется по значению тока трёхфазного КЗ:

, кА. (4.8)

Ударный ток:

кА,(2.9)

где к_уд - ударный коэффициент.

Расчёт токов КЗ производим без учёта подпитки со стороны нагрузки.

Приведем пример расчета для ВЛ Митино:

кА;

кА;

кА;

;

;

кА.

Расчет токов КЗ сведен в таблицу 4.3.

Таблица 4.3- Расчет токов КЗ на стороне 10 кВ

Ток однофазного замыкания на землю определяется по формуле:

А, (4.10)

где U_ф - напряжение фазы сети;

щ - угловая частота напряжения сети;

С_уд - емкость 1 км фазы сети относительно земли, мкФ/км;

L - общая протяженность сети, км.

Но с точностью для практических расчетов, в том числе, для решения вопроса о необходимости компенсации емкостного тока замыкания на землю, расчет производим по формуле.

А, (4.11)

гдеU_ном - номинальное напряжение сети, кВ;

L_в - общая протяженность воздушных линий сети, км;

L_к - общая протяженность кабельных линий , км.

Определим ток однофазного замыкания на землю для отходящих линий 10 кВ. В ПУЭ оговорено: величина емкостного тока замыкания на землю для нормального режима сети. А в данном случае, нормальным режимом работы является раздельная работа силовых трансформаторов (секционные выключатели отключены).

Для отходящих линий 10 кВ:

А.

В соответствии с ПУЭ п.1.2.16 Компенсация емкостного тока должна применяться при значениях этого тока в нормальных режимах:

в сетях, не имеющих железобетонных и металлических опор на воздушных линиях электропередачи; более 20 А при напряжении 10 кВ;

В нашем случае компенсация емкостного тока не требуется.

• 5. ВЫБОР И ПРОВЕРКА КОММУТАЦИОННО-ЗАЩИТНОЙ АППАРАТУРЫ НА СТОРОНЕ 35 КВ
• На стороне 35 кВ применяется открытое распределительное устройство с одной системой шин. Оно выполнено открытого типа на модульных металлоконструкциях БМК «Исеть» производства ЗАО ГК "ЭнТерра" г. Москвы.
• 5.1 Выбор выключателей и разъединителей
• Выключатели выбираются по номинальному значению тока и напряжения, роду установки и условиям работы, конструктивному исполнению и отключающим способностям[3].
• Выбор выключателей производится:
• 1) по напряжению:
• U_НОМ ? U_{НОМ.СЕТИ}, кВ. (5.1)
• 2) по длительному току:
• I_НОМ ? I_{РАБ.МАХ} , А.(5.2)
• 3) по отключающей способности.
• Проверяется возможность отключения периодической составляющей тока короткого замыкания:
• t_а,Wd--t_а,ном=Чb_нормЧI_{откл. норм--},(5.3)
• где b_норм -- нормативное процентное содержание апериодической составляющей в токе отключения;
• t -- наименьшее время от начала короткого замыкания до момента расхождения контактов.
• t=t_{з, min} + t_соб., с.,(5.4)
• где t_{з, min} =0,01 с -- минимальное время действия защиты;
• t_соб.-- собственное время отключения выключателя.
• Допускается выполнение условия:
• Ч(1+b_норм)ЧI_{откл. норм} >t_к,?= ЧI_П,?+ t_а,?.(5.5)
• На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельному сквозному току короткого замыкания:
• ? I_{пр. скв.};i_{пр. скв} =i_дин. >i_уд., А, (5.6)
• где I_{пр. скв} -- действительное значение предельного сквозного тока короткого замыкания;
• -- начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания в цепи выключателя.
• На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу:
• I²_{терм. норм.}Чt_{терм. норм.} ? В_К,(5.7)
• где I²_{терм. норм.} -- предельный ток термической стойкости;
• t_{терм. норм.} -- нормативное время протекания предельного тока термической стойкости.
• Вк=(I⁽³⁾_к.мах)²(t_откл+Т_а),кА²·с, (5.8)
• где Т_а = 0,02 с -- апериодическая составляющая тока кз;
• t_откл -- справочная величина.
• t_откл = t_р.з.осн + t_в.откл, с,(5.9)
• где t_р.з.осн -- время действия основной релейной защиты;
• t_в.откл- полное время отключения выключателя.
• Выбор аппаратуры производим по номинальному значению тока и напряжения.
• , А. (5.10)
• Рассчитаем рабочий ток на стороне 35 кВ с учетом транзита мощности 13 МВА:
• А;
• На стороне 35 кВ применяются разъединители РЛНД-2-35/600-УХЛ1:
• U_ном =35 кВ, I_ном =600 А, i_пр.скв =50 кА, I_терм = 20 кА.
• Изоляция полимерная, привод электродвигательный ПД-14.
• На стороне 35 кВ применяются вакуумные выключатели ВВ/Tel-35-1600/31.5: U_ном =35 кВ, I_ном =1600 А, I_откл = 31,5 кА, i_пр.скв =63 кА, I_терм = 31,5кА.

5.2 Выбор трансформаторов тока

Условия выбора трансформаторов тока:

U_ном ?U_сети, кВ; (5.11)

I_ном ?I_раб.max, А; (5.12)

i_дин ?i_уд , кА; (5.13)

I²·t ?В_к,кА²·с. (5.14)

На стороне 35 кВ применяются трансформаторы тока ТОЛ-35-50/5:

U_ном =35 кВ, I_ном =50 А, i_дин=80 кА, I_терм = 20 кА.

Класс точности обмоток защит 5Р, класс точности измерительных обмоток коммерческий учет 0,5S, измерения 0,5.

5.3 Выбор ограничителей перенапряжения

Для работы в сетях с эффективно заземленной нейтралью, для ограничения перенапряжений, в нейтраль трансформатора включают ограничители перенапряжений, устанавливаемые вблизи защищаемого оборудования.

Условия выбора ограничителей:

, кВ.(5.15)

ОПНп-35/680/44 УХЛ1:

U_{ном. опн}=35 кВ;

U_{ост.г. опн}=39,7 кВ при I_г=10 кА;

U_{ост.к. опн}=44,5 кВ при I_г=1000 А.

5.4 Выбор шин

Выбор шины производим по номинальному значению тока и напряжения.

, А. (5.16)

Рассчитаем рабочий ток на стороне 35 кВ с учетом транзита мощности 13 МВА:

Выбираем алюминиевые шины 40Ч5, длительно допустимый ток для которой 540 А.

6. ВЫБОР И ПРОВЕРКА КОММУТАЦИОННО-ЗАЩИТНОЙ АППАРАТУРЫ НА СТОРОНЕ 10 КВ

На стороне 10 кВ применяется комплектное распределительное устройство на базе ячеек КРУ D-12PL производства ЗАО ГК «Классика» г. Екатиринбурга по схеме 10-1 -- одна секционированная выключателем система шин применяется при двух трансформаторах, каждый из которых присоединен к одной секции.

6.1 Выбор выключателей

Выключатели выбираются по номинальному значению тока и напряжения, роду установки и условиям работы, конструктивному исполнению и отключающим способностям[3].

Выбор выключателей производится по условиям п.5.

Рассчитаем рабочий ток на стороне 10 кВ с учетом транзита мощности 13 МВА:

А.

На стороне 10 кВ применяются вакуумные выключатели ВВ/Tel-10-1000/20: U_ном =10 кВ, I_ном =1000 А, I_откл = 25 кА,i_пр.скв =50 кА, I_терм = 20 кА.

6.2 Выбор трансформаторов тока

Условия выбора трансформаторов тока выбираем по условиям п.5:

На стороне 10 кВ применяются трансформаторы тока ТЛК-10-6: U_ном =10 кВ, i_дин=52 кА, I_терм = 10 кА.

Класс точности обмоток защит 5Р, класс точности измерительных обмоток коммерческий учет 0,5S, измерения 0,5.

6.3 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения выбираем по условиям п.5.

На стороне 10 кВ применяются трансформаторы напряжения НАМИ-10:

U_ном = 10 кВ, U_НОМ1= 10/v3 кВ, U_НОМ2 = 100/v3 В, U_{ном.доп} = 100 В, S_ном = 150 ВА, S_пред = 1000 ВА.

Класс точности обмоток защит 3Р, класс точности измерительных обмоток 0,5.

6.4 Выбор ограничителей перенапряжения

Для работы в сетях с эффективно заземленной нейтралью, для ограничения перенапряжений, в нейтраль трансформатора включают ограничители перенапряжений, устанавливаемые вблизи защищаемого оборудования.

Ограничители выбираем по условиям п.5.

ОПНп-10/600/12 УХЛ1:

U_{ном. опн}=10 кВ;

U_{ост.г. опн}=38 кВ при I_г=10 кА;

U_{ост.к. опн}=30,75 кВ при I_г=1000 А.

7. РАСЧЕТ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ПОДСТАНЦИИ

7.1 Характеристика потребителей

Характеристики потребителей собственных нужд приведены в таблице 7.1.

Таблица 7.1 - Характеристика потребителей

7.2 Определение расчетных нагрузок

Расчетная нагрузка принимается равной:

Р_р = К_О • Р_Н;(7.1)

Q_р= Р_р • tgц, (7.2)

где К_О - коэффициент одновременности.

tgц - соответствует cosц данной группы электроприемников.

Полная расчетная мощность:

. (7.3)

Расчетный ток для группы электроприемников находится по формуле:

(7.4)

гдеU_ном - номинальное напряжение сети, кВ.

Определим основные нагрузки потребителей собственных нужд и сведем их в таблицу 7.2.

Таблица 7.2- Расчет нагрузок СН

7.3 Выбор трансформаторов собственных нужд

Коэффициент загрузки трансформаторов СН выбирается таким образом, что бы один трансформатор мог обеспечивать электроснабжение всех потребителей СН неограниченное количество времени К_З = 0,5.

Количество трансформаторов определяется по выражению:

,(7.5)

где S_н.тр - номинальная мощность трансформатора;

кВА.

Применим трансформаторы типа ТМГ- 63/10/0,4 УХЛ1.

7.4 Выбор системы оперативного тока

На подстанции применяется система постоянного оперативного тока на основе шкафов оперативного тока (ШОТ). Для обеспечения бесперебойного электроснабжения устройств РЗА, блоков управления выключателями, аварийного освещения используются аккумуляторные батареи.

Мощность потребляемая ШОТ составляет 4,7 кВт, выбираем ШОТ ТИРОСОТ 220/32-40-10 20 А производства фирмы Benning, который выполнен в виде четырех шкафов: два распределительных шкафа с автоматическими выключателями, шкаф с зарядными устройствами, шкаф с аккумуляторной батареей.

Аккумуляторная батарея на основе малообслуживаемых свинцово-кислотных аккумуляторов 2OCSM емкостью 50 А·ч, обеспечивает питание нагрузки не менее 2 часов.

7.5 Выбор жил кабелей

Для выбора кабелей необходимо знать номинальные токи электроприемников, которые рассчитываются по формуле:

.(7.6)

Выбранные кабели необходимо проверить:

- по нагреву расчетным током:

,(7.7)

где - длительно допустимый ток, А;

- поправочный коэффициент, учитывающий отличие температуры в цехе от температуры, при которой задан , ;

- расчетный ток потребителя;

- поправочный коэффициент, учитывающий снижение допустимой токовой нагрузки для кабелей при их многослойной прокладке в коробах, на потери напряжения:

,(7.8)

где, - активное и реактивное удельные сопротивления линии, мОм/м;

- длинна линии, км;

Согласно ПУЭ потеря напряжения должна удовлетворять условию:

.(7.9)

Пример расчета для кабеля, питающего КРУ 10 кВ.

А.

Выбираем кабель ВВГнг 5х2,5, Iдоп = 26А.

Проверяем по нагреву расчетным током:

.

Проверяем по потере напряжения:

;

4,06%< 5%.

Выбранный кабель удовлетворяет всем условиям.

Выбор остальных кабелей сведем в таблицу 7.3.

Таблица 7.3 - Выбор кабелей, питающих электроприемники

7.6 Расчет токов короткого замыкания

Для выбора коммутационной и защитной аппаратуры на собственные нужды производим расчет токов КЗ.

Расчетная схема собственных нужд представлена на рисунке 7.1.

Схема замещения представлена на рисунке 7.2.

Расчет ТКЗ рассмотрим на примере обогрева шкафов зажимов ОРУ 35кВ, длина линии 50 м, выполненных проводом ВВГнг 3х2,5.

Сопротивление питающей системы равно:

(7.10)

Активное сопротивление трансформатора, приведённое к стороне 0,4 кВ.

 (7.11)

Реактивное сопротивление трансформатора, приведённое к стороне 0,4 кВ.

(7.12)

Сопротивления кабельных линий:

R_W = 0,822 · 50= 41,1 мОм;

X_W = 0,079 · 50= 3,95 мОм.

Сопротивления контактов:

R_К1 = 0,0024 мОм;

R_К5 = 0,021 мОм.

Сопротивления автоматических выключателей:

R_QF1 = 0,41 мОм;

X_QF1 =0,13 мОм;

R_QF6 = 0,65 мОм;

X_QF6 =0,17мОм.

Суммарное сопротивление до точки К3:

R_УК1 = R_тр+R_QF1+R_К1 = 32,11 мОм;

X_УК1 =X_C+X_тр+X_QF1 = 69,21 мОм;

R_УК5 = R_УК1+R_QF6+R_W+R_К5 = 73,23 мОм;

X_УК5 =X_УК1+X_QF6 +X_W=73,33 мОм.

Ток КЗ без учета сопротивления дуги:

(7.13)

Удaрный тoк oпределяется по выражению:

, (7.14)

где k_уд - удaрный кoэффициент.

(7.14)

(7.15)

где f - чaстoтa сети.

;

.

Тoки oднфaзнoгo КЗ в сетях с нaпряжением дo 1кВ, кaк правилo, являются минимальными. По их величине проверяется чувствительность защитной аппаратуры.

Действующее значение периодической составляющей тока однофазного КЗ I_к⁽¹⁾ определяется по формуле:

кА, (7.16)

где Z⁽¹⁾ - полное сопротивление питающей системы, трансформатора, а также переходных контактов точки однофазного КЗ;

Z_п- полное сопротивление петли фаза-ноль от трансформатора до точки КЗ.

(7.17)

где X_T1, X_T2, R_T1, R_T2- соответственно индуктивные и активные сопротивления прямой и обратной последовательности силового трансформатора;

X_T0, R_T0 - соответственно индуктивное и активное сопротивления нулевой последовательности силового трансформатора.

 (7.17)

где Z _{п-ф-0 уд} - удельное сопротивление петли фаза-нуль элемента;

L - длина элемента.

Значение тока однофазного КЗ в точке К5:

Расчет токов КЗ в других точках проводим аналогичным образом. Результаты расчета сведены в таблице 7.4.

Таблица 7.4 - Расчет токов КЗ в сети 0,4 кВ

7.7 Выбор коммутационной и защитной аппаратуры

Условия выбора и проверки автоматических выключателей:

1) По напряжению:

.(7.10)

2) По номинальному току:

.(7.11)

3) По отстройке от пиковых токов:

,(7.12)

где - ток срабатывания отсечки;

- коэффициент надежности;

- пиковый ток.

4) По условию защиты от перегрузки:

.(7.13)

5) По времени срабатывания:

,(7.14)

где- собственное время отключения выключателя;

- ступень селективности.

6) По условию стойкости к токам КЗ:

,(7.15)

где ПКС - предельная коммутационная способность.

7) По условию чувствительности:

,(7.16)

где - коэффициент разброса срабатывания отсечки,.

Приведем пример выбора автоматического выключателя на отходящей линии к КРУ 10 кВ. Выбираем выключатель производителя IEK марки ВА47-29 25 А:

I_н.в. = 25 А; I_{э/м.расц} = 400 А; I_т.расц = 25 А; ПКС=40кА.

1) 660 В > 380 В;

2) I_н.в. =25 А>I_н = 21,27 А;

3) К_н·I_пик = 4·21,27= 85,08 А, I_{э/м.расц} = 400 А>85,08 А;

4) 1,1·21,27= 23,4А;

I_т.расц = 25 А>23,4 А;

I_т.расц = 25 А<26 А;

5) t_{э/м.расц} = 0,02 с;

6) ПКС=85кА>i_уд = 2,85 кА;

7)

Выбор остальных автоматических выключателей сведен в таблицу 7.5.

Табл 7.5 - Выбор самодействующих выключателей

8. РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

8.1 Расчет релейной защиты силовых трансформаторов

В соответствии с ПУЭ, для силового трансформатора мощностью более 6300 кВ·А должны выполняться следующие виды защит: дифференциальная токовая и газовая, которые используются в качестве основных защит, максимальная токовая защита (МТЗ), используемая в качестве резервной, и защита от перегрузки с действием на сигнал.

Для защиты силового трансформатора используем блок «Сириус-Т». Устройство микропроцессорной защиты «Сириус-Т» предназначено для выполнения функций основной защиты трехобмоточного трансформатора с высшим напряжением 35-220 кВ. Содержит ступени подменных МТЗ высшей, средней и низшей сторон трансформатора, которые выполнены с внешним комбинированным пуском напряжения.

Устройство предназначено для установки на панелях и шкафах в релейных залах.

Функции защиты выполняемые устройством:

- двухступенчатая МТЗ высшей стороны трансформатора с возможность комбинированного пуска по напряжению от сторон низшего и среднего напряжения;

- двухступенчатая МТЗ средней стороны трансформатора с возможность комбинированного пуска по напряжению от стороны среднего напряжения;

- двухступенчатая МТЗ низшей стороны трансформатора с возможность комбинированного пуска по напряжению от стороны низшего напряжения;

- защита от перегрузки по каждой стороне напряжения с действием на сигнализацию.

Дифференциальная защита трансформаторов

дифференциальной защиты произведем по , представленной в предприятия изготовителя.

значения первичных вторичных токов дифференциальной защиты. представлять формулы расчеты в форме. Все представим в 8.1.

Дифференциальная защита (ДЗТ-1)

Выбору - относительное значение срабатывания отсечки.

должна выбираться двух условий:

1) от броска намагничивания;

2) отстройка максимального первичного небаланса при режиме расчетного КЗ.

Отстройку броска тока производим по :

. (8.1)

Таблица 8.1 - Результаты

Отстройку от первичного тока при переходном расчетного внешнего производим по :

, (8.2)

где - коэффициент ;

- отношение внешнего расчетного КЗ номинальному току ;

- отношение амплитуды гармоники тока к приведенной периодической составляющей внешнего КЗ. = 0,7.

;

.

Дифференциальная защита торможением (ДЗТ-2)

подлежат:

I_д1/ - базовая уставка ;

к_торм - коэффициент (наклон тормозной на втором участке);

I_т2/ - вторая точка тормозной характеристики;

/I_дг1 - уставка от второй .

Тормозная характеристика приведена на 8.1. Она построена относительных единицах, есть токи к номинальному стороны ВН. ток формируется полусумма модулей двух сторон трансформатора.

Базовая I_д1/I_ном чувствительность рассматриваемой защиты. Следует иметь уставку пределах (0,3-0,5) для чувствительности к замакыниям в обмотках.

Коэффициент к_торм должен несрабатывание ступени сквозных токах, второму участку характеристики (примерно 1 до 3 I_ном).

8.1 - Тормозная характеристика

небаланса порождаемый токами:

,А, (8.3)

где - коэффициент, учитывающий режим;

- коэффициент трансформаторов тока;

- значение полной трансформаторов тока установившемся режиме.

на относительно уровни сквозных рекомендуется принимать: = 1,0; =2,5 , доля двигательной в общей трансформатора более 50% =2,0 если доля нагрузки менее 50%. =0,04. надежности отстройки тока небаланса, его умножить . Если по трансформатору проходит ток, то может вызвать ток.

, А, (8.4)

К_отс=1,2.

,А.

терминале «Сириус» ток равен сумме трех , проходящих с сторон трансформатора:

,. (8.5)

Для формирования тока вначале трех токов сторон выбирается по модулю: .

рассчитываем вторичный :

,А. (8.6)

Рассчитываем ц:

. (8.7)

После этого тормозной ток выражениям:

›0 ; (8.8)

.

Если внешнем КЗ сквозным током ток образовался -за погрешности трансформации наибольшего токов , то ток равен:

,. (8.9)

Коэффициент снижения тока равен:

. (8.10)

реле не , коэффициент торможения определяться по :

. (8.11)

Вторая точка тормозной характеристики в реле по выражению: .

точка излома характеристики вычисляется реле автоматически выражению:

. (8.12)

При уставках следует , что первая не заходит вторую.

Уставка от второй рекомендуется на 12-15%.

С учетом проведенных расчетов табл. принимаем =0,3; =0,04.

;

;

;

;

чувствительности:

; (8.13)

Защита перегрузок

Уставка перегрузки принимается :

,А, (8.14)

где Котс - коэффициент отстройки, Котс = 1,05;

к_в - коэффициент , к_в = 0,95.

;

.

Максимальная защита трансформатора внешних КЗ

тока срабатывания токовой защиты по формуле:

 (8.15)

где к_отс - коэффициент , обеспечивающий несрабатывание защиты учета погрешности с необходимым , к_отс = 1,1;

к_в - возврата, к_в = 0,95;

1,4 - допустимой перегрузки.

;

.

срабатывания защиты:

.; (8.16)

; .

Газовая защита

защита реагирует повреждения внутри трансформатора, при происходит выделение или ускоренное масла или масла с из бака расширитель, а и по причинам (междуфазные , межвитковые замакыния обмотках, замыкание на корпус, в стали и др.).

защита поставляется газовым реле BF 80/Q ( - реле с элементами, F - фланцем, 80 - внутренний фланца в , Q - фланец формы).

В от вида развития повреждения возможна последовательная сигнального и элементов реле их одновременная .

8.2 Расчет релейной защиты отходящих присоединений 10 кВ

На одиночных линиях, согласно ПУЭ, с односторонним питанием от многофазных замыканий должна устанавливаться защита: первая ступень - токовая отсечка, вторая ступень - МТЗ с независимой или зависимой выдержкой времени.

Защиту воздушных линий выполним при помощи блоков «ТОР-200Л»

На линиях устанавливается двухступенчатая защита: отсечка и МТЗ.

Токовая отсечка:

I_с.о. = k_отс ЧI⁽³⁾_кз , А,(8.17)

где k_н - коэффициент , k_отс =1,1;

I⁽³⁾_кз - максимальный ток трехфазного короткого замыкания в конце защищаемой линии.

Максимальная токовая защита:

(8.18)

гдеk_отс - коэффициент , учитывающий погрешность реле, неточности расчета, принимаем k_отс =1,1;

k_в - коэффициент возврата реле, для «ТОР-200Л» k_в = 0,95;

k_сз - коэффициент самозапуска, учитывает возможность увеличения тока в защищаемой линии вследствие самозапуска электродвигателей при восстановлении напряжения после отключения К.З.;

I_pmax - максимальный ток в линии в нормальном режиме.

Чувствительность защиты считается достаточной, если при К.З. в конце защищаемого участка К_ч>1,5 , а при К.З. в конце резервируемого участка К_ч>1,2 Коэффициент чувствительности защиты:

 , (8.19)

где I⁽²⁾_к,min - минимальный ток двухфазного короткого замыкания в конце защищаемой линии;

Вторичный ток срабатывания защит равен:

, А,(8.20)

где К_т - коэффициент трансформации трансформатора тока;

k_сх - коэффициент схемы, зависит от способа соединения трансформаторов тока и имеет значения 1 - при соединении в полную и неполную звезду и - при включении реле на разность токов двух фаз.

Избирательность защиты обеспечивается выбором выдержки времени по условию:

t_с.з.=t_{с.з.пред}+Dt, с,(8.21)

где t_{с.з.пред} - время срабатывания защиты предыдущей ступени. в нашем случае это время перегорания плавких вставок предохранителей в конце линий 10 кВ. Примем время срабатывания плавких вставок t_пл.вст.=0,5 с.

Dt - ступень селективности, в расчетах принимается равной 0,6-1с- для защит с ограниченной зависимостью от тока К.З. характеристикой времени срабатывания и 0,2-0,6с - для защит с независимой характеристикой времени срабатывания.

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

Приведем пример расчета:

Ток срабатывания МТЗ:

А.

Коэффициент чувствительности МТЗ:

Вторичный ток срабатывания МТЗ:

А.

Время срабатывания МТЗ:

t_с.з.НН=0,4+0,2=0,6 c.

Токовая отсечка отходящих линий :

Отстройка от токов КЗ вне защищаемой зоны:

I_с.о. = k_отсЧI⁽³⁾_кз А,(8.22)

где k_отс - коэффициент отстройки, k_отс =1,1;

I⁽³⁾_кз- максимальный ток трехфазного короткого замыкания в конце ЛЭП

Токовая отсечка блока линия-трансформатор (ТСН):

1. Отстройка от токов КЗ вне защищаемой зоны:

I_с.о. = k_отс ЧI⁽³⁾_кз0,4 А,(8.23)

где k_отс - коэффициент отстройки, k_отс =1,1;

I⁽³⁾_кз0,4 - максимальный ток трехфазного короткого замыкания на шинах 0,4 кВ КТП подключенных к линии.

I_с.о. = 1,1Ч 260 = 286 А.

2. Отстройка от токов намагничивания трансформаторов установленных в линии

I_с.о. = k_отс ЧI_тр , А, (8.24)

где k_отс - коэффициент отстройки, k_отс =5;

I_тр - суммарный ток трансформаторов установленных в линии

I_с.о. = 5Ч 93,6 = 468 А.

Принимаем большее значение.

Коэффициент чувствительности:

, (8.25)

где I⁽³⁾_к,з -ток трехфазного короткого замыкания в начале защищаемой линии;

А.

Расчетные данные уставок вводятся в блок «Сириус-2-Л» с встроенной клавиатуры.

Расчет защит сведен в таблицу 8.1

Таблица 8.1 - Расчет защит отходящих линий

8.3 Расчет АВР-10 кВ

Функция автоматического включения резерва (АВР) выполняется совместными действиями «Сириус-2-С» (секционный выключатель) и двух «Сириус-2-В» (вводные выключатели).

«Сириус-2-В» выполняет следующие функции:

«Сириус-2-С» выполняет команды “Включение”, поступающие от «Сириус-2-В», без выдержки времени.

Исходной информацией для пуска и срабатывания АВР является уровень напряжений U_АВ, U_ВС и U_ВНР, контролируемых «Сириус-2-В», положение силового выключателя ввода (“Вкл.”/”Откл”), а также наличие сигнала "Разрешение АВР" от «Сириус-2-В» соседней секции.

Пуск АВР происходит при срабатывании пускового органа по напряжению.

После отработки выдержки времени t_авр выдается команда на отключение выключателя ввода, а после выполнения этой команды выдается команда "Вкл. СВ" на «Сириус-2-С» длительностью 0,8 с.

Затем, формирует выходной дискретный сигнал разрешения АВР для второго ввода.

Напряжение срабатывания реле минимального действия:

U_ср1 = (0,25…0,4) • ;(8.26)

где К_U- коэффициент трансформации ТН.

U_ср1 = = 40 В.

Напряжение срабатывания максимального реле напряжения, контролирующего наличие напряжения на резервном источнике, определяется из условия отстройки от минимального рабочего напряжения:

U_ср2 = (0,65…0,7) • ; (8.27)

U_ср2 = = 65 В.

Время срабатывания АВР:

(8.28)

гдеt_с.з- время действия защиты, с;

t_апв- уставки по времени АПВ, с;

t_зап - в зависимости от типов выключателей;

t_{с.р.аврНН} = 1,3+ 0,2= 1,5 с.

9. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

9.1 Оценка затрат на проведение работ

Полная сметная стоимость монтажных и пусконаладочных работ является обоснованием необходимого объема инвестиций (капитальных вложений). Для расчетов используются ТЕРм, ТЕРп и прайсы фирм-поставщиков электрооборудования и кабельной продукции.

Локальная смета затрат на монтажные работы и стоимость оборудования приведена в приложении А. Локальная смета затрат на пусконаладочные работы приведена так же в приложении А.

Произведем пересчет локальной сметы согласно МДС 81-35.2004 "Методика определения стоимости строительной продукции на территории РФ" и методическому пособию "Расчет сметной стоимости строительства объектов электроэнергетики" М. Б. Перовой, Ю. В. Воропановой.

Затраты на строительно-монтажные и пуско-наладочные работы

Всего прямых затрат:

С_пз.дм = 33499 + (48840+8388) • 1,15 + (92631-8388) = 183554 руб.

С_пз.пнр = 35595 • 1,15 = 40934 руб.

Накладные расходы:

С_н.дм = 0,95 • (48840+8388) • 1,15 = 58004 руб.

С_н.пнр = 0,95 • 35595 • 1,15 = 38887 руб.

Сметная прибыль организации:

Р_см.дм = 0,65 • (48842+8388) • 1,15 = 42778 руб.

Р_см.пнр = 0,65 • 35595 • 1,15 = 26607 руб.

Всего затрат на монтажные работы в текущих ценах:

С_смр = (183554+58004+42778) • 9,09 = 2584614 руб.

Всего затрат на пусконаладочные работы в текущих ценах:

С_пнр = (40934+38887+26607) • 23,15 = 2463808 руб.

Всего затрат на работы в текущих ценах:

С_ср = 2584614+2463808 = 5048422 руб.

Затраты на приобретение основного и вспомогательного технологического оборудования