Размещено на http://www.allbest.ru/

7

ВВЕДЕНИЕ

Развитие энергетики и электрификации в значительной мере определяет уровень развития всего хозяйства страны. Десятки лет энергетическая отрасль в нашей стране имела недостаточное финансирование, а также испытывала ряд других проблем связанных с её реорганизацией. Всё это привело к тому, что большая часть электростанций и подстанций и физически устарели и не соответствуют современным требованиям эргономичности, безопасности, надежности. Система обеспечения электроэнергией работает на пределе возможностей и дефицит её постоянно нарастает.

В большинстве своём подстанции требуют немедленной реконструкции или модернизации. Подключение новых абонентов к уже перегруженным подстанциям чревато выходом оборудования из строя и, соответственно, аварийным ситуациям. Нарушение электроснабжения приводит к экономическому ущербу у потребителей, в большинстве случаев значительно превышающему потери энергосистем от недовыработки электроэнергии.

Следует отметить, что вышеуказанный ряд проблем, ставит под угрозу реализацию программы продовольственной безопасности страны, которая подразумевает восстановление сельхозпроизводств и перерабатывающей промышленности, а при имеющемся дефиците мощностей выполнить её не представляется возможным.

Таким образом, вопрос модернизации электрических сетей и энергооборудования в настоящее время стоит как никогда актуально и требует незамедлительного решения.

1. ОБОСНОВАНИЕ РЕКОНСТРУКЦИИ ПОДСТАНЦИИ

Темой данной работы является реконструкция электрической части районной понизительной подстанции 110/10 кВ «Никольск».

Основными потребителями, подключенными к подстанции, являются небольшие населенные пункты, животноводческие комплексы, котельная, пилорамы. Подстанция -- проходного типа, имеет четыре линии 110 кВ. Потребители 10 кВ питаются по воздушным линиям. Целью реконструкции является замена оборудования подстанции с истекшим нормативным сроком эксплуатации, а также повышение трансформаторной мощности подстанции для устранения ограничений в технологическом присоединении потребителей. Реконструкция будет включать в себя замену силовых трансформаторов на более мощные, замена оборудования ОРУ-110 кВ и ЗРУ-10 кВ. Главная схема электрических соединений представлена на листе 1.

Согласно метеорологическим данным и расчетам район климатических условий принят по гололеду II (расчетная толщина стенки гололедного отложения 15 мм), по ветру I (расчетная скорость ветра 25 м/сек), [1].

Расчетный скоростной напор ветра на высоте 10 м ,даН/м2:

-максимальный 40;

- при гололеде 20.

Нормативная глубина промерзания грунта по площадке ПС - 180 см.

Грунтовые воды по площадке ПС встречены на глубине 1,5 м.

Район строительства по пляске проводов 1: районы с умеренной пляской проводов (частота повторяемости пляски 1 раз в 5 лет и менее).

Температура воздуха, 0С: максимальная +37; минимальная -40; среднегодовая +1,2; средняя наиболее холодной пятидневки -33.

2. РАСЧЕТ СИЛОВЫХ И ОСВЕТИТЕЛЬНЫХ НАГРУЗОК

2.1 Параметры нагрузок подстанции

Исходные данные по потребителям представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Исходные данные по потребителям ПС «Никольск»

Потребитель	Установленная мощность, МВт	Протяженность ВЛ, км	Iр, А	Марка провода
Потребители 10 кВ
Пермас-1	0,8	7,6	51,381	АС50/8
Дунилово-1	1,2	8,9	77,07	АС50/8
Нигино	1,1	13,2	70,65	АС50/8
Сигнал	2,7	3,2	173,41	АС50/8
Козловка-1	0,9	15,3	57,803	АС50/8
Кожаевская-1	1,25	14,6	80,282	АС50/8
Кожаевская-2	1,25	14,6	80,282	АС50/8
Никольск	0,85	7,8	54,592	АС50/8
Козловка-2	0,9	15,3	57,803	АС50/8
Пермас-2	0,8	7,6	51,380	АС50/8
Дунилово-2	1,2	8,9	77,071	АС50/8

2.2 Определение расчетной мощности подстанции

Максимальная полная мощность подстанции находится по формуле:

,МВА,(2.1)

где Р_max - суммарная установленная мощность всех потребителей, питающихся от подстанции;

Cos_max- коэффициент мощности установленный для данной сети.

Максимальную реактивную мощность подстанции находим по формуле:

, Мвар;(2.2)

МВ•А;

Мвар.

При выполнении расчета полной мощности трансформаторной подстанции нужно учитывать мощность потребителей питающихся от трансформаторов собственных нужд, которые присоединены к сборным шинам напряжением 10 кВ, а также необходимо учесть коэффициент перспективы роста нагрузок на 7 - 10 лет (к₁₀ = 1,25). Следовательно, расчетная мощность данной подстанции будет равна:

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

Изначально берем в расчёт мощность трансформаторов собственных нужд подстанции S_сн=100 кВА.

S_{расч.п/с}=(14,4+0,1)Ч1,25=18 МВ•А.

3. Выбор СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПОДСТАНЦИИ

3.1 Расчет мощности трансформаторов

Так как мощность трансформаторов собственных нужд подстанцииS_сн=40 кВА, то производим перерасчёт.

Производим расчёт полной мощности трансформаторной подстанции:

S_{расч.п/с}=(14,4+0,04)Ч1,25=18,05 МВА.

Расчёт мощности трансформаторов, устанавливаемых на двух трансформаторной подстанции, находим по следующей формуле:

, МВА,(3.1)

где К_З - коэффициент загрузки трансформаторов.

Так как 90% потребителей относится к III категории по надежности электроснабжения, то принимаем коэффициент загрузки равным 0,7.

МВА.

Исходя из расчётов мощности трансформаторов, выбираем два варианта установки трансформаторов: 1 вариант- два трансформатора ТДН -10000/110/10; 2 вариант- два трансформатора ТДН-16000/110/10.

Коэффициент загрузки трансформатора определяется по формуле:

.(3.2)

Определяем коэффициент загрузки трансформатора ТДН -16000/110/10 и трансформатора ТДН -10000/110/10.

Коэффициент загрузки равен:

.

.

Проверяем возможность работы трансформатора в аварийном режиме. Коэффициент загрузки в аварийном режиме:

;(3.3)

.

.

Вывод: коэффициент загрузки трансформатора ТДН -16000/110/10 в аварийном режиме не превышает допустимого предела (1,13<1,4), а коэффициент загрузки трансформатора ТДН -10000/110/10 в аварийном режиме будет выше нормы. Поэтому выбираем вариант с двумя трансформаторами ТДН -16000/110/10.

4. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

4.1 Составление расчетной схемы замещения

Для выбора и проверки уставок релейной защиты и автоматики проводится расчет токов короткого замыкания.

Для упрощения расчетов токов короткого замыкания вводим ряд допущений, которые существенно не влияют на расчет:

1) Линейность всех элементов схемы;

2) Приближенный учёт нагрузок;

3) Симметричность всех элементов за исключением мест КЗ;

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

5) Токи намагничивания трансформаторов не учитываем.

Погрешность расчетов при принятии допущений не превышает 25 %.

Расчет токов короткого замыкания производим с использованием схемы замещения. Расчетные точки короткого замыкания:

К1 - на шинах РУ 10 кВ трансформаторной подстанции;

К2…К12 - на шинах РУ 10 кВ подстанции потребителя.

Расчетная схема представлена на рисунке 4.1.

Рисунок 4.1 - Расчетная схема 10кВ

Схема замещения представлена на рисунке 4.2.

Рисунок 4.2- Схема замещения 10 кВ

4.2 Определение параметров схемы замещения

Определяем мощность короткого замыкания по формуле:

,МВА,(4.1)

где I_кзВН - ток короткого замыкания на шинах ВН.

МВА;

МВА.

Производим расчет параметров системы:

, Ом,(4.2)

гдеU_cp- среднее напряжение, кВ;

- мощность трёхфазного КЗ на шинах подстанции , МВ·А

Ом;

Ом.

При этом ЭДС системы:

E_C = U_ср., кВ; (4.3)

E_C = 10,5 кВ.

Производим расчет активного сопротивления трансформатора, приведённого к стороне 10,5 кВ:

,Ом;(4.4)

Ом.

Производим расчет реактивного сопротивления трансформатора, приведённого к стороне 10,5 кВ:

,Ом;(4.5)

Ом.

Производим расчет параметров воздушной линии:

R_ВЛ = r₀ • l,Ом;(4.6)

X_ВЛ = x₀ • l,Ом;(4.7)

R_ВЛ1 = 0,603 •7,6 = 4,583 Ом;

X_ВЛ1 = 0,4• 7,6 = 3,04 Ом.

Остальные расчеты проводим аналогично и заносим в таблицу 4.1.

Таблица 4.1- Параметры отходящих линий

ВЛ	Iр, А	Протяжен-ностьВЛ, км	x0, Ом/км	X, Ом	r, Ом/км	R, Ом
Пермас-1	51,381	7,6	0,40	3,04	0,603	4,58
Дунилово-1	77,07	8,9	0,40	3,56	0,603	5,37
Нигино	70,65	13,2	0,40	5,28	0,603	7,96
Сигнал	173,41	3,2	0,40	1,28	0,603	1,93
Козловка-1	57,803	15,3	0,40	6,12	0,603	9,23
Кожаевская-1	80,282	14,6	0,40	5,84	0,603	8,80
Кожаевская-2	80,282	14,6	0,40	5,84	0,603	8,80
Никольск	54,592	7,8	0,40	3,12	0,603	4,70
Козловка-2	57,803	15,3	0,40	6,12	0,603	9,23
Пермас-2	51,380	7,6	0,40	3,04	0,603	4,58
Дунилово-2	77,071	8,9	0,40	3,56	0,603	5,37

4.3 Расчет токов в точках короткого замыкания

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

,кА,(4.8)

где R_Ki, X_Ki- активное и реактивное суммарное эквивалентное сопротивление от источника питания до расчётной точки КЗ соответственно, Ом.

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

,кА. (4.9)

Ударный ток рассчитывается по формуле:

кА,(4.10)

где к_уд - ударный коэффициент.

Ударный коэффициент рассчитывается по формуле:

;(4.11)

,(4.12)

где f - частота питающей сети, f=50 Гц.

Расчёт токов КЗ производим без учёта подпитки со стороны нагрузки.

Пример расчета для точки К2.

кА;

кА;

кА;

;

;

кА.

Расчет токов короткого замыкания в остальных точках сведен в таблицу 4.2.

Таблица 4.2 - Расчет токов КЗ

ВЛ	I(3)КЗ, кА	I(2)КЗ, кА	Ta	куд	iуд, кА
Пермас-1	1,00	0,86	0,0027	1,02	1,45
Дунилово-1	0,87	0,75	0,0026	1,02	1,25
Нигино	0,60	0,52	0,0024	1,02	0,86
Сигнал	2,09	1,77	0,0035	1,06	3,11
Козловка-1	0,52	0,45	0,0023	1,02	0,75
Кожаевская-1	0,55	0,47	0,0024	1,02	0,78
Кожаевская-2	0,56	0,49	0,0025	1,02	0,78
Никольск	0,98	0,84	0,0027	1,02	1,41
Козловка-2	0,52	0,45	0,0024	1,02	0,75
Пермас-2	1,00	0,86	0,0027	1,02	1,45
Дунилово-2	0,87	0,75	0,0026	1,02	1,25
Шины 10 кВ	7,05	5,53	0,0740	1,87	18,62

4.4 Расчет токов замыкания на землю

Ток однофазного замыкания на землю определяется по формуле:

(4.13)

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.

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

А, (4.14)

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).

Производим расчет токов однофазного короткого замыкания для отходящих линий 10 кВ I секции шин:

А.

Расчет токов однофазного короткого замыкания для отходящих линий 10 кВ II секции шин:

А.

5. ВЫБОР И ПРОВЕРКА ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ НА СТОРОНЕ 110 кВ

На стороне 110 кВ электрооборудование установлено открыто на ОРУ -110кВ.

5.1 Расчет токов нормальных режимов

Произведём расчет токов номинальных режимов. Они рассчитываются исходя из нормальной схемы соединений электрооборудования подстанции.

Рабочий ток рассчитывается по формуле:

, А,(5.1)

гдеS_ТР - транзитная мощность, S_ТР = 2,41 МВА.

А;

А.

5.2 Выбор выключателей и разъединителей

Выбор выключателей осуществляется:

по напряжению:

U_ном ? U_{сети, ном}, кВ, (5.2)

Где U_ном - номинальное напряжение выключателя, кВ;

U_{сети, ном}-номинальное напряжение сети, кВ;

2) по длительному максимальному току:

I_ном ? I_{раб, max}, А, (5.3)

где I_ном - номинальный ток выключателя, А;

I_{раб, max} - максимальный рабочий ток, А;

3) по отключающей способности выключателя:

с, (5.4)

гдеi_a,r - апериодическая составляющая тока КЗ, составляющая времени до момента расхождения контактов выключателя;

i_a,норм - номинальный апериодический ток отключения выключателя.

Проверяется выполнение следующего условия:

с,(5.5)

где b_норм - нормативное процентное содержание апериодической составляющей в токе отключения;

ф - кратчайшее время от начала короткого замыкания до момента расхождения контактов.

ф = ф_{з, мин} + t_соб,с,(5.6)

где ф_{з, мин}- минимальное время действия защит;

t_соб - собственное время отключения выключателя;

4) по электродинамической стойкости выключателя. Проверяется сквозной предельный ток короткого замыкания:

кА, (5.7)

где I_{пр, скв} - действительное значение предельного сквозного тока короткого замыкания;

-начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания в цепи выключателя;

5) по термической стойкости выключателя. Проверяется тепловой импульс:

кА, (5.8)

где - предельный ток термической стойкости;

- нормативное время протекания тока термической стойкости.

Согласно параметрам выбираем колонковые элегазовые выключатели LTB 145 D1/B.

Параметры выключателей и разъединителей на стороне ВН указаны в таблице 5.1

Таблица 5.1 - Параметры аппаратуры, установленной на стороне 110 кВ

Условия выбора	Расчетные данные	Тип оборудования
		Выключатели	Разъединители
		LTB 145 D1/B	SGF123n
UномUсети	Uсети =110 кВ	Uном =110 кВ	Uном =110 кВ
IномIраб.мах	Iраб.мах =98,4 А	Iном =3150 А	Iном =1600 А
IотклIкз	Iкз =4,1кА	Iоткл =40 кА	--
iпр.сквiуд	iуд =7,5 кА	iпр.скв =102 кА	iпр.скв =100 кА
I2tВк	Вк =50,4 кА2с	I2t =4800 кА2с	I2t =4800 кА2с

5.3 Выбор ограничителей перенапряжения

Ограничители напряжения выбираются по следующим условиям:

U_ном=U_сети ,кВ. (5.9)

На стороне 110 кВ выбираем ограничитель напряжения марки ОПН EXLIM-Q-108:

U_{ном. опн}=84 кВ;

U_{ост.г. опн}=260 кВ, при I_г=10 кА;

U_{ост.к. опн}=216 кВ, приI_г=1000 кА.

5.4 Выбор шинопроводов

В открытом распределительном устройстве напряжением 110 кВ применяем жесткие шины из алюминиевых труб. Сечение шин и токопроводов выбираются по следующим условиям:

1) по нагреву расчетным током:

I_Р<I_доп ,А; (5.10)

98,4А< 400А;

2) по допустимому термическому действию тока короткого замыкания:

В_к = I²·t;(5.11)

3) по динамическому действию тока короткого замыкания.

Выбираем ошиновку из алюминиевых труб: d = 25 мм, I_доп = 400 А,D_ср = 1,5 м.

Проверяем ошиновку по условию коронирования, применяя следующую формулу:

,кВ/см, (5.12)

где m- коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности ошиновки (m=0,82);

r₀ - радиус ошиновки, см.

кВ/см.

Проверка условия:

Е ? 0,9•Е₀, кВ/см.(5.13)

Напряженность электрического поля около поверхности нерасщепленного провода определяется по формуле:

, кВ/см,(5.14)

где U - линейное напряжение, кВ;

D_ср.-среднегеометрическое расстояние между шинами, см.

.

2,89< 0,9·87,8 , кВ/см.

Условие выполняется. Шинопроводы 10 кВI_Н = 1000 А, i_дин=81 кА, В_к =1600 кА²с поставляются совместно с шкафами КРУ.

5.5 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбираются по следующим условиям:

U_ном ?U_сети ,кВ; (5.15)

I_ном ?I_раб.max,А; (5.16)

i_дин ?i_уд ,кА; (5.17)

I²·t ?В_к ,кАс. (5.18)

Параметры трансформаторов тока на стороне 110 кВ приведены в таблице 5.2.

Таблица 5.2 - Параметры трансформаторов тока на стороне 110 кВ

Условия выбора	Расчетные данные	Тип оборудования
		TG145N
UномUсети	Uсети =110 кВ	Uном =110 кВ
IномIраб.мах	Iраб.мах =98,4 А	Iном =100 А
iдинiуд	iуд =7,5 кА	iдин =80 кА
I2tВк	Вк =50,4 кА2с	I2t =1200 кА2с

5.5 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбираются по следующим условиям:

U_ном ?U_сети ,кВ; (5.19)

I_ном ?I_раб.max,А; (5.20)

i_дин ?i_уд ,кА; (5.21)

I²·t ?В_к ,кАс. (5.22)

Параметры трансформаторов тока на стороне 110 кВ приведены в таблице 5.3.

Таблица 5.3 - Параметры трансформаторов тока на стороне 110 кВ

Условия выбора	Расчетные данные	Тип оборудования
		TG145N
UномUсети	Uсети =110 кВ	Uном =110 кВ
IномIраб.мах	Iраб.мах =98,4 А	Iном =100 А
iдинiуд	iуд =7,5 кА	iдин =80 кА
I2tВк	Вк =50,4 кА2с	I2t =1200 кА2с

5.6 Выбор трансформаторов напряжения

Измерительные трансформаторы напряжения выбираются по следующим условиям:

U_ном?U_сети,кВ. (5.23)

Выбор трансформаторов напряжения представлен в таблице 5.4.

Таблица 5.4 - Параметры измерительных трансформаторов напряжения

Тип ТН	Uном, кВ	Uном.1, кВ	Uном.2, В	Uном. доп, В	Sном, ВА (0,5)	Sпред, ВА
CPB127	110			100	150	1000

6. ВЫБОР И ПРОВЕРКА ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ НА СТОРОНЕ 10 кВ

На стороне 10 кВ электрооборудование установлено в КРУ-10кВ.

В процессе реконструкции ячейки оставляем без изменения, устанавливаем только новые вакуумные выключатели.

6.1 Расчет токов нормальных режимов

Произведём расчет токов номинальных режимов. Они рассчитываются исходя из нормальной схемы соединений электрооборудования подстанции.

Рабочий ток рассчитывается по формуле:

А.

6.2 Выбор выключателей

Выбор выключателей осуществляется:

1) по напряжению:

U_ном ? U_{сети, ном}, кВ, (6.1)

гдеU_ном - номинальное напряжение выключателя, кВ;

U_{сети, ном}- номинальное напряжение сети, кВ;

2) по длительному максимальному току:

I_ном ? I_{раб, max}, А, (6.2)

где I_ном - номинальный ток выключателя, А;

I_{раб, max} - максимальный рабочий ток, А;

3) по отключающей способности выключателя:

с, (6.3)

гдеi_a,r - апериодическая составляющая тока КЗ, составляющая времени до момента расхождения контактов выключателя;

i_a,норм - номинальный апериодический ток отключения выключателя.

Проверяется выполнение следующего условия:

с,(6.4)

где b_норм - нормативное процентное содержание апериодической составляющей в токе отключения;

ф - кратчайшее время от начала короткого замыкания до момента расхождения контактов.

ф = ф_{з, мин} + t_соб,с,(6.5)

где ф_{з, мин} - минимальное время действия защит;

t_соб - собственное время отключения выключателя;

4) по электродинамической стойкости выключателя. Проверяется сквозной предельный ток короткого замыкания:

кА, (6.6)

где I_{пр, скв} - действительное значение предельного сквозного тока короткого замыкания;

- начальное значение периодической составляющей тока короткого замыкания в цепи выключателя;

5) по термической стойкости выключателя. Проверяется тепловой импульс:

кА, (6.7)

где - предельный ток термической стойкости;

- нормативное время протекания тока термической стойкости.

Выбираем вакуумный выключатель марки ВВ/tel-10-12,5/630У3.

Параметры выключателей приведен в таблице 6.1.

Таблица 6.1 - Параметры выключателей, установленных на стороне 10 кВ

Условия выбора	Расчетные данные	Тип оборудования
		ВВ/tel-10-12,5/630У3
UномUсети	Uсети =10 кВ	Uном =10 кВ
IномIраб.мах	Iраб.мах =943 А	Iном =1000 А
IотклIкз	Iкз =7,05 кА	Iоткл =12,5 кА
iдинiуд	iуд =18,62 кА	iдин =20 кА
I2tВк	Вк =149,1 кА2с	I2t =1200 кА2с

6.3 Выбор предохранителей

Предохранители выбираются по следующим условиям:

U_ном ?U_{сети, ном} ,кВ; (6.8)

I_ном ?I_раб.max ,А; (6.9)

I_{откл. ном} ?I_КЗ , кА. (6.10)

Для трансформаторов СН выбираем предохранители типа ПКТ101-10-20:

U_ном = 10000 В;

I_ном.пр = 2 -8 кА;

I_{откл. норм} = 12,50 кА.

6.4 Выбор ограничителей перенапряжения

Ограничители напряжения выбираются по следующим условиям:

U_ном=U_сети ,кВ. (6.11)

На стороне 10 кВ выбираем ограничитель напряжения марки ОПН - РС -10/12,7:

U_{ном. опн}=12,7 кВ;

U_{ост.г. опн}=42,8 кВ, при I_г=10 кА;

U_{ост.к. опн}=32,3 кВ, при I_г=500 А.

В нейтрали силовых трансформаторов устанавливаются ограничители перенапряжения EXLIMR 72 -CN123.

6.5 Выбор шинопроводов

Условие выполняется. Шинопроводы 10 кВI_Н = 1000 А, i_дин=81 кА, В_к =1600 кА²с поставляются совместно с шкафами КРУ.

6.6 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбираются по следующим условиям:

U_ном ?U_сети ,кВ;(6.12)

I_ном ?I_раб.max,А;(6.13)

i_дин ?i_уд ,кА;(6.14)

I²·t ?В_к ,кАс.(6.15)

Параметры трансформаторов тока на стороне 10 кВ приведены в таблице 6.2.

Таблица 6.2 - Параметры трансформаторов тока на стороне 10 кВ

Условия выбора	Расчетные данные	Тип оборудования
		на вводе	на отходящих линиях
		ТЛК-10-У2	ТЛК-10-У2
UномUсети	Uсети =10 кВ	Uном =10 кВ	Uном =10 кВ
IномIраб.мах	Iраб.мах =38…943 А	Iном =1000 А	Iном =50…200
iдинiуд	iуд =18,62 кА	iдин =31,5 кА	Iдин =31,5 кА
I2tВк	Вк =149,1 кА2с	I2·t = 400 кА2·с	I2·t = 400 кА2·с

Класс точности обмоток защит 10, класс точности измерительных обмоток 0,2.

6.7 Выбор трансформаторов напряжения

Измерительные трансформаторы напряжения выбираются по следующим условиям:

U_ном?U_сети,кВ.(6.16)

Выбор трансформаторов напряжения представлен в таблице 6.3.

Таблица 6.3- Параметры измерительных трансформаторов напряжения

Тип ТН	Uном, кВ	Uном.1, кВ	Uном.2, В	Uном. доп, В	Sном, ВА (0,5)	Sпред, ВА
НАМИТ-10-УХЛ1	10	10	100	100/3	120	1000

Класс точности обмоток защит 10, класс точности измерительных обмоток 0,5.

7. РАСЧЕТ СОБСТВЕННЫХ НУЖД подстанции

7.1 Определение расчетных нагрузок

Вид потребителей собственных нужд подстанции и их количество зависит от типа ТП, мощности и типа трансформаторов, вида и количества применяемого оборудования.

Мощность потребителей собственных нужд небольшая, по сравнению с внешними нагрузками потребителей электрической энергии, поэтому их присоединяют к сети напряжением 380/220 В, которая получает питание от трансформаторов собственных нужд (ТСН).

Произведем расчет количества светильников методом коэффициента использования. Необходимое количество ламп в конкретном помещении находиться по формуле:

, шт., (7.1)

где Е_н - нормируемая освещенность в помещении, лк;

К_З - коэффициент запаса светового потока по СНиП 23-05-95;

S - площадь, освещаемая в помещении, м²;

z = E_ср/Е_мин; Е_ср, Е_мин - значения освещенности;

Ф_Л - сила света, излучаемая лампой, лм;

U_оу - коэффициент нормативного применения светового потока светильников в данном помещении.

В помещениях ЗРУ и ОПУ берём светотехническое оборудование марки ЛПП (в светотехническом оборудовании применяются трубчатые люминесцентные лампы, крепление потолочное, для производственных зданий) с мощностью 72 Вт (две лампы по 36 Вт). Световой поток одной лампы 2750 Лм.

Индекс помещения находим по следующему выражению.

,(7.2)

гдеА - размер помещения (длинна), м;

В - размер помещения (ширина), м;

h_р - размер в метрах между светильниками и рабочей поверхностью.

.

Коэффициенты светового отражения стен, потолка и поверхности рабочего места помещения: потолка р_{о_п} = 0,7 и стен р_{о_с}= 0,3. Коэффициент отражения расчетной поверхности или пола р_{о_р}= 0,1, U_оу = 0,59.

шт.

Выбираем 4 светотехнического оборудования марки ЛПП 2*36. Каждый светильник имеет в конструкции по 2 лампы F36W/33 (640). Мощность - 36Вт. Световой поток - 2750лм. Средняя продолжительность горения - 10000 ч.

В остальных случаях помещений производим аналогичный выбор. Результаты расчетов сводим в таблицу 7.1.

Таблица 7.1 - Расчет освещения для подстанции

Характеристика помещения	Характеристика освещения
Наименование помещения	Длинна, м	Ширина, м	Высота, м	Нормированная освещенность	Марка свет-тильников	Кол-во	Р, кВт
ЗРУ	15	8	3	200	ЛПП 2*36	6	0,72
ОПУ	10	8	3	300	ЛПП 2*36	4	0,72
Аварийное освещение	25	8	3	10	НСП 1-95	5	0,216
ОРУ	50	40	6	50	ЖКУ 1*400	5	2,0

Вносим полученные данные в таблицу потребителей собственных нужд. Список потребителей собственных нужд приведен в таблице 7.2.

Таблица 7.2 - Характеристика потребителей собственных нужд ПС

Наименование потребителя	n, шт	Pном, кВт	Ко	Cosц
1	2	3	4	5
Приводы РПН силового трансформатора	2	1,2	0,4	0,8
Обогрев привода РПН силового трансформатора	2	1	0,11	0,95
Приводы разъединителей 110 кВ	21	0,5	0,3	0,8
Обогрев приводов разъединителей 110 кВ	21	0,38	0,11	0,95
Обогрев ячеек выключателей 110 кВ	11	1	0,11	0,95
Приводы выключателей 110 кВ	11	0,6	0,5	0,8
Обогрев здания ЗРУ-10 кВ	6	1,5	1	0,95
Освещение здания РУ-10 кВ	25	0,072	1	0,95
Приводы выключателей 10 кВ	16	0,3	0,3	0,8
Аварийное освещение здания РУ-10 кВ	10	0,06	1	0,95
Наружное освещение	5	0,4	1	0,95
Питание ШОТ	1	5	0,8	0,8
Аппаратура связи и телемеханики	1	3,5	1	0,8
Охранно-пожарная сигнализация	2	0,03	1	0,8
Вентиляция	1	0,18	1	0,8

Расчетная активная и реактивная нагрузка определяемся по следующим выражениям:

Р_р = К_О • Р_Н, кВт; (7.3)

кВАр, (7.4)

где Рн - общая активная нагрузка потребителей собственных нужд отдельной группы.

К_О - коэффициент одновременности работы потребителей собственных нужд.

tgц - соответствует cosц данной группы электроприемников собственных нужд.

Полная расчетная мощность потребителей собственных нужд определяется по следующему условию:

,кВА. (7.5)

Расчетный ток для группы электроприемников собственных нужд находиться по формуле:

А, (7.6)

гдеU_ном - номинальное питающее напряжение сети, кВ.

Определим полные, реактивные нагрузки потребителей собственных нужд, определим номинальные токи и сведем их в таблицу 7.3.

Таблица 7.3 - Расчет нагрузок потребителей собственных нужд

Наименование потребителя	Рр, кВт	Sр, кВА	Iр, А
Приводы РПН силового трансформатора	0,96	1,2	1,83
Обогрев привода РПН силового трансформатора	0,22	0,23158	0,35
Приводы разъединителей напряжением 110 кВ	3,15	3,9375	5,99
Обогрев приводов разъединителей напряжением 110 кВ	0,88	0,924	1,40
Обогрев выключателей напряжением 110 кВ	1,21	1,27368	1,94
Приводы выключателей напряжением 110 кВ	3,3	4,125	6,27
Обогрев здания ЗРУ напряжением 10 кВ	9	9,47368	14,41
Освещение здания РУ напряжением 10 кВ	1,8	1,89474	10
Приводы выключателей напряжением 10 кВ	1,44	1,8	2,74
Переносное освещение здания РУ напряжением 10 кВ	0,6	0,63158	3,37
Наружное освещение ОРУ	2	2,10526	11,24
Питание ШОТ	4	5	7,61
Аппаратура связи и телемеханики	3,5	4,375	6,66
Охранно-пожарная сигнализация	0,06	0,075	0,11
Вентиляция	0,18	0,225	0,34
Итого	32,2978	37,272	56,7

7.2 Выбор трансформаторов собственных нужд

Количество необходимых трансформаторов собственных нужд и их мощность определяется по формуле:

,кВА,(7.7)

где S_{н. тр.}- номинальная мощность трансформатора;

кВА.

По расчетным данным выбираем трансформаторы типа ТМГ, мощностью кВА. Марка трансформатора ТМГ- 40/10/0,4. Данные трансформаторы устанавливаются в ячейки КСО.

7.3 Выбор панелей собственных нужд

Выбираем для монтажа три панели панелей собственных нужд 1101 на ток 63 А, обеспечивающие ввод и связь секций 2 трансформаторов мощности до 250 кВт, и две панелей панели собственных нужд 1112 на ток 20 А для отходящих линий.

7.4 Выбор жил кабелей

Для выбора марки и сечения кабелей рассчитываем номинальные токи электроприемников собственных нужд по формуле (3.8):

,А.(7.8)

Выбранные марки и сечение питающих кабелей необходимо проверить:

- на нагрев номинальным расчетным током:

I_р ? Кт·К_прок·I_доп,А,(7.9)

гдеI_доп - длительно допустимый ток кабельной продукции, А;

К_т - поправочный коэффициент температуры, учитывающий различие температуры в цехе от температуры, при которой задан , К_ср = 1;

I_р - расчетный номинальный ток потребителя, для одиночного электроприемника собственных нужд I_р = I_доп;

К_прок - поправочный коэффициент, учитывающий снижение допустимой токовой нагрузки для кабелей при их многослойной прокладке в коробах, К_пр=1.

- на потерю номинального напряжения при нагрузке кабеля:

,(7.10)

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

- длина кабельной линии, км.

Согласно ПУЭ величина потери номинального напряжения должна удовлетворять условию:

?U? ± 5%,(7.11)

Выбор кабельной продукции, питающей электроприемники собственных нужд представлен в таблице 7.4.

Таблица 7.4- Выбор кабельной продукции, питающие электроприемники собственных нужд

Наименование	Iр, А	L,м	Марка кабеля	Iдоп, А	ДU, В	ДU, %
1	2	3	4	5	6	7
Шины потребителей собственных нужд	56,06	20	AВВГнг 5х16	67	0,413	0,109
Приводы РПН силового трансформатора	1,83	35	ВВГнг 5*2,5	27	0,191	0,050
Обогрев привода РПН силового трансформатора	0,35	35	ВВГнг 5*2,5	27	0,037	0,010
Приводы разъединителей 110 кВ	5,99	80	ВВГнг 5*2,5	27	1,429	0,376
Обогрев выключателей 110 кВ	1,94	70	ВВГнг 5*2,5	27	0,405	0,107
Приводы выключателей 110 кВ	6,27	50	ВВГнг 5*2,5	27	0,936	0,246
Обогрев здания КРУ-10 кВ	14,41	30	ВВГнг 5*2,5	27	0,645	0,170
Освещение здания РУ-10 кВ	10	45	ВВГнг 3х1,5	19	0,072	0,019
Приводы выключателей 10 кВ	2,74	20	ВВГнг 5*2,5	27	0,123	0,032
Переносное освещение здания РУ-10 кВ	3,37	15	ВВГнг 3х1,5	19	0,043	0,011
Наружное освещение	11,24	80	ВВГнг 3х1,5	19	0,916	0,241
Питание ШОТ	7,61	10	ВВГнг 5*2,5	27	0,227	0,060
Аппаратура связи и телемеханики	6,66	10	ВВГнг 5*2,5	27	0,198	0,052
Охранно-пожарная сигнализация	0,11	10	ВВГнг 5*2,5	27	0,003	0,001
Вентиляция	0,34	20	ВВГнг 5*2,5	27	0,020	0,005

Согласно данным из таблицы 7.4 для снабжения электрической энергией потребителей собственных нужд выбрана кабельная продукция марки ВВГнг 5*1,5 и ВВГнг 3*1,5 - (жилы медные, ПВХ изоляция, ПВХ оболочка, отсутствие защитного покрова, не поддерживающий горения). Для подключения шин ПСН выбран кабель марки AВВГнг 5х16 (жилы алюминиевые, ПВХ изоляция, ПВХ оболочка, отсутствие защитного покрова, не поддерживающий горения).

7.5 Расчет трехфазного короткого замыкания 0,4 кВ

Расчетная схема представлена на рисунке Б.1, схема замещения на рисунке Б.2 приложение Б.

Рассчитаем параметры схемы замещения.

1. Сопротивление питающей системы

Активное сопротивление трансформаторов, приведенное к стороне 0,4 кВ.

, мОм; (7.13)

2,13 мОм.

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

(7.14)



сопротивление кабельных рядов 

R_W = 7,4 · 45= 333бог 

X_W = 0,116 · 45= 5,22бог 

Сопротивление контактов:

R_К1 = 0,0036бог мОм.

Сопротивление трансформаторов тока:

мОм;

Сопротивление автоматических выключателей:

мОм;

мОм.

Суммарное сопротивлениедо точки КЗ:

;

Ток КЗ без учета сопротивления дуги:

. (7.15)

Ударный ток определяется по выражению:

 (7.16)

где k_уд -ударный коэффициент.

,кА.(7.17)

,(7.18)

где f - частота сети.

=5,12кА;

=7,6;

Минимальный ток КЗ определяем:

,кА; (7.19)

(7.20)

=3,6кА.

Токи однофазного КЗ в сетях с напряжением до 1 кВ, как правило, являются минимальными. По их величине проверяется чувствительность защитной аппаратуры.

(7.22)

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

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

, (7.23)

где Х_Т1, ХТ2, R_Т1, RТ2- соответственно индуктивные и активные сопротивления прямой и обратной последовательности силового трансформатора;

ХТ0, R_Т0 - соответственно индуктивное и активное сопротивления нулевой последовательности силового трансформатора.

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

L- длина элемента.

Значение тока однофазного КЗ в точке К1:

7.5 Выбор коммутационной и защитной аппаратуры

Автоматические выключатели выбираются по следующим условиям:

По питающему номинальному напряжению:

U_ном.QF?U_{ном.сети}.,В. (7.25)

По номинальному току потребления электроприемником:

I_ном.QF?I_расч. (7.26)

По отстройке от пиковых токов:

I_со ?К_Н·I_пик,А, (7.27)

гдеI_со - предельный ток срабатывания отсечки;

К_Н - коэффициент надежности срабатывания защиты;

I_пик - пиковый ток нагрузок потребителя.

По условию защиты от предельной перегрузки:

I_с.п.=(1,2ч1,4)·I_н., А.(7.28)

По времени срабатывания токовой защиты:

t_с.о.>t_{с.о.пред}.+Дt,с,(7.29)

гдеt_{с.о. пред}.- время срабатывания отсечки предыдущего автоматического выключателя;

Дt - очередная ступень селективности.

По условию стойкости автоматического выключателяк токам короткого замыкания:

,ПКС?I_Кзmax,(7.30)

Где ПКС - предельная коммутационная способность автоматического выключателя.

7) По условию чувствительности токовой защиты:

,(7.31)

Где - коэффициент возможного разброса срабатывания отсечки, К_р=1,4ч1,5.

Выбор автоматических выключателей и их характеристики представлены в таблице 7.5.

Таблица 7.5 - Выбор автоматических выключателей

Потребитель	Тип выключателя	Iр, А	Iперегр, А	Iкз.мгн, А	Кч	ПКС, кА
1	2	3	4	5	6	7
Ввод ПСН	ВА 47-100 3Р 80А хар-ка С	56,05	80	400	1,99	25
Приводы РПН силового трансформатора	ВА 47-100 3Р 2А хар-ка С	1,83	2	80	3,29	25
Обогрев привода РПН силового трансформатора	ВА 47-100 3Р 2А хар-ка С	0,35	2	80	3,29	25
Приводы разъединителей 110 кВ	ВА 47-100 3Р 25А хар-ка В	5,99	25	75	1,81	25
Обогрев приводов разъединителей напряжением 110 кВ	ВА 47-100 3Р 2А хар-ка В	1,41	2	60	2,26	25
Обогрев выключателей напряжением 110 кВ	ВА 47-100 3Р 2А хар-ка В	1,94	2	60	2,53	25
Приводы выключателей напряжением 110 кВ	ВА 47-100 3Р 10А хар-ка С	6,274	16	80	2,50	25
Обогрев здания ЗРУ напряжением 10 кВ	ВА 47-100 3Р 16А хар-ка С	14,41	16	80	5,68	25
Освещение здания РУ напряжением 10 кВ	ВА 47-100 3Р 2А хар-ка С	1,60	2	50	9,08	25
Приводы выключателей напряжением 10 кВ	ВА 47-100 3Р 10А хар-ка С	2,74	10	50	9,08	25
Переносное освещение здания РУ напряжением 10 кВ	ВА 47-100 3Р 2А хар-ка С	0,96	2	20	22,71	25
Охранно-пожарная сигнализация	ВА 47-100 3Р 2А хар-ка С	0,11	2	10	55,46	25
Вентиляция	ВА 47-100 3Р 2А хар-ка С	0,34	2	10	38,45	25
Наружное освещение	ВА 47-100 3Р 6А хар-ка С	3,84	66	80	1,69	25
Питание ШОТ	ВА 47-100 3Р 10А хар-ка С	7,60	10	200	3,32	25

Таблица 7.6 - Спецификация оборудования

№ п/п	Наименование оборудования и материалов	Тип, мощность	Единицы измерения	Количество
1	2	3	4	5
1	Светильники для внутреннего освещения	Светильник ЛПП 2*36	Шт.	10
2	Светильники для ОРУ	Светильник ЖКУ 16-400-001	Шт.	5
3	Лампы люминесцентные	F36W/33 (640)	Шт.	20
4	Лампы натриевые	Osram NAV-T 400W Е40	Шт.	5
5	Ячейки КСО с предохранителями и ТСН	ТМГ-40/10/0,4	Шт.	2
6	Панели собственных нужд	ПСН 1101	Шт	3
		ПСН 1112	Шт	2
7	Кабельная продукция	АВВГнг-LS 5*16	м.	20
		ВВГнг-LS 5*2,5	м.	450
		ВВГнг-LS 3*1,5	м.	140
8	Щит освещения	ОЩВ-12 с автоматическими выключателями	шт	2

абсолютно не знаком с мотивацией других овощей, которые не могут.Я абсолютно не знаком с мотивацией других овощей, которые не могут.Я абсолютно не знаком с мотивацией других овощей, которые не могут.Я абсолютно не знаком с мотивацией других овощей, которые не могут.Я

8. РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

Релейную защиту подстанции выполняем на базе блоков микропроцессорной релейной защиты «Сириус».

Устройство «Сириус» является комбинированным микропроцессорным терминалом релейной защиты и автоматики. Применение в устройстве модульной мультипроцессорной архитектуры наряду с современными технологиями поверхностного монтажа обеспечивают высокую надежность, большую вычислительную мощность и быстродействие, а также высокую точность измерения электрических величин и временных интервалов, что дает возможность снизить ступени селективности и повысить чувствительность терминала.

Устройство обеспечивает следующие эксплуатационные возможности:

- выполнение функций защит, автоматики и управления, определенных ПУЭ и ПТЭ;

- задание внутренней конфигурации (ввод/вывод защит, автоматики, сигнализации и т.д.);

- ввод и хранение уставок защит и автоматики;

- передачу параметров аварии, ввод и изменение уставок по линии связи;

- непрерывный оперативный контроль работоспособности (самодиагностику) в течение всего времени работы;

- блокировку всех выходов при неисправности устройства для исключения ложных срабатываний;

- получение дискретных сигналов управления и блокировок, выдачу команд аварийной и предупредительной сигнализации;

- гальваническую развязку всех входов и выходов, включая питание, для обеспечения высокой помехозащищенности;

- высокое сопротивление и прочность изоляции входов и выходов относительно корпуса и между собой для повышения устойчивости устройства к перенапряжениям, возникающим во вторичных цепях.

Питание цепей релейной защиты и автоматики (РЗА) осуществляется на выпрямленном оперативном токе от блока питания и зарядки.

8.1 Расчет релейной защиты отходящих линий

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 «Сириус-2Л»

На линиях 10 кВ двухступенчатая защита: отсечка и МТЗ.

Токовая отсечка. Пример расчёта приведён для ВЛ-10кВ НПС-1:

I_с.о. = k_н ЧI⁽³⁾_кз,А,(8.1)

где k_н - коэффициент надежности, k_н =1,1;

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

I_с.о. = 1,1Ч1000= 1100 А.

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

(8.2)

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

.

Ток срабатывания реле микропроцессорного устройства:

,А,(8.3)

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.

А.

Максимальная токовая защита: пример расчёта приведён для ВЛ-10 кВ НПС-1:

,А,(8.4)

гдеk_зап - коэффициент надежности, учитывающий погрешность реле, неточности расчета, принимаем k_зап =1,1;

k_в - коэффициент возврата реле, для «Сириус» 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.

А.

Коэффициент чувствительности защиты:

(8.5)

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

.

Ток срабатывания реле микропроцессорного устройства:

Iс.р = 7,4А.

Избирательность защиты обеспечивается выбором выдержки времени по условию:

t_с.з.=t_{с.з.пред}+Dt, с, (7.6)

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

Dt - ступень селективности, в расчетах принимается равной 0,2-0,4с.

Время срабатывания МТЗ:

t_с.з.=0,5+0,2=0,7 c.

Расчет защит сведен в таблицу 8.1

Таблица 8.1 - Расчет защит отходящих линий

ВЛ	Iр, А	Kтт	Iсо, кА	Кчо	Icо2, А	Iмтз, А	Кнмтз	Iмтз2, А
Пермас-1	51,381	20	1100	6,39	110,43	148,73	5,79	14,87
Дунилово-1	77,071	20	956	7,37	47,82	223,10	3,35	11,16
Нигино	70,649	20	662	10,65	33,11	204,51	2,54	10,23
Сигнал	173,41	40	2297	3,07	57,43	501,98	3,52	12,55
Козловка-1	57,803	20	576	12,25	28,78	167,33	2,70	8,37
Кожаевская-1	80,283	20	602	11,72	30,09	232,40	2,03	11,62
Кожаевская-2	80,283	20	602	11,72	30,09	232,40	2,03	11,62
Никольск	54,592	20	1079	6,54	53,93	158,03	5,32	7,90
Козловка-2	57,803	20	576	12,25	28,78	167,33	2,70	8,37
Пермас-2	51,381	10	1104	6,39	110,43	148,73	5,79	14,87
Дунилово-2	77,071	20	956	7,37	47,82	223,10	3,35	11,16

8.2 Расчет защиты силовых трансформаторов

В соответствии с ПУЭ, для силовых трансформаторов более 6300 кВА должны выполнятся защиты: 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.

Дифференциальную защиту трансформатора выполняем на блоке «Сириус-Т».

Выбору подлежат:

- I_номВН - номинальный вторичный ток ВН трансформатора, соответствующий номинальной мощности;

- I_номНН - номинальный вторичный ток НН трансформатора, соответствующий номинальной мощности;

- Группа ТТ ВН - группа сборок цифровых ТТ на стороне ВН;

- Группа ТТ НН - группа сборок цифровых ТТ на стороне НН;

- Размах РПН - размах регулирования РПН.

Первичный номинальный ток трансформатора находится по формуле:

,А,(8.7)

где S_ном.тр - номинальная мощность трансформатора;

U_ном - номинальное напряжение.

Вторичный номинальный ток трансформатора находится по формуле:

,А,(8.8)

где k_i - коэффициент трансформации ТТ (с учетом возможных перегрузок k_i=100/5 для стороны ВН и k_i=1000/5 для стороны НН );

k_сх - коэффициент схемы, показывающий во сколько раз ток в реле защиты больше чем вторичный ток ТТ. Для схем соединения ТТ в звезду k_сх=1.

Расчет сводим в таблицу 7.2.

Таблица 8.2 - Результаты расчета вторичных токов в плечах защиты

Наименование величины	Численное значение для стороны
	110 кВ	10 кВ
Первичные номинальные токи трансформатора, А	84	924
Коэффициенты трансформации трансформаторов тока, kI	100/5	1000/5
Вторичные токи в плечах защиты, А	4,2	4,62
Принятые значения, А	4,2	4,6
Размах РПН, %	9

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

Дифференциальная отсечка (ДЗТ-1)

Выбору подлежит I_диф/I_ном - относительное значение уставки срабатывания отсечки.

Уставка должна выбираться из двух условий:

1) отстройка от броска тока намагничивания.

2) отстройка от максимального первичного тока небаланса при переходном режиме расчетного внешнего КЗ.

1) Отстройку от броска тока намагничивания производим по условию:

I_диф/I_ном = 4.

2) Отстройку от максимального первичного тока небаланса при переходном режиме расчетного внешнего КЗ производим по условию:

I_диф/I_ном = К_н·К_нб(1)•I^*_{кз.вн.max},А,(8.9)

гдеК_н- коэффициент надежности, К_н=1,2;

К_нб(1) - отношение амплитуды первой гармоники тока небаланса к приведенной амплитуде периодической составляющей тока внешнего КЗ, К_нб(1) = 0,7;

I^*_{кз.вн.max} - отношение тока внешнего расчетного КЗ к номинальному току трансформатора.

,А;

I_диф/I_ном = 1,2 · 0,7 · 7,6 = 6,38 А.

Принимаем уставку 6,4А.

Дифференциальная защита с торможением (ДЗТ-2)

Тормозная характеристика приведена на рисунке 7.1

Рисунок 8.1-Тормозная характеристика

Выбору подлежат:

I_д1/I_ном - базовая уставка ступени, I_д1/I_ном = 0,3;

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

I_т2/I_ном - вторая точка излома тормозной характеристики, I_т2/I_ном = 2;

I_дг2/I_дг1 - уставка блокировки от второй гармоники, I_дг2/I_дг1 = 0,15.

Коэффициент торможения К_торм должен обеспечивать несрабатывание ступени при сквозных токах, соответствующих второму участку тормозной характеристики ( от 1,0 до 3,0 I_ном).

Ток небаланса порождаемый сквозными токами:

, А, (8.10)

где К_пер - коэффициент учитывающий переходный режим, К_пер = 2,5;

К_одн - коэффициент однотипности трансформаторов тока, К_одн = 1,0;

е - относительное значение полной погрешности ТТ в установившемся режиме, е = 0,1;

ДU_РПН - размах регулирования РПН, ДU_РПН = 0,16;

Дf - погрешность обусловленная неточностью задания токов ВН и НН,

Дf = 0,04.

I_диф = К_н ·I_{нб.расч},А,(8.11)

гдеК_н = 1,3.

I_диф =1,3 ·(2,5·1,0·0,1 + 0,09 + 0,04)·I_скв = 0,494· I_скв.

Расчёт тормозного тока производим по формуле:

I_торм = 0,5•(I_скв + I_скв- I_диф),А.(8.12)

Введем понятие коэффициента снижения тормозного тока: дляегорасчёта используем следующее выражение:

.(8.13)

.

Чтобы реле не сработало, коэффициент торможения должен определяться по выражению:

;(8.14)

.

Защита от перегрузок

Для расчёта уставки сигнала перегрузки воспользуемся следующим выражением:

(8.15)

гдеК_н - коэффициент надежности, К_н=1,05;

К_в - коэффициент возврата, К_в=0,95.

А;

А.

Максимальная токовая защита трансформатора от внешних КЗ

Расчёт тока срабатывания максимальной токовой защиты определяется по следующему выражению:

,А,(8.16)

где к_н - коэффициент надежности, к_н = 1,1;

к_в - коэффициент возврата, к_в = 0,95;

1,4 - коэффициент допустимой перегрузки.

А;

А.

Время срабатывания защиты определяется следующим выражением:

с; (8.17)

t_сз.нн = 1,1 + 0,2 = 1,3 с;

t_сз.вн = 1,3 + 0,2 = 1,5 с.

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 и др.).

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.

Газовая защита подключается к блоку «Сириус-Т».

8.3 Расчет устройств автоматики установленных на подстанции

Функции автоматики:

1. двухступенчатое автоматическое повторное включение (АПВ);

2. автоматическая частотная разгрузка (АЧР);

3. автоматическое включение резерва (АВР);

4. блокировка от многократных включений выключателя.

Расчет устройств автоматического повторного включения линии с односторонним питанием. «Сириус Л» реализует функцию АПВ с возможностью программной блокировки одного или обоих циклов. АПВ запускается по факту срабатывания:

- МТЗ;

- при самопроизвольном отключении выключателя.

Определим время срабатывания АПВ по следующим условиям:

t_апв1?t_г.п. + t_н,с, (8.18)

где t_г.п - время готовности привода, t_г.п = 3 с.

t_апв1?t_г.в-t_в.в+ t_н , с,(8.19)

где t_г.в - время готовности выключателя, которое в зависимости от типа выключателя , t_г.в=1 с;

t_в.в - время включения выключателя, t_в.в=0,07 с.

t_апв1?t_д+ t_н,с,(8.20)

где t_д - время деионизации среды в месте КЗ, составляющее 0,1-0,3 с, принимаем t_д=0,3 с;

t_н=0,4-0,5 с.

По условию :t_апв1?3+0,5=3,5 с.

По условию :t_апв1?1-0,07+0,5=1,43 с.

По условию :t_апв1?0,3+0,5=0,8 с.

Выбираем t_1,апв=3 с.

Автоматическое включение резерва

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

«Сириус В» выполняет следующие функции:

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

Исходной информацией для пуска и срабатывания АВР является уровень напряжений U_АВ, U_ВС и U_ВНР, контролируемых «Сириус В», положение силового выключателя ввода (“Вкл.”/”Откл”), а также наличие сигнала "Разрешение АВР" от «Сириус 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 С» длительностью 0,8 с. Затем, формирует выходной дискретный сигнал разрешения АВР для второго ввода. Напряжение срабатывания защиты минимального действия:

U_с.р.=(0,25ч0,4)·U_ном,В;(8.21)

U_с.р.=0,4·10000= 4000 В;