Подстанция 1103510 кВ с микропроцессорными устройствами релейной защиты и автоматики для защиты трансформатора (УГАТУ)

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Характеристика исходных данных

Целью проекта является проектирование подстанции 110/35/10 кВ «Электорозаводская», проектирование релейной защиты трансформатора с применением МПУ РЗА производства НПП «ЭКРА» (г. Чебоксары), анализ и оценка участка сети, к которому подключается проектируемая подстанция, обоснование целесообразности сооружения III цепи на данном участке.

Исходными данными для проектирования подстанции 110/35/10 кВ «Электрозаводская» и проектирования релейной защиты служат:

- технические условия на электроснабжение нагрузок ОАО «Электрозавод» в г. Уфе в количестве 10 МВА, по II категории;

- техническое задание на выполнение работы - Рабочий проект строительства подстанции 110/35/10 кВ «Электрозаводская»;

- письмо №142/03-175 от 17.02.2006 г. - Токи короткого замыкания по запросу ООО «Энерготехсервис».

Исходными данными для анализа сети являются:

- технические условия на электроснабжение нагрузок ОАО «Электрозавод» в г. Уфе в количестве 10 МВА, по II категории;

- нормальная схема БашРЭС - Уфа (данные по участкам опор);

- данные телеизмерений по активной и реактивной мощностям от 21.12.2005 г.

2. Проектирование подстанции 110/35/10 кВ «Электрозаводская»

Проектирование подстанции производится согласно техническим условиям на электроснабжение нагрузок ОАО «Электрозавод» в г. Уфе в количестве 10 МВА, по II категории (ТУ). В перспективе ожидается увеличение числа потребителей вследствие развития района. Подключение подстанции «Электрозаводская» будет произведено ответвлением от I и II цепи существующей ВЛ-110 кВ «Бекетово-Дёма».

2.1 Выбор числа и мощности трансформаторов связи

На подстанции, согласно ТУ, устанавливаются два параллельно работающих трансформатора марки ТДТН-40000/110. Мощность трансформаторов выбрана с учетом их загрузки на перспективу. Рекомендуемые к установке трансформаторы необходимо проверить по условиям выбора трансформаторов.

Условия выбора:

;

;

;

,

где , , - номинальные ВН, СН и НН трансформатора соответственно, кВ;

- установившееся напряжение в сети, кВ;

- номинальная мощность трансформатора, МВА;

- фактическая мощность трансформатора, МВА.

Выбранный трансформатор необходимо проверить на режим, когда один из параллельно работающих трансформаторов аварийно отключен:

.

Проверяем соответствие предлагаемого трансформатора условиям (3.1):

;

;

;

.

Малая загруженность трансформатора объясняется тем, что подстанция сооружается на перспективу и на пусковой период будет снабжать электроэнергией только часть потребителей.

Проверим трансформатор на режим аварийного отключения одного из трансформаторов, согласно:

.

Таким образом, предлагаемый трансформатор полностью удовлетворяет всем условиям выбора и проверки.

Таблица 2.1 - Технические данные трансформатора

Тип трансформатора	ТДТН-40000/110
, МВА	40
Напряжение обмоток, кВ	ВН	115
	СН	38,5
	НН	11
Потери, кВт		35
		200
, %	ВН-СН	10,5
	ВН-НН	17,5
	СН-НН	6,5
, %	0,6

2.2 Определение количества линий на всех напряжениях

2.2.1 Определение количества линий на высокой стороне

Согласно ТУ, подключение подстанции будет произведено ответвлением от существующей линии, поэтому на стороне ВН предусматривается две линии. Учитывая, что мощность подстанции при максимально допустимой загрузке () составляет порядка 56 МВА, а пропускная способность линии 110 кВ находится в пределах (30 ч 45) МВт, сооружение двух линий оправдано.

2.2.2 Определение количества линий на средней стороне

На начальном этапе подстанция будет передавать мощность гораздо ниже номинальной, основная доля которой будет приходиться на нагрузки НН, в связи с этим на стороне СН сооружаются две ячейки с перспективой до четырёх.

2.2.3 Определение количества линий на низкой стороне

Согласно ТУ, на стороне НН необходимо установить 24 линейные ячейки, чтобы иметь возможность обеспечить электроэнергией всех потребителей.

2.3 Выбор схем распределительных устройств (РУ)

На стороне ВН, руководствуясь требованиями ТУ, а также [1], необходимо принять схему 110-4Н «Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии». Данная схема применяется на ответвительных подстанциях до 220 кВ включительно.

На стороне СН необходимо принять схему 35-9 «Одна рабочая, секционированная выключателем система шин». Схема применяется на РУ на сторонах ВН, СН, НН трансформаторов, а также при пяти и более присоединениях.

На стороне НН, выбирается схема 10 (6) - 1 «Одна одиночная секционированная выключателем система шин». Как правило, число секций соответствует числу источников питания. Для облегчения аппаратуры в цепи отходящих линий, для снижения сечения кабелей за счет ограничения токов короткого замыкания, и для обеспечения надежной работы релейной защиты на подстанции применяется раздельная работа трансформаторов. Секционный выключатель имеет устройство автоматического ввода резерва (АВР) и включается при обесточивании одной из секций.

2.4 Расчет собственных нужд проектируемой подстанции

Состав потребителей собственных нужд подстанции зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, наличия синхронных компенсаторов, типа электрооборудования, способа обслуживания и вида оперативного тока.

Мощность потребителей собственных нужд невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питание от понижающих трансформаторов.

Мощность трансформаторов собственных нужд выбирается по нагрузкам собственных нужд с учетом коэффициента загрузки и одновременности, при этом отдельно учитывается летняя и зимняя нагрузки, а также нагрузка в период ремонтных работ на подстанции [2].

Согласно [3], пункт 2.8, выбираем на проектируемой подстанции постоянный оперативный ток. Источником постоянного оперативного тока служит аккумуляторная батарея. Согласно пункту 2.4 [3], на проектируемой подстанции устанавливается одна аккумуляторная батарея 220 В. Батареи, согласно пункту 2.6 [3], работают в режиме постоянного подзаряда от выпрямительных устройств.

На подстанции необходимо установить два трансформатора собственных нужд, подключенных к разным источникам питания на стороне НН. Подключение трансформатора собственных нужд производится до вводного выключателя 10 кВ. Трансформаторы собственных нужд должны работать раздельно с АВР.

2.4.1 Составление таблицы потребителей собственных нужд

При составлении таблицы собственных нужд, учитываем, что для осветительной нагрузки и подогрева , а для двигательной нагрузки .

Таблица 2.2 - Потребители собственных нужд проектируемой подстанции

Наименование приемника	Установленная мощность	cos	tg	kc	Расчетная нагрузка
	Единицы, кВт кол-во	Всего кВтч				Летом	Зимой
						P, кВт	Q, квар	P, кВт	Q, квар
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Охлаждение трансформаторов	400,25	10	0,85	0,62	0,85	8,5	5,27	8,5	5,27
Электроподогрев и сушка трансформаторов	1100	100	1	0	0,2	20	-	20	-
Маслоочистительная установка	145	45	0,85	0,62	0,2	9	5,58	9	5,58
Подзарядно-зарядный агрегат	223	46	1	0	0,12	5,52	-	5,52	-
Постоянно включенные сигнальные лампы	620,5	6	1	0	1	6	-	6	-
Подогрев релейных шкафов	12	2	1	0	1	-	-	2	-
Подогрев выключателей 110 кВ	24,41	12.6	1	0	1	-	-	8,82	-
Подогрев выключателей 35 кВ	42,4	9,6	1	0	1	-	-	9,6	-
Подогрев КРУ 10 кВ	321	32	1	0	1	-	-	32	-
Подогрев приводов разъединителей	180,6	10,8	1	0	1	-	-	10,8	-
Освещение ОПУ	-	10	1	0	0,6	6	-	6	-
Отопление ОПУ	-	75	1	0	1	-	-	75	-
Устройство связи	-	2	1	0	1	2	-	2	-
Освещение ЗРУ	-	4,35	1	0	0,6	2,61	-	2,61	-
Вентиляция ЗРУ	-	1,96	0,85	0,62	0,6	1,18	0,73	1,18	0,73
Освещение здания разъездного персонала	-	0,5	1	0	0,4	0,2	-	0,2	-
Отопление здания разъездного персонала	-	5	1	0	0,5	-	-	2,5	-
Насосы пожаротушения	2100	200	0,85	0,62	0,1	20	12,4	20	12,4
Сварочный аппарат	-	23	1	0	0,5	11,5	-	11,5	-
Аварийная вентиляция	20,18	0,36	0,85	0,62	0,5	0,18	0,11	0,18	0,11
Итого:	92,69	24,09	233,41	24,09

Формулы для расчета:

;

,

где k_с - коэффициент спроса, определяемый согласно [4].

Полные нагрузки в летний и зимний период:

кВА;

кВА.

Ремонтные и аварийные нагрузки (аварийная вентиляция и сварочный аппарат):

кВА.

3.4.2 Выбор трансформаторов собственных нужд

Для выбора мощности трансформаторов собственных нужд принимаем за расчетную, мощность наиболее энергопотребляемого периода, то есть мощность нагрузки в зимний период:

кВА.

Число трансформаторов собственных нужд принимаем два, мощность определяем по условию:

кВА.

Выбираем трансформатор собственных нужд мощностью 250 кВА марки ТМ-250/10.

Проверим выбранные трансформаторы на загрузку в ремонтном режиме:

? 1,15 1,20,

то есть никакой перегрузки не будет.

3.4.3 Схема собственных нужд подстанции

Согласно техническому заданию на выполнение работы «Рабочий проект строительства подстанции 110/35/10 кВ «Электрозаводская»», подключение трансформатора собственных нужд выполнить до вводного выключателя 10 кВ.

2.5 Расчет токов короткого замыкания

Расчеты токов короткого замыкания необходимы для:

- выбора и проверки электрических аппаратов и проводников, применяемых на подстанции;

- выбора уставок и проверки чувствительности устройств РЗА.

Для упрощения расчетов делают допущения:

- не учитывают насыщение сердечника трансформатора;

- не учитывают ток намагничивания;

- считают 3-х фазную систему идеально симметричной;

- не учитывают активное сопротивление, считая цепь чисто индуктивной.

Указанные допущения приводят к некоторому увеличению токов короткого замыкания (погрешность расчетов не превышает 5 10%, что допустимо в соответствии с требованиями [5]).

В расчетах токов короткого замыкания необходимо определить следующие величины:

- - начальное действующее значение периодической составляющей тока короткого замыкания - для расчета оборудования на термическую устойчивость;

- - ударный ток короткого замыкания - для расчета оборудования на электродинамическую устойчивость;

- - апериодическую составляющую тока короткого замыкания в момент t = (отключения цепи) - для проверки выключателя на отключающую способность;

- - периодическую составляющую тока короткого замыкания в момент t = (отключения цепи) - для проверки выключателя на отключающую способность.

2.5.1 Исходные данные для расчета токов короткого замыкания

Для расчета токов короткого замыкания на проектируемом объекте, имеются токи короткого замыкания на шинах подстанций «Дёма» и «Бекетово» (в максимальном и минимальном режимах), с которыми связана проектируемая подстанция.

Подстанция «Дёма»:

- максимальный режим: кВ, кА;

- минимальный режим: кВ, кА.

Подстанция «Бекетово»:

- максимальный режим: кВ, кА;

- минимальный режим: кВ, кА.

Определим мощности короткого замыкания энергосистем:

- максимальный режим:

МВА;

МВА.

- минимальный режим:

МВА;

МВА.

2.5.2 Определение сопротивлений элементов схемы замещения

Согласно схеме замещения считаем, что подстанция «Дёма» - система С1, а подстанция «Бекетово» - С2. При расчете максимального режима считаем, что III-я цепь введена и находится в работе. При расчете минимального режима - III-я цепь еще не введена в работу, кроме этого выведена одна из двух действующих цепей участка.

Расчет ведём в относительных единицах. Принимаем за базовую мощность МВА.

Сопротивления систем определяются следующим образом:

,

где - мощность короткого замыкания соответствующей системы.

Согласно (3.3) получаем:

;

.

Сопротивления линий можно определить по следующей формуле:

,

где n - количество параллельных цепей, ед.;

- удельное реактивное сопротивление линии (определяется по таблице П. 1-3 [13]), Ом/км;

l - длина линии, км;

- среднее напряжение в месте установки данного элемента, кВ.

В результате, согласно (3.4), получаем:

;

;

.

Сопротивления трансформатора:

,

где - относительное сопротивление трансформатора, определяемое через напряжение короткого замыкания трансформатора %:

Сопротивления трансформатора, согласно (3.5):

;

;

.

2.5.3 Расчет токов короткого замыкания в точке К1

Покажем расчет токов короткого замыкания в максимальном режиме в точке К1. Расчет токов короткого замыкания в точках К2, К3 и расчет минимального режима сведем в таблицу 3.3.

В расчетах не учитываются сопротивления, по которым ток не проходит.

Для определения токов короткого замыкания необходимо преобразовать схему к лучевому виду (рисунок 3.4, в). Для начала преобразуем треугольник, образованный сопротивлениями , , в звезду:

;

;

.

Сложим все последовательные сопротивления образованных ветвей:

;

;

.

Далее расчет ведём через коэффициенты распределения по ветвям, так как токи от источников проходят через общее сопротивление .

;

;

;

;

;

.

Расчет начального действующего значения периодической составляющей тока короткого замыкания:

;

,

где - базовый ток, кА;

- среднее значение сверхпереходного ЭДС источника питания. В данном случае, так как источником является система, согласно таблице 3.2 [6], = 1,0.

Таким образом, по формулам (3.6) и (3.7) получаем:

кА;

кА.

Определение ударного тока короткого замыкания:

,

где - ударный коэффициент. По таблице 3.6 [6], = 1,608 (система, связанная со сборными шинами, где рассматривается короткое замыкание, воздушными линиями напряжением 110 кВ).

кА.

Определение апериодической составляющей тока короткого замыкания в момент времени :

;

,

где - время размыкания цепи короткого замыкания дугогасительными контактами выключателя.

с - минимальное время действия релейной защиты;

- собственное время отключения выключателя, с;

- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания. Согласно таблице 3.6 [6], = 0,02 с (система, связанная со сборными шинами, где рассматривается короткое замыкание, воздушными линиями напряжением 110 кВ).

кА.

Определение периодической составляющей тока короткого замыкания в момент времени :

кА,

так как источниками являются две системы, то есть источники бесконечной мощности.

2.5.4 Расчет токов короткого замыкания в точках К2 и К3

При расчете токов короткого замыкания в точках К2 и К3 необходимо рассмотреть два возможных случая: когда секционный выключатель QB включен и когда QB отключен.

Используемые в расчетах ударные коэффициенты и постоянные времени затухания апериодической составляющей, согласно таблице 3.6 [6], имеют для обоих случаев следующие значения: = 1,82 и = 0,05 с (система, связанная со сборными шинами, где рассматривается короткое замыкание, через трансформаторы единичной мощностью от 32 до 80 МВА).

Согласно [7], пункт 1.4.4, при выборе расчетной схемы для определения токов короткого замыкания следует исходить из предусматриваемых для данной электроустановки условий длительной ее работы и не считаться с кратковременными видоизменениями схемы этой электроустановки, которые не предусмотрены для длительной эксплуатации (например, при переключениях). Ремонтные и послеаварийные режимы работы электроустановки к кратковременным изменениям схемы не относятся. Это необходимо учитывать в расчетах.

Полученные при вычислениях значения токов короткого замыкания в точках К2 и К3 (в максимальном и минимальном режиме) приводим в таблице 2.3.

Таблица 2.3 - Токи короткого замыкания

Наименование точки короткого замыкания	Наименование ветви	Значение , кА
		, кА	, кА	, кА	, кА
Максимальный режим
К1: РУВН 110 кВ	Система	7,212	16,400	1,380	7,212
К2: РУСН 35 кВ QB1 - включен	Система	4,612	11,871	2,399	4,612
К2: РУСН 35 кВ QB1 - выключен	Система	4,612	11,871	2,399	4,612
К3: РУНН 10 кВ QB2 - включен	Система	10,841	27,903	8,414	10,841
К3: РУНН 10 кВ QB2 - выключен	Система	10,841	27,903	8,414	10,841
Минимальный режим
К1: РУВН 110 кВ	Система	6,684	15,200	1,279	6,684
К2: РУСН 35 кВ QB1 - включен	Система	4,537	11,678	2,360	4,537
К2: РУСН 35 кВ QB1 - выключен	Система	4,537	11,678	2,360	4,537
К3: РУНН 10 кВ QB2 - включен	Система	10,724	27,602	8,323	10,724
К3: РУНН 10 кВ QB2 - выключен	Система	10,724	27,602	8,323	10,724

2.6 Выбор электрических аппаратов и проводников

В распределительных устройствах подстанции содержится большое количество электрических аппаратов и соединяющих их проводников. Выбор аппаратов и расчет токоведущих частей аппаратов и проводников - важнейший этап проектирования подстанции, от которого зависит надежность её работы.

2.6.1 Выбор выключателей

Выключатель - это коммутационный аппарат, предназначенный для включения и отключения тока.

К выключателям высокого напряжения предъявляются следующие требования:

- надёжное отключение любых токов (от десятков ампер до номинального тока отключения);

- быстрота действия, то есть наименьшее время отключения;

- пригодность для быстродействующего автоматического повторного включения, то есть быстрое включение выключателя сразу же после отключения;

- возможность пофазного (пополюсного) управления для выключателей 110 кВ и выше;

- легкость ревизии и осмотра контактов;

- взрывобезопасность и пожаробезопасность;

- удобство транспортировки и эксплуатации.

Выключатели выбираются по условиям:

;

;

,

где - номинальное напряжение выключателя, кВ;

- номинальный выключателя, А;

- наибольший ток нормального режима, А;

- наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима, А.

Проверка выключателей производится по следующим условиям:

- на симметричный ток отключения:

,

где - номинальный ток отключения выключателя, кА;

- на возможность отключения апериодической составляющей тока короткого замыкания:

;

,

где - номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени , кА;

- нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, %. Определяется по рисунку 4.33 [6], в зависимости от или по каталожным данным выключателя;

- по включающей способности:

; ,

где - наибольший пик тока включения, кА;

- номинальный ток включения, кА;

- на электродинамическую стойкость:

; ,

где - наибольший пик (ток электродинамической стойкости) предельного сквозного тока, кА;

- действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока короткого замыкания, кА;

- на термическую стойкость:

;

;

,

где - ток термической стойкости, кА;

- длительность протекания тока термической стойкости, с;

- тепловой импульс тока короткого замыкания по расчету, кА²с;

- расчетная продолжительность короткого замыкания, с;

- время действия основной релейной защиты в данной цепи, с;

- полное время отключения выключателя, с.

Согласно ТУ, предполагается, что на РУ 110 кВ будут установлены элегазовые выключатели марки ВГТ-110II* - 25/2500У1 производства ОАО «УЭТМ».

Элегазовые выключатели являются наиболее современными коммутационными аппаратами ВН. В элегазовых выключателях дугогасящей и изолирующей средой является специальный электрический газ (элегаз - SF6), обладающий свойствами, необходимыми для дугогашения и для электрической изоляции. В новых проектах целесообразно применять элегазовые выключатели, так как за время их эксплуатации они показали высокую надежность и эффективность своей работы.

Таблица 2.4 - Сравнение параметров выключателя ВГТ-110II - 25/2500У1 с расчетными данными

Условия выбора и проверки	Расчетные величины	Каталожные данные выключателя
	110 кВ	110 кВ
	140,572 А	2500 А
	281,144 А	2500 А
	7,212 кА	25 кА
	1,380 кА	14,142 кА
	16,400 кА 7,212 кА	63,75 кА 25 кА
	16,400 кА 7,212 кА	63,75 кА 25 кА
	8,842 кА2с	1875 кА2с

На РУ 35 кВ предлагается установить элегазовый выключатель ВГБЭ - 35 - 12,5/1000УХЛ1 с электромагнитным приводом ЭВ-220В или ЭО-220В.

Таблица 2.5 - Сравнение параметров выключателя ВГБЭ-35-12,5/1000УХЛ1 с расчетными данными

Условия выбора и проверки	Расчетные величины	Каталожные данные выключателя
	35 кВ	35 кВ
	149,961 А	1000 А
	299,922 А	1000 А
	4,612 кА	12,5 кА
	2,399 кА	5,657 кА
	11,871 кА 4,612 кА	32 кА 12,5 кА
	11,871 кА 4,612 кА	32 кА 12,5 кА
	4,679 кА2с	468,75 кА2с

Предлагаемый выключатель ВГБЭ-35-12,5/630УХЛ1 проходит по всем условиям.

Согласно ТУ, в качестве РУНН выбирается КРУ серии К-304Б производства ОАО УЗ «Электроаппарат» с вакуумными выключателями ВВЭ-М-10-31,5/3150У3 для ячеек ввода и секционного выключателя, и ВВТЭ-М-10-20/630У3 для ячеек отходящих линий. Вакуумные выключатели широко применяются на напряжении 6-10 кВ. Электрическая прочность вакуумного промежутка во много раз больше, чем воздушного при атмосферном давлении. Это свойство используется в вакуумных дугогасительных камерах КДВ, на основе которых выпускаются вакуумные выключатели. Вакуумные выключатели широко используются в ОАО «Башкирэнерго» для защиты электрооборудования на низком напряжении и за время эксплуатации показали высокую надежность.

Произведём проверку предлагаемых к установке выключателей условиям выбора (3.10) и проверки (3.11) - (3.15).

Таблица 2.7 - Сравнение параметров выключателя ВВЭ-М-10-31,5/3150У3 с расчетными данными

Условия выбора и проверки	Расчетные величины	Каталожные данные выключателя
1	2	3
	10 кВ	10 кВ
	989,743 А	3150 А
	1979,487 А	3150 А
	10,841 кА	31,5 кА
	8,414 кА	23,610 кА
	27,903 кА 10,841 кА	81 кА 31,5 кА
	27,903 кА 10,841 кА	81 кА 31,5 кА
	21,155 кА2с	2976,750 кА2с

Таблица 2.8 - Сравнение параметров выключателя ВВТЭ-М-10-20/630У3 с расчетными данными

Условия выбора и проверки	Расчетные величины	Каталожные данные выключателя
	10 кВ	10 кВ
	82,479 А	630 А
	10,841 кА	20 кА
	8,414 кА	14,991 кА
	27,903 кА 10,841 кА	51 кА 20 кА
	27,903 кА 10,841 кА	51 кА 20 кА
	21,155 кА2с	1200 кА2с

Предлагаемые выключатели проходят по всем условиям выбора и проверки.

2.6.2 Выбор разъединителей

Разъединитель - это контактный коммутационный аппарат, предназначенный для отключения и включения электрической цепи без тока или с незначительным током, который для обеспечения безопасности имеет между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток, а также заземления отключенных участков при помощи стационарных заземлителей.

При ремонтных работах разъединителем создаётся видимый разрыв между частями, оставшимися под напряжением, и аппаратами выведенными в ремонт.

Разъединители выбираются по условиям:

;

;

.

Выбранный разъединитель необходимо проверить по условиям:

- на электродинамическую стойкость в режиме короткого замыкания:

; ;

- на термическую стойкость:

.

На стороне ВН устанавливаются два типа разъединителей РГДЗ1-110-II/1000УХЛ1 (с одним комплектом заземляющих ножей) и РГДЗ2-110-II/1000УХЛ1 (с двумя комплектами заземляющих ножей) производства ОАО УЗ «Электроаппарат». Данные разъединители - разъединители горизонтально-поворотного типа и предназначены для установки на открытом воздухе.

Необходимо проверить соответствие разъединителя условиям выбора (3.16) и проверки (3.17) и (3.18). Результаты проверки сведём в таблицу 3.9.

Таблица 2.9 - Сравнение параметров разъединителей РГДЗ1-110-II/1000УХЛ1 и РГДЗ2-110-II/1000УХЛ1 с расчетными данными

Условия выбора и проверки	Расчетные величины	Каталожные данные разъединителя
	110 кВ	110 кВ
	140,572 А	1000 А
	281,144 А	1000 А
	16,400 кА 7,212 кА	63 кА 25 кА
	8,842 кА2с	1875 кА2с

Разъединители РГДЗ1-110-II/1000УХЛ1 и РГДЗ2-110-II/1000УХЛ1 соответствуют всем необходимым параметрам.

На стороне СН также устанавливаются два типа разъединителей РГТЗ1-35-II/1000УХЛ1 (с одним комплектом заземляющих ножей) и РГТЗ2-35-II/1000УХЛ1 (с двумя комплектами заземляющих ножей). Разъединители данного типа предназначены для включения и отключения обесточенных участков электрических цепей переменного тока частотой 50, 60 Гц с номинальным напряжением 35 кВ, с созданием видимого разрыва, а также заземления отключенных участков при помощи заземлителей. Разъединитель допускает включение и отключение токов холостого хода трансформаторов, зарядных токов воздушных линий.

Таблица 2.10 - Сравнение параметров разъединителей РГТЗ1-35-II/1000УХЛ1 и РГТЗ2-35-II/1000УХЛ1 с расчетными данными

Условия выбора и проверки	Расчетные величины	Каталожные данные разъединителя
	35 кВ	35 кВ
	149,961 А	1000 А
	299,922 А	1000 А
	11,871 кА 4,612 кА	63 кА 25 кА
	4,679 кА2с	1875 кА2с

Разъединители РГТЗ1-35-II/1000УХЛ1 и РГТЗ2-35-II/1000УХЛ1 удовлетворяют всем условиям выбора и проверки.

2.6.3 Выбор измерительных трансформаторов тока и трансформаторов напряжения

Трансформатор тока предназначен для уменьшения первичного тока до значений, наиболее удобных для измерительных приборов и реле, а также для отделения цепей измерения и защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Измерительные трансформаторы тока выбирают:

- по напряжению установки:

,

где - номинальное напряжение трансформатора тока, кВ;

- по току:

;

,

где - номинальный первичный ток трансформатора тока, А.

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

- по конструкции и классу точности;

- по электродинамической стойкости:

; ,

где - кратность электродинамической стойкости по каталогу;

- по термической стойкости:

; ;

где - кратность термической стойкости;

- по вторичной нагрузке:

,

где - вторичная нагрузка трансформатора тока, Ом;

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

Вторичная нагрузка состоит из сопротивления приборов, соединительных проводов и переходного сопротивления контактов:

.

Сопротивление приборов определяется по выражению:

,

где - мощность, потребляемая приборами, ВА;

- вторичный номинальный ток прибора, А.

Сопротивление контактов принимается 0,05 Ом при двух-трёх приборах и 0,1 Ом при большем числе приборов. Сопротивление соединительных проводов зависит от их длины и сечения. Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности, необходимо выдержать условие:

,

откуда

.

Зная , можно определить сечение соединительных проводов

,

где - удельное сопротивление материала провода, Омм/мм². В данном случае применяются провода с алюминиевыми жилами ( = 0,0283 Омм/мм²);

- расчетная длина, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока, м. В данном случае трансформаторы тока соединены в полную звезду.

Трансформатор напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до стандартного значения 100 или В и для отделения цепей измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Трансформаторов напряжения выбираются:

- по напряжению установки:

,

где - номинальное напряжение трансформатора напряжения, кВ;

- по конструкции и схеме соединения обмоток;

- по классу точности;

- по вторичной нагрузке:

,

где - номинальная мощность в выбранном классе точности, ВА;

- нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединенных к трансформатору напряжения, ВА.

Нагрузка приборов определяется по формуле:

.

В соответствии с ТУ, на стороне ВН устанавливаются трансформаторы тока марки TG-145-600/5. Измерительные трансформаторы тока TG 145 предназначены для передачи сигнала измерительной информации измерительным приборам, устройствам защиты и управления в установках переменного тока частотой 50 Гц и напряжением 110-220 кВ. Измерительные трансформаторы тока TG 145 изготавливаются в климатическом исполнении «У» или «ХЛ» категории размещения 1 по ГОСТ 15150-69. Внутренняя изоляция измерительных трансформаторов TG 145 - смесь азота (60%) и элегаза (40%) для исполнения «ХЛ» или элегаз 100% для исполнения «У».

Таблица 2.11 - Вторичная нагрузка трансформатора тока

Наименование	Тип	Нагрузка, ВА, фазы
		А	В	С
Амперметр	Э-335	0,5	0,5	0,5
Итого:	0,5	0,5	0,5

Таблица 2.12 - Сравнение параметров трансформатора тока TG-145-600/5 с расчетными данными

Условия выбора и проверки	Расчетные величины	Каталожные данные трансформатора тока
	110 кВ	110 кВ
	140,572 А	600 А
	281,144 А	600 А
	16,400 кА	67,882 кА 80 кА
	8,842 кА2с	357,21 кА2с 992,25 кА2с
	0,476 Ом	1,2 Ом

Расчетное сечение получается равным 1,478 мм², что недопустимо по условиям прочности (пункт 3.4.4 [7]). Поэтому принимаем стандартное сечение 4 мм².

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм²:

Ом;

Ом.

Таким образом, трансформатор тока TG-145 с коэффициентом трансформации 600/5 и классом точности 0,5/10Р/10Р/10Р проходит по всем параметрам.

Необходимости установки измерительных трансформаторов напряжения на стороне ВН нет, так как учёт электроэнергии будет производиться по сторонам СН и НН.

В состав выключателей ВГБЭ-35-12,5/1000УХЛ1 входят встроенные трансформаторы тока ТВ-35-II-1000/5.

Таблица 2.13 - Вторичная нагрузка трансформатора тока

Наименование	Тип	Нагрузка, ВА, фазы
		А	В	С
Амперметр	Э-335	0,5	0,5	0,5
Ваттметр	Д-350	0,5	-	0,5
Счетчик активной энергии	ЦЭ6805В	0,2	-	0,2
Счетчик реактивной энергии	ЦЭ6811	0,3	-	0,3
Итого:	1,5	0,5	1,0

Таблица 2.14 - Сравнение параметров трансформатора тока ТВ-35-II-1000/5 с расчетными данными

Условия выбора и проверки	Расчетные величины	Каталожные данные трансформатора тока
	35 кВ	35 кВ
	149,961 А	1000 А
	299,922 А	1000 А
	11,871 кА	35,355 кА 25 кА
	4,679 кА2с	1875 кА2с 1875 кА2с
	0,585 Ом	1,2 Ом

Расчетное сечение получается равным 1,633 мм², что недопустимо по условиям прочности (пункт 3.4.4 [7]). Поэтому принимаем стандартное сечение 4 мм².

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм².

Таким образом, трансформатор тока ТВ-35-II-1000/5 с коэффициентом трансформации 600/5 и классом точности 0,5/10Р/10Р проходит по всем параметрам.

Измерительный трансформатор напряжения предлагается установить типа ЗНОМ-35-65 У1. Трансформаторы напряжения серии ЗНОМ предназначены для работы в комплекте с измерительными приборами и в цепях защиты и сигнализации в электрических системах с номинальным напряжением от 6 до 35 кВ включительно.

Таблица 2.15 - Вторичные нагрузки трансформатора напряжения

Наименование цепи	Прибор	Тип	Потребляемая мощность 1 катушки, ВА	Количество катушек, шт.	Количество приборов, шт	, ВА
Сборные шины	Вольтметр	Э-350	2	1	1	2
	Регистрирующий вольтметр	Н-394	10	1	1	10
Линия 35 кВ	Счетчик активной энергии	ЦЭ6805В	1	2	1	2
	Счетчик реактивной энергии	ЦЭ6811	1	2	1	2
Цепь трансформатора	Ваттметр	Д-350	2	2	1	4
	Счетчик активной энергии	ЦЭ6805В	1	2	1	2
	Счетчик реактивной энергии	ЦЭ6811	1	2	1	2
Итого:	24

Таблица 2.16 - Сравнение параметров трансформатора напряжения ЗНОМ-35-65 У1 с расчетными данными

Условия выбора и проверки	Расчетные величины	Каталожные данные трансформатора напряжения
	35 кВ	35 кВ
	24 ВА	150 ВА

Трансформатор напряжения типа ЗНОМ-35-65 У1 подходит по всем условиям.

На стороне НН, на вводе, устанавливается трансформатор тока типа ТЛШ 10 У3 с коэффициентом трансформации 3000/5 А (2000/5 А для секционного выключателя), класс точности вторичной обмотки 0,5/10Р. Трансформаторы ТЛШ предназначены для передачи сигнала измерительной информации измерительным приборам, устройствам защиты и управления, а также для изолирования цепей вторичных соединений от высокого напряжения в электрических установках переменного тока на класс напряжений до 10 кВ включительно. Трансформаторы предназначены для встраивания в распределительные устройства и токопроводы.

Произведём проверку рассматриваемого трансформатора тока согласно условиям (3.19) - (3.24). Результаты проверки сведём в таблицу 3.18. В таблице 3.17 показана вторичная нагрузка трансформатора тока.

На отходящих линиях устанавливаем трансформаторы тока ТЛК 10-3 У3, с коэффициентом трансформации 600/5 А и трансформатор тока нулевой последовательности марки ТЛЗ-200. Их проверку не осуществляем.

Таблица 2.17 - Вторичная нагрузка трансформатора тока

Наименование	Тип	Нагрузка, ВА, фазы
		А	В	С
Амперметр	Э-350	0,5	0,5	0,5
Ваттметр	Д-350	0,5	-	0,5
Счетчик активной энергии	ЦЭ6805В	0,2	-	0,2
Счетчик реактивной энергии	ЦЭ6811	0,3	-	0,3
Итого:	1,5	0,5	1,5

Таблица 2.18 - Сравнение параметров трансформатора тока ТЛШ 10-3000/5УЗ с расчетными данными

Условия выбора и проверки	Расчетные величины	Каталожные данные трансформатора тока
	10 кВ	10 кВ
	989,743 А	3000 А
	1979,487 А	3000 А
	27,903 кА	33,304 кА 80 кА
	21,155 кА2с	6697,688 кА2с 2976,75 кА2с
	0,188 Ом	0,8 Ом

Расчетное сечение получается равным 0,177 мм², что недопустимо по условиям прочности (пункт 3.4.4 [7]). Поэтому принимаем стандартное сечение 4 мм².

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм².

Таким образом, трансформатор тока типа ТЛШ 10 У3 с коэффициентом трансформации 3000/5 А, класс точности вторичной обмотки 0,5/10Р проходит по всем параметрам.

На каждой секции устанавливаются трансформаторы напряжения двух типов: один для питания цепей РЗА, второй - для цепей измерения. Для питания цепей РЗА устанавливается трансформатор напряжения НАМИТ 10-1-УХЛ2. Трансформатор напряжения антирезонансный масляный трехфазный типа НАМИТ 10-1 является масштабным преобразователем предназначен для работы в шкафах комплектных распределительных устройств (КРУ) и в закрытых РУ промышленных предприятий. Трансформатор служит для выработки сигнала измерительной информации для электрических измерительных приборов, защиты и сигнализации в сетях с изолированной или с заземленной через дугогасящий реактор нейтралью, а также для контроля изоляции в сети 6 кВ и 10 кВ с любым режимом заземления нейтрали. Климатическое исполнение «УХЛ», категория размещения 2 по ГОСТ 15150. Для питания цепей измерения устанавливаются три однофазных трансформатора напряжения типа 3НОЛ.08-10 УТ2. Трансформатор данного типа предназначен для установки в КРУ или закрытые распределительные устройства (ЗРУ) и служит для питания электрических измерительных приборов, цепей защиты и сигнализации в электроустановках переменного тока частоты 50 или 60 Гц. Трансформатор изготавливается в климатическом исполнении «УТ» категории размещения 2 по ГОСТ 15150.

Произведем выбор трансформаторов напряжения для цепей измерения - 3НОЛ.08-10 УТ2.

Составим таблицу 3.19, в которой покажем вторичные нагрузки трансформатора напряжения.

Таблица 2.19 - Вторичные нагрузки трансформатора напряжения

Наименование цепи	Прибор	Тип	Потребляемая мощность 1 катушки, ВА	Количество катушек, шт.	Количество приборов, шт	, ВА
Сборные шины	Вольтметр	Э-350	2	1	1	2
	Регистрирующий вольтметр	Н-394	10	1	1	10
Линия 10 кВ	Счетчик активной энергии	ЦЭ6805В	1	2	12	24
	Счетчик реактивной энергии	ЦЭ6811	1	2	12	24
Цепь трансформатора	Ваттметр	Д-350	2	2	1	4
	Счетчик активной энергии	ЦЭ6805В	1	2	1	2
	Счетчик реактивной энергии	ЦЭ6811	1	2	1	2
Итого:	68

Таблица 2.20 - Сравнение параметров трансформатора напряжения 3НОЛ.08-10 УТ2 с расчетными данными

Условия выбора и проверки	Расчетные величины	Каталожные данные трансформатора напряжения
	10 кВ	10 кВ
	68 ВА	300 ВА

Трансформатор напряжения типа 3НОЛ.08-10 УТ2 подходит по всем условиям.

2.6.4 Выбор токоведущих частей

Основное электрическое оборудование подстанции и аппараты в этих цепях (выключатели, разъединители и другие) соединяются между собой проводниками разного типа, которые образуют токоведущие части электрической установки.

Согласно [6], в РУ 35 кВ и выше применяются гибкие шины, выполненные проводами АС.

Согласно пункту 1.3.28 [7] сборные шины электроустановок и ошиновка в пределах открытых и закрытых РУ всех напряжений по экономической плотности тока не проверяются.

Сечение гибких шин выбирается по длительному току при максимальной нагрузке:

,

где - допустимый длительный ток, А.

По таблице 1.3.29 [7], учитывая что = 281,144 А, принимаем сталеалюминевые провода марки АС-150/19, = 450 А, q = 148 мм², d = 16,8 мм. Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами D = 250 см.

Проверка выбранного сечения:

- на схлёстывание не производится, так как ? 20 кА (согласно пункту 4.2.56 [7]);

- проверка на термическое действие токов короткого замыкания не выполняется, так как шины выполнены голыми проводами на открытом воздухе;

- проверка по условиям короны:

,

где E - напряжённость электрического поля около поверхности нерасщеплённого провода, кВ/см;

- начальная критическая напряженность электрического поля, кВ/см.

Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности электрического поля, кВ/см:

,

где m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m = 0,82);

- радиус провода, см.

Напряжённость электрического поля около поверхности нерасщеплённого провода определяется по выражению:

,

где U - линейное напряжение, кВ;

- среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см. При горизонтальном расположении фаз = 1,26D.

Согласно (2.30) и (2.29) определяем Е и и делаем проверку по (2.28):

кВ/см;

кВ/см;

19,271 кВ/см ? 29,657 кВ/см.

Таким образом, провод АС-150/19 по условиям короны проходит.

От трансформатора до открытого РУ выбираем гибкий токопровод. По таблице 1.3.29 [7], учитывая что А, согласно (3.27) принимаем сталеалюминевые провода марки АС-150/19, = 450 А, q = 148 мм², d = 16,8 мм. Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами D = 150 см.

Согласно (3.30) и (3.29) определяем Е и и делаем проверку по (3.28):

кВ/см;

кВ/см;

6,710 кВ/см ? 32,952 кВ/см.

Таким образом, провод АС-150/19 по условиям короны проходит.

В закрытых РУ 6-10 кВ ошиновка выполняется жесткими алюминиевыми шинами.

При токах до 3000 А применяются однополосные и двухполосные шины. Сборные шины и ответвления от них к электрическим аппаратам (ошиновка) 6-10 кВ из проводников прямоугольного профиля крепятся на опорных фарфоровых изоляторах.

Согласно условию (3.27), по таблице 1.3.31 [7], учитывая что А принимаем алюминиевые двухполосные шины сечением 1008 мм, А. Расположение шин горизонтальное, на «ребро», расстояние между опорными изоляторами шинной конструкции 2 м, расстояние между фазами 0,8 м.

Проверка выбранного сечения:

- на термическую стойкость при короткого замыкания:

;

где = 91 Ас^1/2/мм² - функция, значение которой определяется по таблице 3.16 [6].

Согласно (3.31), получаем:

.

- на электродинамическое действие токов короткого замыкания. Изменяя длину пролета, добиваются того, чтобы механический резонанс был исключён, то есть < 200 Гц. Определим минимальную длину пролета:

,

где l - длина пролета между изоляторами, м;

J - момент инерции поперечного сечения относительно оси, перпендикулярной направлению изгибающей силы, см⁴;

q - поперечное сечение шины, см².

При расположении шин на ребро момент инерции, согласно таблице 4.1 [6], будет равен:

 см⁴,

где b - ширина полосы, см;

h - высота полосы, см.

Согласно (3.32) определим минимальную длину пролета между изоляторами при расположении шин на «ребро»:

м.

Проведём механический расчёт двухполосных шин. Для уменьшения усилия между полосами, которое может привести к их соприкосновению, в пролете между полосами устанавливают прокладки. Пролет между прокладками выбирается таким образом, чтобы электродинамические силы, возникающие при коротком замыкании, не вызывали соприкосновение полос:

;

,

где - расстояние между осями полос, см;

- момент инерции полосы, см⁴. Определяется согласно таблице 4.1 [6];

= 0,4 - коэффициент формы. Определяется по рисунку 4.4 [5];

- масса полосы на единицу длины, кг/м. Определяется по таблице П3-2 [8];

Е - модуль упругости материала шин, Па. Принимается по таблице 4.2 [6].

В расчет принимается меньшая из двух величин, определённых по формулам (3.33) и (3.34):

м;

м.

Силу взаимодействия между полосами в пакете из двух полос можно определить по формуле:

Н/м.

Напряжение в материале шин от взаимодействия полос (шины рассматриваются как балки с равномерно распределённой нагрузкой и защемлёнными концами):

,

где - момент сопротивления одной полосы, см³. Определяется согласно таблице 4.1 [6].

Напряжение в материале шин от взаимодействия фаз:

,

где - момент сопротивления пакета шин, см³. Определяется согласно таблице 4.1 [6].

Шины механически прочны, если:

,

где - допустимое напряжение, МПа. Определяется по таблице 4.2 [6].

Согласно выражениям (3.35) - (3.37):

МПа;

МПа;

.

Таким образом, получаем, что шины механически прочны.

Выбор изоляторов. В РУ шины крепятся на опорных, проходных и подвесных изоляторах. Жесткие шины крепятся на опорных изоляторах, выбор которых производится по следующим условиям:

;

;

,

где - сила, действующая на изолятор, кН;

- допустимая нагрузка на головку изолятора, кН;

- разрушающая нагрузка на изгиб, кН.

При горизонтальном расположении изоляторов всех фаз:

;

,

где - поправочный коэффициент на высоту шины, если она расположена на «ребро»;

- высота изолятора, мм.

Выбираем опорные изоляторы ИО-10-20У3: = 20 кН, = 134 мм. Произведем проверку выбранного изолятора условиям (3.38) - (3.40). Результаты приведем в таблице 3.21.

Таблица 2.21 - Сравнение параметров изолятора ИО-10-20У3 с расчетными величинами

Условия выбора и проверки	Расчетные величины	Каталожные данные изолятора
	10 кВ	10 кВ
	0,483 кН	12 кН

2.7 Выбор конструкции РУ

Согласно [7], при напряжении 10 кВ на подстанции сооружаются ЗРУ; при напряжении 35 кВ и выше сооружаются открытые РУ (ОРУ) при условии что подстанция не находится в химически активной зоне или в районе Крайнего севера.

В данном проекте РУ 110 кВ и РУ 35 кВ выполнены открытыми; РУ 10 кВ - закрытым.

Открытые РУ должны обеспечить надёжность работы, безопасность и удобство обслуживания при минимальных затратах на сооружение, возможность расширения. Желательно максимальное применение крупноблочных узлов заводского изготовления.

Все аппараты ОРУ 110 кВ и ОРУ 35 кВ должны быть расположены на невысоких основаниях (металлических или железобетонных). По территории ОРУ предусматривают проезды для возможности механизации, монтажа и ремонта оборудования. Гибкие шины крепятся с помощью подвесных изоляторов на порталах.

Под силовыми трансформаторами укладывается слой гравия толщиной 25 см и предусматривается сток масла в аварийных случаях в систему отвода ливневых вод. Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты, автоматики и воздухопроводы проложены в лотках из железобетонных конструкций без заглубления их в почву.

Открытое РУ должно быть ограждено.

2.7.1 Конструкция РУ 10 кВ

Здание РУ 10 кВ выполнено одноэтажным, с двухрядным расположением ячеек КРУ и одним коридором между ними, с двумя секциями. Каждая секция разделена на полусекции, соединенные между собой шинным мостом. Кабельные линии непосредственно из ячеек КРУ выводят наружу.

КРУ представляет собой набор отдельных шкафов с коммутационными аппаратами и оборудованием, приборами и аппаратами измерения, автоматики и защиты, а также управления, сигнализации и другими вспомогательными устройствами, соединенными между собой в соответствии с электрической схемой; с дуговой защитой, предназначенной для защиты отсеков шкафов КРУ от разрушения открытой электрической дугой; с запасными частями, инструментом и принадлежностями.

Шкаф КРУ представляет собой жесткую металлическую конструкцию, в которую встроены аппараты и приборы совместно с несущими элементами и электрическими соединениями. Шкафы КРУ, выполненные с выдвижным размещением аппаратов (выключателей, трансформаторов напряжения, разъемных контактов главной цепи), являются шкафами выдвижного типа. Шкаф КРУ с выдвижным элементом состоит из корпуса шкафа с релейным шкафом (стационарной части) и выдвижного элемента. Корпус шкафа представляет собой металлическую сборно-сварную конструкцию, включающую: аппаратуру, шторки, заземляющие и блокировочные устройства, токоведущие части, неподвижные электрические контакты главной цепи. Релейный шкаф представляет собой металлоконструкцию для размещения приборов измерения, аппаратуры автоматики, защиты, управления, сигнализации и других устройств вспомогательных цепей. Релейный шкаф расположен в верхней части шкафа КРУ.

3. Расчет релейной защиты трансформатора с применением МПУ РЗА производства НПП «ЭКРА» (г. Чебоксары)

В обмотках трансформаторов могут возникать короткие замыкания между фазами, одной или двух фаз на землю, между витками одной фазы и замыкания между обмотками разных напряжений. На вводах трансформаторов и автотрансформаторов, ошиновке и в кабелях могут также возникать короткие замыкания между фазами и на землю. В эксплуатации могут происходить нарушения нормальных режимов работы трансформаторов, к которым относятся: прохождение через трансформатор или автотрансформатор сверхтоков при повреждении других связанных с ними элементов, перегрузка, выделение из масла горючих газов, понижение (повышение) уровня масла, повышение его температуры. В зависимости от опасности нарушения нормального режима для трансформатора защита, фиксирующая нарушение, действует на сигнал, разгрузку или отключение трансформатора.

Согласно [7], требуются следующие защиты для трансформатора:

- защита от внутренних повреждений. Для трансформаторов мощностью менее 4 МВА - максимальная защита и токовая отсечка, для трансформаторов большей мощности - дифференциальная защита;

- защита от повреждения внутри бака трансформатора или РПН - газовая защита трансформатора и устройства РПН с действием на сигнал и отключение;

- защита от внешних коротких замыканий - максимальная защита с блокировкой по напряжению или без нее. Она же используется как резервная защита трансформаторов от внутренних повреждений;

- защита от однофазных коротких замыканий на сторонах трансформатора с глухозаземленной нейтралью;

- защита от перегрузки с действием на сигнал. В ряде случаев, на подстанциях без обслуживающего персонала, защита от перегрузки выполняется с действием на разгрузку или отключение.

Кроме непосредственно защит, требуются дополнительные токовые органы, например для автоматики охлаждения, блокировки РПН.

Для защиты трансформатора будем использовать шкаф ШЭ 2607 041015-27Е2УХЛ4 - шкаф защиты трансформатора и автоматики управления выключателем. Шкаф данного типа состоит из двух комплектов. Первый комплект реализует функции основных и резервных защит трансформатора. Релейная часть первого комплекта выполнена базе микропроцессорного терминала типа БЭ2704V041 и электромеханических реле. Второй комплект предназначен для дополнительных резервных защит трансформатора и для управления вводным выключателем ВН.

3.1 Конфигурирование терминала БЭ2704V041

Перед выставлением уставок защит необходимо произвести конфигурирование терминала БЭ2704V041. Согласно [9], задаются следующие параметры:

- группа соединения защищаемого трансформатора;

- базисные токи сторон ВН, СН, НН.

Включение главных трансформаторов тока на всех сторонах должно быть по схеме «звезда».

Входные трансформаторы тока терминала имеют число витков первичной обмотки W1 = 16 с отводами от 1 и 4 витков для грубого выравнивания токов. На первом отводе при W1 = 1 виток обеспечивается диапазон токов (4,001-16,000) А, на втором отводе при W1 = 4 витка обеспечивается диапазон токов (1,001 - 4,000) А, на W1 = 16 обеспечивается диапазон токов (0,251-1,000) А. таким образом для ДЗТ в терминале обеспечивается выравнивание токов в диапазоне от 0,25 до 16 А. Переключение отводов входных трансформаторов тока осуществляется на зажимах X1, X2 терминала.

Номинальные токи по сторонам находятся с помощью выражения:

,

где - номинальная мощность трансформатора, МВА;

- номинальное напряжение стороны в среднем положении РПН, кВ.

Далее необходимо произвести расчет базисных токов по сторонам с помощью выражения:

,

где - коэффициент схемы трансформаторов тока;

- коэффициент трансформации главного трансформатора тока соответствующей стороны.

По базисным токам главных трансформаторов тока производится выбор числа витков первичных обмоток входных трансформаторов тока по сторонам для грубого выравнивания токов в соответствии с таблицей 11 [9].

Таблица 3.1 - Значения номинальных и базисных токов в плечах защиты