РА , кВт	7334	QА, квар	4547	UA-2 ,B	3278	UA-2 ,()	9,3
РВ , кВт	5518	QВ, квар	3421	U2-3 ,B	2416	U2-3 , ()	6,1
Р2-3,кВт	4546	Q2-3, квар	2818	U3-4 ,B	120	U3-4 , ()	0,3
Р3-4,кВт	194	Q3-4, квар	120	U4-5 ,B	1115	U4-5 , ()	3,1
Р4-5,кВт	1982	Q4-5, квар	1229	U5-6 ,B	2340	U5-6 , ()	6,7
Р5-6,кВт	4158	Q5-6, квар	2578	U6-B ,B	1661	U6-B , ()	4,7

U_А-4() = 15,7

U_В-4()=14,5

На участке А-4 потери напряжения превышают 15 %. Поэтому на участке 2-3 принимаем провод сечением 120 мм². Тогда: U_2-3() = 5,3 % ;

U_А-4() = 9,3 + 5,3 + 0,3 = 14,9

Результаты расчёта показывают, что выбранные сечения проводов (в табл. 2.2.1. на участке 2-3 заменяем провод на АС-120) удовлетворяют условиям допустимых потерь напряжения (пункт 2.2.1.).

24 Линия электропередачи 110 кВ

241 Общие положения при проектировании и строительстве линий электропередачи

Проекты электрических сетей включающих в себя ВЛ и трансформаторные подстанции должны выполняться в соответствии с «Нормами технологического проектирования электрических сетей сельскохозяйственного назначения » 1

Выбор трассы ВЛ 35110 кВ следует производить на основании технико-экономического сравнения вариантов с учётом условий строительства и эксплуатации а также минимального ущерба сельскому хозяйству и лесонасаждениям Трассы следует по возможности прокладывать по землям непригодным для сельского хозяйства либо по сельскохозяйственным угодьям худшего качества приближать к дорогам и существующим ВЛ На землях государственного лесного фонда трассы ВЛ должны прокладываться преимущественно по участкам не покрытым лесом или занятым кустарником и малоценными насаждениями с использованием существующих просек вдоль лесных полос Рекомендуется обходить места с широкими поймами и болотами а также районы с повышенным загрязнением атмосферы

В целях повышения технологичности строительства ВЛ и облегчения комплектации в проектах ВЛ необходимо предусматривать минимальное количество опор (по конструкции и виду материалов)

Закрепление опор в грунтах следует предусматривать в соответствии с рекомендациями типовых проектов опор ВЛ

Способ закрепления опор в грунтах не предусмотренных типовыми проектами должен приниматься в зависимости от конкретных условий с использованием рекомендаций «Руководства по проектированию опор и фундаментов линий электропередачи и распределительных устройств подстанций напряжением выше 1 кВ («Энергосетьпроект»)

24.2 Трасса линии электропередачи

Трасса линии (п.1.4.5.; лист 1) отходит от общей магистрали 110 кВ ВЛ «Благовещенск - Ровдино» на расстоянии 16 км от ПС Ровдино и 25 км от ПС Благовещенск Общее направление трассы с востока на запад Общий характер рельефа спокойный

Длина проектируемой трассы составляет 2 км Количество цепей в линии - 2

В районе прохождения ВЛ водных путей сообщения нет

Основная часть грунтов трассы представлена песками супесями и суглинками

243Провода и тросы

Расчёт сечений проводов не проводится т.к. в данном случае марка и сечение провода на участке принимается аналогичным применяемым на участке линии к которому осуществляется присоединение (АС - 120)

Допустимое напряжение в проводе на одноцепном участке трассы приняты в соответствии с ПУЭ:

при максимальной нагрузке и минимальной температуре 130 даН / мм²;

при среднегодовой температуре 87 даН / мм²

В пролётах где требованиями правил необходима защита проводов от вибрации предусматривается защита виброгасителями типа ГВН - 3 - 17 3

В качестве грозозащитного троса на проектируемой линии применяется стальной оцинкованный трос марки ТК сечением 35 мм² для защиты которого применяются виброгасители типа ГВН -2 - 9

244 Опоры и фундаменты Закрепление опор

На проектируемой ВЛ применяются железобетонные промежуточные двухцепные опоры ПБ 110 - 2 и металлические анкерно - угловые УС - 110 - 6 [ 3 ].

Закрепление опор и фундаментов производится согласно типовых проектов в зависимости от типа опоры характеристик грунта и климатических условий

245 Изоляция и линейная арматура

На линии принята изоляция напряжением 110 кВ В качестве изоляции приняты стеклянные изоляторы типа ПС6 - А

Количество изоляторов в гирлянде (согласно ПУЭ): поддерживающей: - 8 натяжной - 9

Крепление проводов к поддерживающим гирляндам осуществляется поддерживающими глухими зажимами к натяжным гирляндам - натяжными болтовыми зажимами

Соединение проводов и тросов производится в пролётах овальными соединителями с помощью термитных патронов

246Пересечение препятствий

ВЛ пересекает линию 10 кВ Устройство линии в месте пересечения должно удовлетворять требованиям ПУЭ

247Защита от перенапряжении и заземляющие устройства

На проектируемой ВЛ приняты железобетонные и металлические опоры В соответствии с ПУЭ по всей длине подвешен грозозащитный трос марки сечением 35 мм² Крепление троса на анкерных и концевых опорах производится изолированное при помощи изоляторов и натяжных клиновых зажимов на промежуточных опорах без изоляторов при помощи глухих зажимов

3 Расчет электрической части подстанции

31Выбор количества и номинальной мощности трансформатора

311Общие положения

Проекты электрических сетей должны выполняться по расчётным нагрузкам на перспективу 5 - 10 лет считая от года ввода электроустановки в эксплуатацию При этом должны учитываться рекомендации схем развития электрических сетей по учёту более далёкой перспективы

Все вновь сооружаемые и реконструируемые подстанции как правило должны проектироваться с применением серийно выпускаемых комплектных и блочных трансформаторных подстанций (КТП и КТПБ) Силовые трансформаторы должны иметь устройства регулирования напряжения под нагрузкой На шинах низкого напряжения подстанций как правило должно обеспечиваться встречное регулирование напряжения

312 Расчётные нагрузки на сторонах 35 и 10 кВ

Нам известны нагрузки режимного дня для существующей ПС Долматово 35/10 кВ на шинах 10 кВ, а для трехобмоточных трансформаторов, необходимы сведения и о нагрузках на шинах 35 кВ. Эти сведения, мы берем по известным нагрузкам со стороны питания (по линии Ровдино - Долматово). Далее в записке, нагрузку со стороны питания , именуем нагрузкой проектируемой подстанции на шинах 35 кВ.

Таким образом, максимальные электрические нагрузки подстанции на расчётный период 5 - 10 лет приняты на основании Схемы перспективного развития электрических сетей 35 кВ и выше сельскохозяйственного назначения Архангельской области на 2000 - 2005 гг. уточнены при разработке данного проекта и составляют на шинах 10 кВ: 1900 кВА - на год ввода; 2700 кВА - на пятый год эксплуатации; 3500 кВА - на десятый год эксплуатации; на шинах 35 кВ: на год ввода - 2400 кВА; 3450 кВА - на пятый год эксплуатации; 4150 кВА - на десятый год эксплуатации Таким образом перспективный рост нагрузки за 10 лет составляет: 54 % на стороне 10 кВ и 58 % на стороне 35 кВ

Таблица 31.Нагрузки режимного дня проектируемой подстанции (20 декабря 2003г)

Часы	Нагрузка на стороне кВА	Часы	Нагрузка на стороне кВА
	10 кВ	35 кВ	110 кВ		10 кВ	35 кВ	110 кВ
1	920	1300	2220	13	1410	2,370	3780
2	920	1300	2220	14	1550	2,300	3850
3	920	1300	2220	15	1550	2,300	3850
4	920	1300	2220	16	1680	2,300	3980
5	980	1600	2580	17	500	2,250	3750
6	1400	2140	3540	18	1500	2,250	3750
7	1440	2400	3840	19	1500	2,250	3750
8	1900	2400	4300	20	1500	2,150	3650
9	1800	2300	4100	21	1500	1,950	3450
10	1570	2200	3770	22	1250	1,700	2950
11	1440	2300	3740	23	1000	1,450	2450
12	870	1800	2760	24	1000	1,400	2400

313 Выбор трансформаторов

К установке на проектируемой подстанции 110/35/10 кВ принимается два трансформатора что вызвано наличием потребителей первой категории 2

Мощность трансформаторов выбирается по нагрузке пятого года эксплуатации подстанции считая с года ввода в работу первого трансформатора Определяем мощность устанавливаемых трансформаторов по условию:

Sт Sмах / к_п

где Sмах - максимальная нагрузка подстанции в нормальном режиме на пятый год эксплуатации (п.3.1.2) кВА;

к_п = 1,4 [6] - коэффициент допустимой перегрузки в случае выхода из строя одного из трансформаторов

Тогда:

Sт Sмах / 1,4 = 0,7 Sмах (3.1)

Sмах = Sш₁₀+ Sш₃₅

Значения Sш₁₀ и Sш₃₅ - принимаются из пункта 3.1.2. (на пятый год эксплуатации).

Sмах = 2700 + 3450 =6150 кВА

Sт 0,7 6150 = 4305 кВА

Поскольку трансформаторы типа 110/35/10 кВ имеют минимальную мощность 6300 кВА, принимаем к установке трансформаторы марки ТМТН - 110/6300, не смотря на то, что он будет работать с низким коэффициентом загрузки на первый период эксплуатации. В данном случае отпадает проверка по перегрузочной способности трансформатора и возможен нормальный режим работы подстанции при одном отключенном трансформаторе

32 Выбор главной схемы электрических соединений

Одним из важнейших принципов построения сети обеспечивающих требования надёжности и минимума приведенных затрат является унификация конструктивных решений по подстанциям Наибольший эффект может быть достигнут при унификации наиболее массовых подстанций являющихся элементами распределительной сети энергосистем Необходимым условием для этого является типизация главных схем электрических соединений определяющих технические решения при проектировании и сооружении подстанций Главная схема электрических соединений подстанции выбирается с использованием типовых схем распределительных устройств (РУ) 35 - 750 кВ утверждённых Минэнерго

Присоединение к сети понижающих трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ осуществляем через выключатели 110 кВ(см. Лист 4)

33 Расчёт токов короткого замыкания

331 Исходные данные

Ток КЗ на шинах ПС Шенкурск:

в максимальном режиме: I_КМАХ⁽³⁾=800 А

в минимальном режиме: I_КМIN⁽³⁾=250 А

Ток КЗ на шинах ПС Шангалы:

в максимальном режиме: I_КМАХ⁽³⁾=4150 А

в минимальном режиме: I_КМIN⁽³⁾=880 А

(Данные по токам короткого замыкания принимались по данным карты-схемы сети ВЭС).

Данные по транзиту 110 кВ.

ВЛ N1 "Шенкурск-Паденьга",длина 223 км,провод марки АС-95.

ВЛ N2 "Паденьга-Ровдино",длина 284 км,провод марки АС-70.

ВЛ N3"Ровдино-Долматово",длина 180 км,провод марки АС-120.

ВЛ N4 "Долматово-Благовещенск",длина 270 км,провод марки

АС-120.

ВЛ N5 "Благовещенск-Кокшеньга",длина 425 км,провод марки

АС-185.

ВЛ N6 "Кокшеньга-Шангалы",длина 280 км,провод марки

АС-185.

Технические характеристики трансформаторов, устанавливаемых

на ПС Долматово [4]:

Марка:ТМТН-6300-110/35/10,соединение Yн/Y/-0-11 кол-во-2 шт,

Sном = 63 МВА, Рхх = 125 кВт,Pкз = 52 кВт;

Uвн = 115 кВ, Uвс = 385 кВ, Uнн = 11 кВ;

U_КВ-Н=17 ; U_КВ-С=105 ; U_КС-Н=60 ; Iхх = 11

регулирование напряжения: РНП на стороне ВН 16 (9ст).

ПБВ на стороне СН 5 (2ст).

Схема сети расчетного участка взята на основании карты-схемы сети ВЭС и приведена на рис.3.3.с учётом присоединения проектируемой подстанции. Схема замещения для расчёта токов КЗ приведена на рис.3.4. Определение расчётных параметров схемы сведено в табл.3.2.

Таблица 32Расчётные параметры схемы

Элемент схемы	Технические данные	Расчётная формула	Расчётное сопротивление( Z ) Ом
	UнкВ	L км	R0Ом/км	Х0 Ом/км
линия № 1	110	23	0330	0429	Z=L(R0+jX0)	736+j957	1207
линия № 2	110	284	0450	0440		1278+j1250	1788
линия № 3	110	180	0270	0423		486+j761	903
линия № 4	110	270	0270	0423		729+j1142	1355
линия № 5	110	425	0170	0409		723+j1738	1882
линия № 6	110	280	0170	0409		476+j1145	1240
Система № 1 ПС Шенкурск	115	IКМАХ(3)=800 А IКМIN(3)=250 А		ZСИСМАХ=83 Ом ZСИСМIN=266 Ом
Система № 2 ПС Шангалы	115	IКМАХ(3)= 4150 A IКМIN(3)= 880 A		ZСИСМАХ=16 Ом ZСИСМIN=75 Ом

ПРИМЕЧАНИЕ: Приведенные в таблице удельные сопротивления принимались согласно 4

3.3.2 Исходные допущения принимаемые при расчёте токов

короткого замыкания

Расчёты токов короткого замыкания (КЗ) производятся для выбора или проверки параметров электрооборудования а также для выбора или проверки уставок релейной защиты и автоматики

В условиях проектирования устройств релейной защиты (УРЗ) приходится пользоваться ориентировочными исходными данными, поэтому требования к точности расчета несколько снижены. Расчеты токов КЗ для релейной защиты (РЗ) регламентируются Руководящими указаниями по РЗ. Расчёты ведутся по упрощенным методикам для приближенного определения токов К.З.

Расчёт проводим в именованных единицах, поэтому все элементы схемы приводятся к одной ступени напряжения. Т к трансформаторы имеют широкий диапазон встроенного регулирования напряжения под нагрузкой, то необходим учёт точных коэффициентов трансформации и учёт изменений сопротивлений трансформаторов в зависимости от положения переключателя ответвлений для регулирования напряжения.

Расчёт выполняем для двух крайних положений переключателя РПН,при которых имеют место максимальное и минимальное значения токов КЗ на шинах 35 и 10 кВ подстанции.

3.3.3 Расчёт тока короткого замыкания на шинах 10 кВ

3331 Расчёт максимального тока короткого замыкания

Максимальные токи имеют место на крайней отрицательной ступени регулирования, при которой сопротивление обмотки стороны ВН минимально.

Работа трансформаторов на общие шины связана с протеканием больших токов КЗ поэтому при работе обоих трансформаторов, секционные выключатели СМВ-10 и СМВ-35 находятся в автоматическом резерве (АВР) и каждый трансформатор несет нагрузку своей секции шин. Таким образом, можно рассматривать каждый трансформатор в отдельности

Определим сопротивление трансформатора в максимальном режиме для этого приведём значения напряжений короткого замыкания к расчётным величинам:

Uкв=0,5(Uквн+Uквс-Uксн)

Uкс=0,5(Uквс+Uксн-Uквн)

Uкв=0,5(Uквн+Uксн-Uквс)

При крайнем отрицательном ответвлении РПН: Uквн=16,4

Uксн=9,5

Uкв=0,5(16,4+9,5-6)=9,95

Uкн=0,5(16,4+6-9,5)=6,45

Рассчитываем сопротивление трансформатора на стороне ВН и НН:

Zв=Uкв(U2внном(1-Uкр/100)2/(100Sном)

Zн=Uкн(U2внном(1-Uкр/100)2/(100Sном)

где Uкр=16 - добавка напряжения на крайней ступени РПН;

Sном - номинальная мощность трансформатора МВА

Zв=9,95(1152(1-16/100)2/(1006,3)=147,40 Ом

Zн=6,45(1152(1-16/100)2/(1006,3)=95,52 Ом

Полное сопротивление трансформатора в максимальном режиме составляет:

Zтвнмах=Zв+Zн

Zтвнмах=147,40+95,52=242,92 Ом

Определяем максимальный ток 3-х фазного КЗ на шинах 10 кВ приведенный к стороне ВН (точка К1)

Iк1мах⁽³⁾=Uсис/(1,73Zк1мах)

где Zк1мах - сопротивление КЗ в точке К1 в максимальном режиме Ом:

Zк1мах=ZавZвс/(Zав+Zвс)+Zтвнмах

где Zав,Zвс-сопротивления участков АВ и ВС соответственно Ом.

Zав= Zсис1мах+Zл1+Zл2+Zл3

Zвс= Zсис2мах+Zл6+Zл5+Zл4

Zав=83+1207+1788+903=12198 Ом

Zвс=16+124+1882+1355=6077 Ом

Сопротивления систем и линий принимались из таблицы 3.2.

Zк1мах= 121986077/(12198+6077)+ 242,92=280,78 Ом

Iк1мах⁽³⁾=115000/(1,73280,78)=236,5 А

Ток 3-х фазного КЗ в т К1 составляет:

Iк1мах⁽³⁾= Iк1мах⁽³⁾Uвном/ Uнном (1-Uкр/100)

Iк1мах⁽³⁾=236,5(115/11(1-16/100)=2076,6 А

3.3.3.2 Расчёт минимального тока короткого замыкания

Для получения минимального тока КЗ регулятор РПН должен находится на крайней положительной ступени регулирования Однако при расчёте необходимо учитывать что напряжение на стороне ВН принимается не более максимально допустимого для сети 110 кВ т е должно выполнятся условие: Uвмах Uвмахдоп

Определяем ступень регулирования принимая что Uвмах=Uвмахдоп=126 кВ [5]

Nрпн=(Uвмах-Uвном)Nрпнкр/(UвномUкр/100)

где Nрпн =9 - максимальное число ступеней в одну сторону регулирования

Nрпн=(126-115)9/(11516/100)=5,38

Принимаем пятую ступень регулирования(Nрпн=5)и определяем напряжение на стороне ВН соответствующее данной ступени:

Uвn=5 = Uвном+NрпнUвном(Uкр/100)/Nрпнкр

Uвn=5 = 115+5115(16/100)/9 = 125,22 кВ

Условие: Uвмах Uвмахдоп выполняется 125,22кВ 126кВ

Поскольку имеются данные значений Uк только для среднего и крайних положений переключателя РПН то для других положений можно приближённо рассчитать методом линейной интерполяции между известными значениями (Uквсmin=117 и Uквнmin=185 ) 3

Uквнn=5 = Uквнном + (Uквнmin - Uквнном)Nрпн / Nррпн

Uквсn=5 = Uквсном + (Uквсmin - Uквнном)Nрпн / Nррпн

где Uквнном = 17 и Uквсном = 105 напряжение КЗ соответствующее среднему положению РПН

Uквнn=5 = 170+(185-170)5/9 =178

Uквсn=5 = 105+(117-105)5/9=1116

Uкв=0,5(Uквн_n=5+Uквс_n=5-Uксн_n=5)

Uкс=0,5(Uквс_n=5+Uксн_n=5-Uквн_n=5)

Uкн=0,5(Uквн_n=5+Uксн_n=5-Uквс_n=5)

Uкв=0,5(178+1116-60)=1148

Uкс=0,5(1116+60-178)=0

Uкн=0,5(178+6-1116)=632

Zв=114812522²/(10063)=28573 Ом

Zн=63212522²/(10063)=15729 Ом

Полное сопротивление трансформатора в минимальном режиме:

Zвнmin=Zв+Zн

Zвнmin=28573+15729=44302 Ом

Минимальный ток 3-х фазного КЗ на шинах 10 кВ определяем аналогично расчёту максимального тока КЗ в точке К1 Результаты расчёта сводим в таблицу 3.3.

Таблица 3.3 Расчётные значения минимального режима при КЗ в точке К1

ZСИС1MIN Ом	ZСИС2MIN Ом	ZTВНМINОм	ZAB Ом	ZBС Ом	ZK1MIN Ом	IК1MIN А	IК1MIN А
266	75	44302	29674	11685	52620	126	14364

33.4 Расчёт тока короткого замыкания на шинах 35 кВ

Расчёт аналогичен предыдущему (пункт 233),поэтому результаты расчета сводим в таблицу 3.4.

Таблица 3.4 Результаты расчёта тока КЗ на шинах 35 кВ

Режим работы	Ступень РПН	Коэф трансформации	UKВС	ZBС Ом	ZAB Ом	ZBС Ом	ZК2 Ом	I(3)К2 Ом	I(3)К2 Ом
макс	-9	251	950	14071	11542	5946	17871	3715	9322
миним	+5	325	1116	27776	29474	11685	36100	1839	5982

335 Определение значений ударного тока трёхфазного

короткого замыкания

Ударный ток КЗ определяем по формуле:

Iуд = 2КуI⁽³⁾кмах

где Ку - ударный коэффициент зависящий от постоянной времени затухания апериодической составляющей тока КЗ

Ку₁₀=178; Ку₃₅=1608; Ку₁₁₀=1608 4

в точке КЗ К1: Iуд₁₀ = 217820766=52274 А = 5,23 кА

в точке КЗ К2: Iуд₃₅ = 216089322=21198 А = 2,12 кА

в точке КЗ К3: Iуд₁₁₀ = 2160817537=3988 А = 3,99 кА

336 Определение значений теплового импульса токов короткого замыкания

В цепях большинства понизительных подстанций тепловой импульс тока 3-х фазного КЗ определяется по выражению:

Вк = Iкмах⁽³⁾²(t_ОТК + Та)

где t_ОТК - время отключения в которое входит время действия основной релейной защиты и полное время отключения выключателя (время действия тока КЗ),с;

На стороне 10 и 35 кВ: t_ОТК = 0,20,3 с

На стороне 110 кВ: t_ОТК = 0,10,2 с [4]

Та - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ.

Та = 0,02 с - при напряжении 35-110 Кв;

Та = 0,01 c - при напряжении 10 кВ [4 ]

Вк₁₀ = 5,23²(0,3 + 0,01)= 8,47 кА²с

Вк₃₅ = 2,12²(0,3 + 0,02)= 1,4 кА²с

Вк₁₁₀ = 3,99²(0,2 + 0,02)= 3,5 кА²с

3.4. Аппаратура устанавливаемая на подстанции

Электрические аппараты, изоляторы и токоведущие устройства работают в условиях эксплуатации в трех основных режимах: длительном, перегрузки (с повышенной нагрузкой, которая для некоторых аппаратов достигает значения до 1,4 номинальной) и короткого замыкания (КЗ).

В длительном режиме надежная работа аппаратов, изоляторов и токоведущих устройств обеспечивается правильным выбором их по номинальному напряжению и току.

В режиме перегрузки надежная работа аппаратов и других устройств электрических установок обеспечивается ограничением значения и длительности повышения напряжения или тока в таких пределах, при которых еще гарантируется нормальная работа электрических установок за счет запаса мощности.

В режиме КЗ надежная работа аппаратов, изоляторов и токоведущих устройств обеспечивается соответствием выбранных параметров устройств условиям термической и электродинамической стойкости. Для выключателей, предохранителей и выключателей нагрузки добавляется условие выбора их по отключающей способности.

В проекте предусмотрена установка вакуумных выключателей серии ВВ/TEL в КРУН-10.

Выключатели вакуумные серии BB/TEL предназначены для коммутации электрических цепей с изолированной нетралью при нормальных и аварийных режимах работы в сетях переменного тока частоты 50 Гц с номинальным напряжением U=6-10 кВ.

Вакуумный выключатель(ВВ)-это коммутационный аппарат нового поколения, в основе принципа действия которых лежит гашение возникающей при размыкании контактов электрической дуги в глубоком вакууме, а фиксация контактов вакуумных дугогасительных камер(ВДК) в замкнутом положении осуществляется за счет остаточной индукции приводных электромагнитов(“магнитная защелка“).

Отличительная особенность конструкций ВВ/TEL по сравнению с традиционными коммутационными аппаратами в том, что соосность электромагнитного привода и ВДК в каждом полюсе ВВ, которые механически соединены между собой общим валом.

Оригинальность конструкции ВВ/TEL позволила достичь следующих преимуществ по сравнению с другими коммутационными аппаратами:

высокий механический и коммутационный ресурс;

малые габариты и вес;

небольшое потребление энергии по цепям управления;

возможность управления по цепям постоянного, выпрямленного и переменного оперативного тока;

простота встраивания в различные типы КРУ и КСО и удобство организации необходимых блокировок;

отсутствие необходимости ремонта в течении всего срока службы;

доступная цена.

Благодаря своим преимуществам BB/TEL широко применяется во вновь разрабатываемых (КРУ, КСО, КРН), а также для реконструкции ячеек КРУ, находящихся в эксплуатации и имеющих в своем составе на момент реконструкции выключатели других конструкций, которые устарели морально и физически.

3.5 Проверка аппаратуры подстанции

Разьеденители, отделители, короткозамыкатели и заземлители проверяются по условиям:

- по напряжению установки: Uуст Uн

- по току (кроме заземлителей): Iнорм Iн ; Imax Iн

- по динамической стойкости: iу iпр.с

- по термической стойкости: Bк I_тер²t_тер

Проверка и выбор выключателей выполняются по условиям:

- по напряжению установки Uуст Uн

- по току Iнорм Iн ; Imax Iн

- по динамической стойкости iу iдин

- по термической стойкости Bк I_тер²t_тер

-по отключающей способности Iкз Iотк.ном

Проверка и выбор трансформаторов тока выполняются по условиям:

- по напряжению установки Uуст Uн

- по току Iнорм Iн ; Imax Iн

- по динамической стойкости iу iдин

- по термической стойкости Bк I_тер²t_тер

В нашем случае трансформатор работает с низким коэффициентом загрузки (Sмах = 6150 кВА п.3.1.3.)., поэтому при проверке принимаем. что Iнорм = Iмах = Iном.

Определяем первичные номинальные токи на выводах при номинальной загрузке трансформаторов:

Iном=Sном/(173U_НОМ)

на стороне ВH: Iном₁₁₀=6300/(173115)=316 А

на стороне СH: Iном₃₅=6300/(173385)=945 А

на стороне НH: Iном₁₀=6300/(17311)=3307 А

Таблица 3.5 Проверка аппаратуры подстанции

Тип аппарата	Расчётные параметры	Условия проверки	Параметры аппарата
РНДЗ 110/1000/630У1	Uустн = 110 Кв Iном = 31,6 А Iуд = 3,99 кА Вк = 3,5 кА2с	Uуст Uн Iнорм Iн Imax Iн iу iпр.с Bк Iтер2tтер	U н = 110 кВ I н = 1000 А iпр.с = 80 кА Iтер2tтер = 31,523=2977кА?с
ЗОН-110У1			U н = 110 кВ I н = 400 А iпр.с = 16 кА Iтер2tтер = 6,323=119 кА?с
РНДЗ 35/1000/630У1	Uустн = 35 Кв Iном = 94,5 А Iуд = 2,12 кА Вк = 1,4 кА2с		U н = 35 кВ I н = 1000 А iпр.с = 63 кА Iтер2tтер = 2524=2500 кА?с
ВМТ -110Б-20	Uустн = 110 Кв Iном = 31,6 А Iуд = 3,99 кА Вк = 3,5 кА2с Iкз=1,75 кА	Uуст Uн Iнорм Iн ; Imax Iн iу iди Bк Iтер2tтер Iкз Iотк.ном	U н = 110 кВ I н = 1000 А I Н.ОТК = 20 к А IДИН = 52 кА Iтер2tтер = 2023 =1200 кА?с
С-35М-630-10У1	Uустн = 35 кВ Iном = 94,5 А Iуд = 2,12 кА Вк = 1,4 кА2с Iкз=0,93 кА		U н = 35 кВ I н = 630 А I Н.ОТК = 10 к А IДИН = 26 кА Iтер2tтер = 1024=400 кА?с
ВВ-TEL-10-12.5-630-У3	Uустн = 10 кВ Iном = 330,7 А Iуд = 5,23 кА Вк = 8,47 кА2с Iкз=2,08 кА		U н = 10 кВ I н = 630 А I Н.ОТК = 12,5 к А IДИН = 12,5 кА
ТФЗМ-110Б-1У1 (0,5/10Р/10Р; 100/5)	Uустн = 110 Кв Iном = 31,6 А Iуд = 3,99 кА Вк = 3,5 кА2с	Uуст Uн Iнорм Iн Imax Iн iу iдин Bк Iтер2tтер	U н = 110 кВ I н = 50 А IДИН = 10 кА Iтер2tтер = 223 =12 кА?с
ТВТ-110Б-1У2 (0,5/10Р; 100/5)			U н = 110 кВ I н = 100 А IДИН = 100 кА Iтер2tтер = (250,1)23 =18,8 кА?с
ТВ-35 (0,5/10Р; 300/5)	Uустн = 35 кВ Iном = 94,5 А Iуд = 2,12 кА Вк = 1,4 кА2с		U н = 35 кВ I н = 300 А IДИН = 6 кА Iтер2tтер = (80,3)23 =17,3 кА?с
ТВТ-35 (0,5/10Р/10Р; 300/5)			U н = 35 кВ I н = 300 А IДИН = 21 кА Iтер2tтер = 8,423 =211,7 кА?с
ТОЛ-10 (0,5/10Р; 400/5)	Uустн = 10 кВ Iном = 330,7 А Iуд = 5,23 кА Вк = 8,47 кА2с Iкз=2,08 кА		U н = 10 кВ I н = 400 А IДИН = 100 кА Iтер2tтер = 2323 =1587 кА?с

Сопоставление расчётных параметров с параметрами аппаратов показывает, что у устанавливаемых аппаратов есть существенный запас по динамической и термической стойкости. Таким образом, замена поставляемых аппаратов в блоках заводского изготовления не требуется.

Схема электрических соединений КТПБ представлена на листе 4 графической части.

3.5.1 Выбор трансформаторов напряжения

Условие выбора ТН:

U_ном U_сети

В данном проекте на место демонтируемых трансформаторов напряжения марки ЗНОМ-35 и НТМИ-10 устанавливаются НАМИ-35 и НАМИ-10.Этот тип трансформатора напряжения является масштабным измерительным преобразователем и предназначен для выработки сигнала измерительной информации для электрических измерительных приборов и цепей учета, защиты и сигнализации в сетях 10-35 кВ с изолированной нейтралью. В отличие от НТМИ- НАМИ, благодаря антирезонансным свойствам имеет повышенную надежность и устойчив к перемежающимся дуговым замыканиям сети на землю. Для обеспечения своей устойчивости он не требует принятия каких-либо дополнительных мер со стороны потребителя.

ТН подключаются через предохранители- на 35 кВ - типа ПКТ-102-35-20-8У3:

U_ном=35 кВ, _{Iном пр.}=50 А, I_{откл.ном}=2.5 кА; на 10кВ ПКТ-104-10-200-12.5У3: U_ном=10кВ, I_{ном пр.=}50 А, I_{откл.ном}=2.5 кА.

Выбор ТН представлен в таблице 3.6

Таблица 3.6 Выбор трансформаторов напряжения

Тип ТН	Uном , кВ	Uном1, кВ	Uном2, В	Uном.доп, В	Sном, ВА (0.5)	Sпред, ВА
НКФ-110-83У1	110	110/3	100/3	100	400	2000
НАМИ-35-УХЛ1	35	35/3	100/3	100/3	150	1200
НАМИ-10-УХЛ1	10	10	100	100/3	120	1000

Для РУНН-10 кВ выбираем камеры высоковольтных сборных РУ серии К-37, с одной системой шин , одностороннего обслуживания на напряжение до 110 кВ и ток до 1000 А с вакуумным выключателем серии BB/TEL-10 и приводом к ним типа БУ/TEL-220-10 . Т.к. привод взаимозаменяемый с существующими пружин но моторными и электромагнитными приводами (ПЭ-11, ПП-61, ППО-10 и т.п.),то адаптация цепей РЗиА этих ячеек к работе с выключателями BB/TEL-не требуется.

Аппаратура первичной коммутации размещена в пределах камеры . Сборные шины вне камеры . Разъединители и выключатели нагрузки со стационарными заземляющими ножами и блокировками.

3.5.2 Выбор оборудования установленного в нейтрали трансформаторов

В нейтрали трансформатора, на стороне 35 кВ устанавливаются:

1.Ограничители перенапряжения (ОПН);

2.Дугогасительная катушка;

3.Заземляющий разъединитель марки ЗОН-110 М-1-У1;

4.Трансформаторы тока ТВТ-35-1-300/5.

3.5.3Выбор ограничителей перенапряжения

Ограничитель перенапряжения (ОПН)-это защитный аппарат, состоящий из нелинейного металлооксидного сопротивления, заключенного в изоляционную покрышку. Сопротивление ОПН состоит из последовательно соединенных варисторов. Основным отличием ОПН от разрядника, определяющим особенности его выбора и эксплуатации, является постоянное подключение к сети, а не через искровой промежуток.

Создание ограничителей перенапряжения позволило отказаться от дорогостоящих и ненадежных искровых промежутков, значительно (на 30-50%) снизить уровень ограничения коммутационных перенапряжений, в 2-3 раза улучшить массово-габаритные показатели защитных аппаратов.

Условие выбора ограничителей перенапряжения:

U_ном =U_сети

Параметры ОПН представлены в таблице 3.7

Таблица 3.7 Параметры и технические данные ограничителей перенапряжения

Тип ОПН	ОПН-У/TEL 110/70	ОПН-Т/TEL 35/40.5	ОПН-Т/TEL 10/10.5
Класс напряжения сети	Uном =110 кВ	Uном =35 кВ	Uном =10 кВ
Наибольшее рабочее длительно допустимое напряжение	Uдлит.доп =70 кВ	Uдлит.доп =40.5 кВ	Uдлит.доп=10.5 кВ
Номинальный разрядный ток, при импульсе 8/20мкс	Iном.разр=10 кА	Iном.разр=10 кА	Iном.разр=10 кА
Максимальная амплитуда импульса тока 4/10мкс	Iампл =100 кА	Iампл =100 кА	Iампл =100 кВ

В нейтраль главного понизительного трансформатора ставим разрядники ОПН-Т/TEL 35/38.5 и OПН-Т/TEL 10/10.5.

3.6 Выбор источника оперативного тока и трансформаторов

собственных нужд подстанции

Для дистанционного управления выключателями, автоматического отключения их релейной защитой, а также действия различных вспомогательных реле, устройств автоматики, аппаратуры сигнализации, обогрева шкафов КРУН, освещения подстанции и т.п. требуются источники энергии, которые называются источниками оперативного тока. На проектируемой подстанции 110/35/10 кВ, применяется переменный оперативный ток.

Проводим выбор источников оперативного тока.

Трансформаторы собственных нужд подстанции устанавливаются на стороне 10 кВ и подключаются до вводного выключателя 10 кВ, что позволяет иметь оперативный ток при отключенной системе сборных шин 10 кВ. Схема подключения ТСН представлена на рисунке 3.6.

Мощность трансформатора собственных нужд зависит от количества и мощности его потребителей.

На подстанции к потребителям собственных нужд относятся: обогрев шкафов КРУН, освещение подстанции, подогрев приводов разъединителей, отделителей и короткозамыкателей и другие устройства.

Для определения мощности трансформаторов собственных нужд необходимо определить суммарную мощность потребителей собственных нужд. Состав потребителей собственных нужд представлен в таблице 3.8.

Расчетная таблица потребителей собственных нужд.

Таблица 3.8

Потребители собственных нужд	Sпот кВА	Количество, шт	Sполн кВА
Подогрев шкафов КРУН-10	6	14	84
Подогрев шкафов ОРУ-35	7,3	7	51,1
Освещение подстанции	5	--	5
Аварийное освещение	3	--	3
Подогрев ВВ-10	3.3	9	29,7
Подогрев МВ-35	4.8	5	24
Подогрев МВ-110	15,8	1	15,8
Подогрев привода разъединителя 35кВ	2,3	12	27,6
Подогрев привода разъединителя 110кВ	4,5	8	36
Система охлаждения трансформатора	5,3	2	10,6
Отопление и освещение ОПУ	60	1	60
Освещение и вентиляция ЗРУ	5	1	5
Итого	370,2

Определяем суммарную мощность потребителей:

S_расч = k_cS_i

где k_c - коэффициент спроса, учитывающий коэффициенты одновременности и загрузки. В ориентировочных расчетах можно принять k_c = 0,8 [4 ];

S_i - мощность i-го потребителя собственных нужд, кВА.

S_расч = 0,8370,2 = 296,2 кВА

Мощность трансформаторов собственных нужд подстанции с постоянным дежурством выбирается по условию:

где К_П = 1,4 - коэффициент допустимой аварийной перегрузки [ 4 ].

Sт 296,2 / 1,4 = 211,6 кВА

Два трансформатора собственных нужд устанавливаются на всех двухтрансформаторных подстанциях 35 - 750 кВ [5]. Предельная мощность каждого трансформатора собственных нужд должна быть не более 630 кВА.

Выбираем два трансформатора марки: ТМ-250/10

мощность: S=250кВА,

напряжение: Uвн=10 кВ Uнн=0.,4 кВ

потери: Pх=0,82 кВт Pк=3,7 кВт

Трансформаторы тока и трансформаторы напряжения также являются источниками оперативного тока. К их потребителям относятся системы релейной защиты, измерительные приборы и устройства контроля изоляции.

4. Релейная защита и автоматика

41 Расчет продольной дифференциальной токовой защиты трансформатора ТМТН - 6300/110

411 Общие сведения

Продольная дифференциальная токовая защита, служит защитой от повреждений на выводах и от внутренних повреждений трансформатора, действуя без выдержки времени на отключение поврежденного трансформатора от неповрежденной части электрической системы и других электроустановок с помощью выключателей.

Продольная дифференциальная токовая защита выполняется на трансформаторах номинальной мощностью 63 МВА и более [2].

Данная защита обладает высоким быстродействием и обеспечивает избирательное отключение защищаемого элемента электрической системы. Трансформаторы тока (ТТ) устанавливаются со всех сторон защищаемого трансформатора.

Для тpехобмоточных трансформаторов со схемой соединения обмоток Yo/Yo/ принимается тpехpелейная схема, причем для компенсации сдвига токов по фазе, вторичные обмотки ТТ, установленных на сторонах ВH и СH соединяются в треугольник, а на стороне HH - в полную звезду. Вторичные обмотки ТТ и реле соединяются в схему продольной дифференциальной защиты с циркулирующими токами. При этом по обмоткам реле при отсутствии повреждений в защищаемой зоне проходит ток небаланса. Компенсация неравенства первичных токов по величине достигается правильным подбором коэффициентов трансформации ТТ. Используемые для защиты ТТ должны удовлетворять кривым предельной кратности при протекании через них токов внешних КЗ. Разность вторичных токов в плечах защиты должна быть не более 10

В большинстве дифференциальных защит на реле РНТ и ДЗТ для отстройки от бросков тока намагничивания используется смещение кривой броска тока намагничивания в одну сторону от нулевой линии и отсутствие обратных полуволн (рис4.1) В этих реле исполнительный орган (токовое реле) включен в дифференциальную цепь защиты через промежуточный насыщающийся трансформатор тока (НТТ) работающий с повышенной индукцией в магнитопроводе Когда в первичную обмотку такого ТТ подаётся однополярный ток (рис.4.1) апериодическая составляющая этого тока вызывает глубокое насыщение магнитопровода большая часть первичного тока становится током намагничивания и во вторичную обмотку не трансформируется [9]

а) б)

Рис41 Характерная кривая броска намагничивания в одной из фаз при включении силового трансформатора под напряжение (а) и кривая тока короткого замыкания (б)

Однако та часть апериодической составляющей которая трансформируется а так же в случае отсутствия апериодической составляющей в одной из фаз при включении трёхфазного трансформатора (периодический ток намагничивания хорошо трансформируется НТТ) требуют отстройку тока срабатывания защиты от броска тока намагничивания

41.2 Выбор трансформаторов тока

Используемые ТТ, выбираются по номинальному току и напряжению установки и проверяются на термическую и электродинамическую стойкость при КЗ. выбор ТТ производим упрощенно определяя коэффициент трансформации не учитывая погрешности по току и углу

определяем первичные номинальные токи обмоток, соответствующие номинальной мощности трансформатора.

Iном=Sном/(173U_НОМ)

на стороне ВH: Iном=6300/(173115)=316 А

на стороне СH: Iном=6300/(173385)=945 А

на стороне НH: Iном=6300/(17311)=3307 А

Коэффициент схемы включения реле защиты:

при соединении вторичных обмоток ТТ в - Ксх=173,

при соединении вторичных обмоток ТТ в Y - Ксх=1,

Расчетный коэффициент трансформации ТТ определяем по формуле:

К_ТТРАС=Ксх Iном/5

на стороне ВH: К_ТТРАС=173316/5=55/5

принимаем стандартное значение: К_ТТСТ=75/5

на стороне СH: К_ТТРАС=173945/5=164/5

принимаем: К_ТТСТ=200/5

на стороне НH: К_ТТРАС=13307/5=3307/5

принимаем: К_ТТСТ=400/5

Определяем вторичные токи в плечах защиты, соответствующие номинальной мощности трансформатора:

I₂=КсхIном/К_ТТ

на стороне ВH: I_2В=173316/75/5=3,645 А

на стороне СH: I_2С=173945/200/5=4092 А

на стороне НH: I_2Н=13307/400/5=4134 А

Для снижения неравенства вторичных токов увеличиваем коэффициент трансформации ТТ на сторонах ВН (К_ТТСТ=100/5) СH(К_ТТСТ=300/5) и HH (К_ТТСТ=600/5).

Получаем:

I_2В=17331,6/100/5=2737 А;

I_2C=173945/300/5=2728 А

I_2Н=13307/600/5=2756 А

Разность между величинами вторичных токов менее 10 На вводе 110 кВ трансформаторов устанавливаются встроенные ТТ ТВТ-110 Для установки выбираем следующие ТТ 3

на стороне ВH: ТВТ-110-1, 15/10Р/10Р/10Р, Ктт=100/5.

на стороне СH: ТВ-35-1-ХЛ, 05/10Р, Ктт=300/5.

на стороне HH: ТЛМ-10-2У3, 05/10Р, Ктт=600/5.

41.3 Выбор параметров защиты и схемы включения

Для трансформаторов 110 кВ выпускаемых с РПН (16 ) как правило целесообразнее применять реле серии ДЗТ-11 которые обеспечивают отстройку дифференциальной защиты от токов небаланса при внешних КЗ с помощью торможения циркулирующим в плечах защиты током КЗ Такая защита практически всегда может иметь ток срабатывания не более 15Iномтр [9].

Тормозная обмотка включается в одно из плеч защиты и при внешнем КЗ по ней проходит вторичный ток КЗ Эта обмотка осуществляет магнитное торможение т е автоматическое увеличение тока срабатывания защиты (загрубение) по мере увеличения тормозного тока Iт равного вторичному току КЗ

Загрубение реле вызывается тем что ток Iт дополнительно насыщает магнитопровод НТТ реле ДЗТ при этом ухудшается трансформация первичного тока НТТ в его вторичную обмотку и следовательно уменьшается ток в исполнительном органе

В схеме включения тормозной обмотки реле ДЗТ-11 на сумму токов сторон НН и СН трех обмоточных трансформаторов (рис) тормозная обмотка обтекается током как при внешнем КЗ на стороне НН так и при внешнем КЗ на стороне СН При КЗ в зоне торможение отсутствует

Рис42 Принципиальная схема включения рабочей (Wраб) уравнительных (Wур1 и Wур2) и тормозной (Wт) обмоток реле ДЗТ-11 на трёхобмоточном трансформаторе (для одной фазы)

Тормозная обмотка даёт возможность не отстраивать минимальный ток срабатывания защиты от токов небаланса при таких внешних повреждениях, когда имеется торможение Бездействие защиты при таких внешних КЗ, когда торможение отсутствует и при включении ненагруженного трансформатора под напряжение, обеспечивается выбором минимального тока срабатывания защиты по соответствующим условиям.

Трансформаторы тока на сторонах СH и HH соответственно присоединяются к первой и второй уравнительной обмотке, а ТТ на стороне ВH к рабочей обмотке реле. В соответствии с эффективностью использования тормозной обмотки, ее целесообразно включить на сумму токов ТТ, установленных на сторонах СH и HH, т. к. при подключении тормозной обмотки только к ТТ, установленным на одной из сторон защищаемого трансформатора, основным условием для выбора тока срабатывания защиты остается отстройка от внешнего КЗ.

определяем минимальный ток срабатывания защиты по условию отстройки от броска тока намагничивания [8].

Iсзmin=КотсIномосн

где Котс = 15 [9];

Iномосн - номинальный ток основной стороны, соответствующий номинальному напряжению среднего ответвления устройства РПH и номинальной мощности стороны трансформатора.

За основную сторону принимается сторона, которой соответствует наибольший из вторичных токов в плечах защиты. Тк вторичные токи в плечах защиты близки по значению, то целесообразно за основную сторону принять сторону питания (сторону ВH).

Таким образом:

Iномосн = Iномв = 316 А.

Iсзmin = 15316 = 474 А

Определяем ток срабатывания реле, отнесенный к основной стороне который определяется приведением тока срабатывания защиты ко вторичным цепям ТТ основной стороны.

Iсpв=IсзminКсх/Кттн

Iсpв=474173/100/5 = 41 А

Определяем число витков рабочей обмотки HТТ реле для основной стороны и для других сторон, исходя из значения минимального тока срабатывания реле.

Рассчитываем число витков обмотки HТТ реле, включаемого в плечо защиты на основной стороне:

Wвpас = Fсp/Iсpв

где Fсp = 100 А [9] - минимальная магнитодвижущая сила

срабатывания реле при отсутствии торможения.

Wвpас = 100/41 = 2436 витков

принимаем 24 витка рабочей обмотки реле:

Wв = Wpаб = 24 витка.

Уточняем ток срабатывания защиты:

Iсз=IсpвКттв/К_СХ = FсpКттв/W_ВК_СХ

Iсз=100100/5/(24173)=481 А

Число витков уравнительных обмоток HТТ реле, соответствующее току срабатывания защиты для других (не основных) сторон защищаемого трансформатора определятся по условию равенства (небаланс не учитывается)результирующей МДС в HТТ реле при нагрузочном режиме и внешнем КЗ.

Исходя из условия полного выравнивания определяем расчетное число витков первой уравнительной обмотки HТТ реле.

Wсpас = WвI_2В/I_2С

Wсpас =242737/2728=2408 витков

Принимаем 24 витка обмотки HТТ реле для стороны СH

Wс = Wуp1 =24 витка.

Определяем pасчётное число витков второй уравнительной обмотки HТТ реле:

Wсpас = WвI_2В/I_2Н

Wсpас =242737/2756=2383 витка

Пpинимаем 24 витка обмотки HТТ реле для стороны HH

Wн = Wуp2 = 24 витка.

Пpи внешних повреждениях несрабатывание реле обеспечивается, если отношения расчетной и тормозной МДС будут находится на тормозных характеристиках реле ДЗТ-11(согласно заводским характеристикам срабатывания).

Это условие выражается неравенством:

Из данного неравенства определим необходимое число витков

тормозной обмотки HТТ реле:

где Котс = 15 [9];

Iнбmax - наибольший ток небаланса, имеющий место при тpёхфазном КЗ на шинах СH в максимальном режиме (точкаК2,pис.3.5)и характеризующий рабочую МДС;

Iтоpм -ток, протекающий в защите стороны, к которой присоединена тормозная обмотка, приведенный к основной стороне

(Iтоpм = I⁽³⁾к2max)

- угол наклона касательной к оси абсцисс проведенной к характеристике минимального торможения из начала координат (определяется по заводским характеристикам):

Ток небаланса обусловлен полной погрешностью ТТ, погрешностью регулирования и погрешностью от неточного выравнивания МДС в реле:

Iнбmax=(Iнбпгp+Iнбpег+Iнбвp)Iк2max

где Iк2max - ток КЗ приведенный к стороне ВН принимаем из табл13

Iнбпгp - составляющая обусловленная разностью намагничивающих токов трансформаторов тока в плечах дифференциальной защиты;

Iнбpег - составляющая обусловленная регулированием напряжения и следовательно изменением первичного тока только на регулируемой стороне трансформатора;

Iнбвp - составляющая вызванная неточностью выравнивания МДС с помощью уравнительных обмоток реле с РНТ

Iнбпгp = КапеpКоднЕ ,

где Капеp = 1 [9] - коэффициент учитывающий переходный режим токов КЗ;

Кодн = 1,(при разных типах ТТ)[9] - коэффициент однотипности ТТ;

Е = 01 [8] - допустимая относительная полная погрешность ТТ (принимается максимальная, при выборе ТТ по кривым допустимых кратностей тока).

Iнбпгp = 1101 = 01 А

Iнбpег =U_КРВН/100+U_КРСН/100

Iнбpег =16/100+5/100=021 А

Iнбвр=(Wсpас-Wс)/Wpас

где Wpабpас - расчётное число витков рабочей обмотки на стороне, к которой присоединена тормозная обмотка(Wpабpас = =Wсpас);

Iнбвр=(2408-24)/24,08=0003 А

Iнбmax=(01+021+0003)3715=1163 А

Fсp = f(Fтоpм) [9]

Анализируем рабочую МДС в максимальном режиме:

Fpабmax=КотсI2нбmaxWсpас

где I2нбmax - наибольший вторичный ток небаланса, протекающий по обмоткам реле:

I2нбmax =IнбmaxКсх/Кттс

I2нбmax =(01+021+0003)9322173/(300/5)=842 А

Fpабmax=158422408 = 30424 А

По характеристике Fсp =f(Fтоpм),получаем угол = 37⁰

Wтоpм 1511632408/(3715tg37⁰)=151 витков.

Пpинимаем ближайшее большее к pассчётному числу витков:

Wтоpм = 15 витков.

Определяем чувствительность защиты при КЗ в защищаемой зоне при отсутствии торможения:

Кч = 173/2Iк2min/Iсз

Кч = 173/21262/481 = 227

Данный коэффициент удовлетворяет требованиям к чувствительности (Кч 1,5) [9].

Определяем чувствительность защиты при КЗ в защищаемой зоне, когда имеется торможение:

Кчтоpм = Fpаб/Fpабсp

где Fpабсp - рабочая МДС срабатывания реле при КЗ через

переходное сопротивление, когда имеет место максимальное торможение.

Отношение рабочей и тормозной МДС, согласно заводской характеристике будет наименьшим при КЗ на стороне HH в минимальном режиме (pис3.5(а) тК2) Ток принимаем согласно табл.3.3.

Рабочая МДС срабатывания реле определяется графически по заводским характеристикам, исходя из рабочей и тормозной МДС при данном КЗ.

Fpаб = 1262173/(100/5)24+143641/(600/5)24=5496 А

Fтоpм =Iк2мin⁽³⁾Ксх/КттнWтоpм

Fтоpм=143641/(600/5)15=1796 А

Согласно характеристике срабатывания Fсp = f(Fтоpм), соответствующей максимальному торможению получим Fpабсp = 150 А [9].

Коэффициент чувствительности защиты при наличии торможения и КЗ через переходное сопротивление равняется:

Кчтоpм=5496/150 = 37

Что больше требуемого(1,5) [9].

Как следует из приведенных расчетов, во всех рассмотренных случаях КЗ в защищаемой зоне как при отсутствии, так и при наличии торможения, защита, выполненная с реле серии ДЗТ-11 обеспечивает надежное функционирование.

Схема дифференциальной защиты трансформатора ТМТН-6300/110 - см. Лист 5.

Принципиальная схема включения реле ДЗТ-11 - см. Лист 6.

4.2 Газовая защита трансформаторов

Газовая защита реагирует на повреждения внутри бака трансформатора, при которых происходит выделение газа или ускоренное протекание масла или смеси масла с газом из бака в расширитель, а также и по другим причинам междуфазные КЗ, межвитковые замыкания в обмотках, замыкание обмотки на корпус, пожар в стали магнитопровода .

Газовая защита поставляется с газовым реле Бухгольца BF 80/Q (B - реле с двумя элементами, F - с фланцем, 80 - внутренний диаметр фланца в мм, Q - фланец квадратной формы).

В зависимости от вида и развития повреждения трансформатора возможна последовательная работа сигнального и отключающего элементов реле или их одновременная работа.

4.3 Защита ВЛ - 110 кВ

4.3.1 Делительная защита

Для снижения стоимости защит и обеспечения селективности на транзите 110кВ.

Самым простым и надёжным решением является установка делительной защиты, которая в данном случае обеспечит простоту и надёжность защиты.

При междуфазном повреждении на любой из ВЛ-110 срабатывают защиты на ПС "Ровдино" и на ПС " Благовещенск ", а на ПС "Долматово" фиксируется поврежденная ВЛ-110. После отключения МВ-110 на ПС" Благовещенск " и "Ровдино" на ПС " Долматово " по факту исчезновения напряжения и тока срабатывает выходное реле делительной защиты и отключает СМВ-110. На ПС" Благовещенск " и "Ровдино" действием АПВ включается отключившийся МВ-110. Для предотвращения неправильного действия делительной защиты при неисправностях во вторичных цепях ТН-110кВ используется устройство блокировки типа КРБ-12. Схема делительной защиты предусматривает отключение СМВ-110 и при однофазных КЗ на землю от собственных органов нулевой последовательности.