СОДЕРЖАНИЕ

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1. КРАТКИЙ АНАЛИЗ ПОДСТАНЦИИ «Гидростроитель»
1.1. Место и назначение подстанции в районной энергосистеме
1.2. Основные показатели подстанции
1.3. Описание главной схемы электрических силовых цепей
2. ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПОДСТАНЦИИ
2.1. Выбор мощности и количества силовых трансформаторов
2.2. Выбор выключателей и разъединителей на РУ 110/35/6 кВ
2.3. Выбор трансформаторов собственных нужд
3. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ И РАБОЧИХ
ТОКОВ В ОБЪЁМЕ, НЕОБХОДИМОМ ДЛЯ РЕЛЕЙНОЙ
ЗАЩИТЫ
3.1. Схема замещения и основные допущения при расчётах токов
короткого замыкания
3.2. Определение параметров схемы замещения при 3-х и 2-х фазных
коротких замыканиях
3.3. Расчёт токов трёхфазного короткого замыкания
3.4. Расчёт токов двухфазного короткого замыкания
3.5. Расчёт параметров схемы замещения для токов нулевой
последовательности
3.6. Расчёт утроенного тока нулевой последовательности при
однофазном КЗ
3.7. Расчёт утроенного тока нулевой последовательности при
двухфазном КЗ на землю
3.8. Расчёт токов двухфазного КЗ на землю
3.9. Расчёт рабочих и номинальных токов
4. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА
4.1. Назначение релейной защиты и автоматики
4.2. Выбор объектов защит и их типов
4.2.1. Защита силовых трёхобмоточных трансформаторов
4.2.2. Защита отходящих линий
4.2.3. Устройства автоматики
4.3. Защита силовых трёхобмоточных трансформаторов
4.3.1. Расчёт параметров срабатывания дифференциальной
токовой защиты трансформатора ТДТН-63000/110/38,5/6,6 кВ на
реле типа ДЗТ-21
Изм
Лист.
№ документа
.Проектир.
Булатов Ю.Н.
Руковод.
Попик В.А.
Консульт.
Н. контр.
Попик В.А.
Утвердил
Емцев А.Н.
Подпись
Дата
Стр.
8
10
10
10
11
14
14
17
21
23
23
27
30
31
32
35
36
37
40
42
42
44
46
49
52
55
55
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Лит.
Д
Лист.
Листов
5п
127
р
Кафедра СЭС
Группа
а ЭС-02
к
Стр.
4.3.2. Расчёт параметров срабатывания защиты от многофазных
коротких замыканий на стороне НН, выполненной в виде
максимальной токовой защиты с комбинированным пуском по
напряжению
4.3.3. Расчёт параметров срабатывания защиты от многофазных
коротких замыканий на стороне СН, выполненной в виде
максимальной токовой защиты с комбинированным пуском по
напряжению
4.3.4. Расчёт параметров срабатывания защиты от многофазных
коротких замыканий на стороне ВН, выполненной в виде
максимальной токовой защиты с комбинированным пуском по
напряжению
4.3.5. Расчёт параметров срабатывания максимальной токовой
защиты трансформатора с выдержкой времени от перегрузки
4.3.6. Защита от замыканий на землю со стороны низшего
напряжения трансформатора
4.3.7. Газовая защита
4.4. Защита отходящих линий
4.4.1. Расчёт дифференциально-фазной высокочастотной защиты
4.4.2. Расчёт трёхступенчатых дистанционных защит отходящих
линий 110 кВ
4.4.3. Расчёт токовых отсечек от междуфазных коротких
замыканий
4.4.4. Расчёт параметров срабатывания максимальных токовых
нулевой последовательности от коротких замыканий на землю
4.4.5. Расчёт параметров срабатывания максимальных токовых
защит отходящих линий 35 кВ
4.5. Применение современных микропроцессорных защит линий
электропередачи
4.5.1. Общие сведения о микропроцессорных защитах
4.5.2. Применение микропроцессорного терминала серии
MiCOM-124 для защиты линии 35 кВ «Гидростроитель –
− Осиновка»
4.5.3. Расчёт параметров срабатывания трёхступенчатой токовой
защиты блока MiCOM-124 и составление файла-конфигурации
5. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ
5.1. Действие электрического тока на организм человека
5.2. Условия поражения электрическим током
5.3. Классификация электроустановок и помещений в отношении
электробезопасности
5.4. Основные меры защиты, обеспечивающие безопасность
электротехнического персонала и посторонних лиц
66
68
70
71
72
72
72
73
76
81
83
86
89
89
92
93
99
99
101
104
105
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
6
Стр.
5.5. Оказание первой помощи при поражении электрическим током 109
6. СОСТАВЛЕНИЕ СМЕТНОЙ ВЕДОМОСТИ НА МОНТАЖ
СИЛОВОГО ТРАНСФОРМАТОРА И РАСЧЁТ СТОИМОСТИ
АППАРАТУРЫ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
111
6.1. Составление сметной ведомости на монтажные работы по
установке силового трансформатора
111
6.2. Расчёт стоимости аппаратуры релейной защиты трансформатора 116
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
123
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
125
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
7
ВВЕДЕНИЕ
В последнее время одной из важных проблем в отечественной энергетике
является замена устаревшего парка оборудования на электростанциях и
подстанциях электроэнергетических систем (ЭЭС), в особенности ЭЭС Сибири.
Так, эксплуатация морально устаревших комплексов релейной защиты может
привести к ложным срабатываниям защит или даже их отказу, что в свою
очередь приведёт к развитию опасных аварийных ситуаций и снижению
надёжности функционирования ЭЭС в целом. Всё это предопределяет
актуальность темы на сегодняшний день по замене, реконструкции и
модернизации комплексов релейной защиты с целью повышения надёжности
функционирования и возможности передачи информации с низкого на более
высокий
уровень
технологическими
иерархии
процессами
автоматизированных
(АСУ
ТП),
а
систем
также
управления
возможность
автоматического и дистанционного управления отдельными подстанциями.
В данном дипломном проекте предполагается исследовать схему
электрической сети подстанции «Гидростроитель» и проработать основные
вопросы
модернизации
комплексов
релейной
защиты
силовых
трансформаторов и отходящих линий.
На первом этапе проекта необходимо привести общие сведения об
объекте проектирования, которые включают в себя описание главной схемы
электрических силовых цепей, а также назначение подстанции в районной
энергосистеме.
Далее
по
данным
нагрузок
присоединений
подстанции
следует
произвести выбор силовых трансформаторов и трансформаторов собственных
нужд. Кроме этого необходимо рассчитать все виды токов короткого
замыкания (КЗ) и на основании результатов расчёта произвести проверку
выбранного оборудования, настройку релейной защиты подстанции.
Основным
вопросом
дипломного
проекта
является
модернизация
комплекса релейной защиты подстанции, для чего необходимо произвести
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
8
подробные расчёты параметров срабатывания выбранных более современных
защит
трансформаторов
и
отходящих
линий
электропередачи
на
полупроводниковой и микропроцессорной элементной базе.
В разделе безопасность жизнедеятельности рекомендуется рассмотреть
основные способы и мероприятия по защите электротехнического персонала от
поражения электрическим током.
В экономическом разделе дипломного проекта лучше всего представить
локальную смету на приобретение и монтаж силового оборудования, а также
произвести расчёт стоимости выбранной аппаратуры релейной защиты.
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
9
1. КРАТКИЙ АНАЛИЗ ПОДСТАНЦИИ ГИДРОСТРОИТЕЛЬ
1.1. Место и назначение подстанции в районной энергосистеме
Подстанция
«Гидростроитель»
электроснабжения
потребителей
110/35/27.5/6
прилегающего
кВ
района
служит
города
для
Братска,
передачи мощности в сеть 110 кВ, а также для электроснабжения
электрифицированной железной дороги. Подстанция находится в кольце:
система шин ОРУ 220 кВ Братской ГЭС – пс Заводская – пс Гидростроитель –
пс Падунская – система шин ОРУ 220 кВ Братской ГЭС. Данная схема
повышает
надёжность
потребителей:
Ангарстрой,
электроснабжения
завод
СТЭМИ,
крупных
завод
промышленных
КПД.
Подстанция
«Гидростроитель» является также тяговой подстанцией, т.е. через неё
осуществляется питание электрифицированной железной дороги.
1.2. Основные показатели подстанции
Подстанция «Гидростроитель» 110/35/6 кВ питается от двух воздушных
линий 110 кВ с проводами марки АС – 185/29, отходящих от пс Падунская. Со
стороны высокого напряжения установлены выключатели типа МКП – 110. С
шин ОРУ 110 кВ через указанные выключатели питание поступает на два
трёхобмоточных трансформатора типа ТДТН – 63000/110/38,5/6,6 −У-1 и на два
специальных
трёхобмоточных
трансформатора
типа
ТДТНЖ
–
40000/110/27,5/6,6 –У-1. Обмотки среднего напряжения трансформаторов
ТДТНЖ – 40000/110/27,5/6,6 –У-1 полностью питают ОРУ 27,5 кВ, с шин
которого осуществляется электроснабжение железной дороги. С обмоток
среднего напряжения трансформаторов ТДТН – 63000/110/38,5/6,6 −У-1 через
выключатели типа МКП – 35 питание поступает на шины ОРУ 35 кВ. С
обмоток низкого напряжения трансформаторов ТДТН – 63000/110/38,5/6,6 −У-1
через кабельные линии питается эл. бойлерная, а с обмоток низкого
напряжения трансформаторов ТДТНЖ – 40000/110/27,5/6,6 –У-1 через
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
10
реакторы типа РБ – 10 – 2500 – 0,20 – У1 питание поступает на ЗРУ 6 кВ,
которое состоит из четырёх систем шин попарно связанных между собой. Все
потребители подстанции запитываются по кабельным линиям с ЗРУ 6 кВ.
На подстанции «Гидростроитель» имеется постоянный дежурный
персонал,
который
следит
за
состоянием
оборудования,
положением
коммутационной аппаратуры и показаниями приборов. На территории
подстанции расположено два здания для размещения устройств релейной
защиты и автоматики, а также источника оперативного тока, в качестве
которого выступают аккумуляторные батареи.
Таблица 1.1
Отходящие высоковольтные линии подстанции Гидростроитель
Наименование линии
Напряжение в кВ
Количество цепей
пс Падунская – пс Гидростроитель
110
2
пс Гидростроитель – пс Заводская
110
2
пс Гидростроитель – пс Зяба
110
1
пс Гидростроитель – пс Осиновка
35
2
пс Гидростроитель - потребители
35
6
пс Гидростроитель - потребители
6
10
1.3. Описание главной схемы электрических силовых цепей
Главная схема электрических силовых цепей подстанции – это
совокупность основного
электрооборудования:
трансформаторов,
линий,
сборных шин, коммутационной и другой аппаратуры со всеми выполненными
между ними электрическими соединениями.
При разработке главной схемы электрических соединений предъявляются
следующие требования [1]:
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
11
 надёжность – свойство системы электроснабжения, обусловленное её
безотказностью,
долговечностью
и
ремонтопригодностью,
обеспечивающих нормальное выполнение заданных функций системы;
 безотказность – свойство системы электроснабжения непрерывно
сохранять работоспособность в определённых режимах и условиях
эксплуатации;
 долговечность − свойство системы электроснабжения длительно, с
возможными перерывами на ремонт, сохранять работоспособность в
определённых режимах и условиях эксплуатации до разрушения или
другого критического состояния;
 ремонтопригодность
–
свойство
системы
электроснабжения,
выражающееся в приспособлении к восстановлению неисправностей
путём предупреждения, либо обнаружения и устранения.
Кроме этих требований система электроснабжения должна быть по
возможности простой и экономичной, что обуславливает экономию денежных
средств, как при её строительстве, так и при дальнейшей эксплуатации. Она
должна иметь возможность поэтапного развития распределительных устройств
(РУ) с ростом потребителей электроэнергии.
Согласно ПУЭ [2] при разработке главной схемы электрических силовых
цепей необходимо учитывать категории потребителей по обеспечению
надёжности электроснабжения. Категории потребителей характеризуются его
технологическим процессом, режимом потребления и характером работы.
Подстанция «Гидростроитель» имеет потребителей, как первой, так и
второй категории надёжности по электроснабжению, что обязывает к
соответствующей схеме питания.
Для повышения качества электроэнергии и обеспечения надёжности
электроснабжения принимаем к установке помимо основных трансформаторов
ещё
два
специальных
трансформатора,
осуществляющие
питание
электрифицированного железнодорожного транспорта.
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
12
В соответствии с количеством присоединений (таблица 1.1) используем
типовые
схемы
РУ,
утверждённые
Минэнерго,
принимая
следующие
принципиальные схемы:
110 кВ – две рабочие системы шин секционированные выключателем;
35 кВ – две рабочие системы шин секционированные выключателем;
6 кВ – четыре рабочие системы шин попарно секционированные
выключателем.
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
13
2. ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПОДСТАНЦИИ
2.1. Выбор мощности и количества силовых трансформаторов
Выбирая число и мощность трансформаторов, необходимо учитывать
требования надёжности электроснабжения потребителей. Трансформаторы
должны обеспечивать надёжную работу подстанции как в нормальном режиме,
так и в режимах отключения одного из трансформаторов для плановопредупредительного ремонта или в аварийном [3]. Как правило, на всех
районных
подстанциях
предусматривается
установка
не
менее
двух
трансформаторов, мощность каждого из которых выбирается равной 0,65 – 0,7
от
максимальной
нагрузки
подстанции
[4].
При
установке
двух
трансформаторов по условию аварийной перегрузки при отключении одного из
трансформаторов ПУЭ [2] допускают 40% перегрузку оставшегося в работе
трансформатора на 6 часов в течение 5 суток, при условии, что коэффициент
начальной загрузки составляет не более 93%.
Мощность трансформатора определяется исходя из его стопроцентной
загрузки, т.е. в режиме максимальной нагрузки. Таким образом, номинальная
мощность
трансформатора
Sном
при
установке
на
подстанции
двух
трёхобмоточных трансформаторов определяется исходя из следующего условия
[4]:
S ном 
Sc  Sн
,
K ав
(2.1)
где S c − нагрузка на шинах среднего напряжения подстанции;
S н − нагрузка на шинах низкого напряжения подстанции;
K ав  1,4 − допустимый коэффициент перегрузки в послеаварийных
режимах.
Загрузка трансформаторов подстанции Гидростроитель зависит от
режима
работы
самой
подстанции.
Как
сказано
выше,
мощность
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
14
трансформатора определяется для режима максимальной нагрузки. В связи с
этим мощность трансформаторов будем выбирать по данным максимального
режима, приведённым в таблице 2.1.
В
соответствии
с
данными
таблицы
2.1
и
условием
выбора
трёхобмоточных трансформаторов необходимо принять два трансформатора
мощностью по 40 МВА и два трансформатора по 10 МВА, что не соответствует
действительности. Это объясняется тем, что подстанция «Гидростроитель»
строилась в то время, когда на полную мощность работали крупные ближайшие
потребители. Учитывая рост производства в последнее время и необходимый
запас по мощности для будущего развития, замена трансформаторов более
низкой мощности экономически нецелесообразна.
Таблица 2.1.
Загрузка трансформаторов подстанции в режиме максимальной нагрузки
Наименование
Напряжение
присоединения
кВ
(трансформатор)
Максимальная загрузка
А
110
Т1
Т2
35,5
56
10,0
6
2300
25,5
20,3
35
160
10,4
6
900
10,0
1,8
27,5
38
1,8
6
0
0,0
110
Т4
%
154
110
Т3
МВА
35
110
Загрузка
10,5
27,5
0
0,0
6
944
10,5
32
5
26
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
15
Исходя из всего выше сказанного, принимаем те трансформаторы,
которые установлены на подстанции в настоящее время, а именно:
1) два трёхобмоточных трансформатора типа ТДТН – 63000/110/38,5/6,6 −У1 со следующими паспортными данными [1]:
Sном = 63 МВА;
U ВН = 115 кВ;
U СН = 38,5 кВ;
U НН = 6,6 кВ;
U KВС = 10,5%;
U KВН = 18%;
U KС Н = 7%;
РК = 290 кВт;
Р Х = 53 кВт;
I Х = 0,55%.
2) два трёхобмоточных трансформатора типа ТДТНЖ – 40000/110/27,5/6,6 –
У-1 с паспортными данными [1]:
Sном = 40 МВА;
U ВН = 115 кВ;
U СН = 27,5 кВ;
U НН = 6,6 кВ;
U KВС = 10,5%;
U KВН = 17,5%;
U KС Н = 6,5%;
РК = 200 кВт;
Р Х = 39 кВт;
I Х = 0,6%.
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
16
2.2. Выбор выключателей и разъединителей на РУ 110/35/6 кВ
Согласно ГОСТ 687 – 70 выбор выключателей производится из условий:
1. По напряжению:
U С . НОМ  U НОМ ,
(2.2)
где U С . НОМ − номинальное напряжение сети;
U НОМ − номинальное напряжение выключателя.
2. По длительному току:
I РАБ. MAX  I НОМ ,
(2.3)
где I РАБ. MAX − максимальный рабочий ток в сети, где установлен
выключатель;
I НОМ − номинальный ток выключателя.
3. По электродинамической стойкости:
I   I ПР.С ,
(2.4)
где I  − начальное значение периодической составляющей тока
короткого замыкания;
I ПР.С − предельный сквозной ток через выключатель.
IУД  2  КУД  I   iПР.С ,
(2.5)
где I УД − ударный ток короткого замыкания;
i ПР.С − номинальный ток электродинамической стойкости
выключателя;
КУД − ударный коэффициент.
КУД  1  e 0, 01/ T ,
a
(2.6)
где Ta − постоянная времени затухания апериодического тока.
4. По отключающей способности:
I NT  I ОТКЛ . НОМ ,
(2.7)
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
17
где I NT − симметричная периодическая составляющая тока
короткого замыкания;
I ОТКЛ . НОМ − номинальный симметричный ток отключения
выключателя.
I AT  I A. НОМ  2  ВНОМ  I ОТКЛ . НОМ ,
(2.8)
где I АТ − апериодическая составляющая тока короткого замыкания;
I А. НОМ − номинальный апериодический ток отключения
выключателя;
ВНОМ − номинальное относительное содержание апериодической
составляющей тока отключения для времени  .
  t З .МИН  tС . ВЫКЛ ,
(2.9)
где t З . МИН − минимальное время действия релейной защиты
(принимается равным 0,035 с);
t С . ВЫКЛ − собственное время отключения выключателя.
5. По термической стойкости:
2
,
В  I ПР
.Т  tT
(2.10)
где B − тепловой импульс, кА2∙с;
I ПР.Т − предельный ток термической стойкости, который может
выдержать выключатель в течение времени tT ;
tT − время термической стойкости.
При удалённом коротком замыкании, когда периодическая составляющая
тока короткого замыкания во времени не изменяется и если t ОТКЛ / Ta  1  2 , то
можно использовать следующее выражение:
В  I П2  (tОТКЛ  Ta ) ,
(2.11)
где I П − действующее значение периодической составляющей тока
короткого замыкания;
t ОТКЛ  t З  t ВЫКЛ − время действия короткого замыкания,
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
18
где t З − время действия релейной защиты;
t ВЫКЛ − полное время отключения выключателя.
Выбор разъединителей производится по следующим условиям:
1. По номинальному напряжению:
U С . НОМ  U НОМ ,
(2.12)
где U С . НОМ − номинальное напряжение сети;
U НОМ − номинальное напряжение разъединителя.
2. По длительному току:
I РАБ. MAX  I НОМ ,
(2.13)
где I РАБ. MAX − максимальный рабочий ток в сети, где установлен
разъединитель;
I НОМ − номинальный ток разъединителя.
3. По электродинамической стойкости:
I   I ПР.С ,
(2.14)
где I  − начальное значение периодической составляющей тока
короткого замыкания;
I ПР.С − предельный сквозной ток через выключателя.
I УД  2  КУД  I   iПР.С ,
(2.15)
где I УД − ударный ток короткого замыкания;
i ПР.С − номинальный ток электродинамической стойкости
выключателя;
КУД − ударный коэффициент.
К УД  1 e 0, 01 / T ,
a
(2.16)
где Ta − постоянная времени затухания апериодического тока.
4. По термической стойкости:
2
,
В  I ПР
.Т  tT
(2.17)
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
19
где B − тепловой импульс, кА2∙с;
I ПР.Т − предельный ток термической стойкости, который может
выдержать выключатель в течение времени tT ;
tT − время термической стойкости.
Если t ОТКЛ / Ta  1  2 , то можно использовать следующее выражение:
В  I П2  (tОТКЛ  Ta ) ,
(2.18)
где I П − действующее значение периодической составляющей тока
короткого замыкания.
Согласно
типовым
схемным
решениям
[1]
на
открытых
распределительных устройствах (ОРУ) 110 кВ рекомендовано устанавливать
маломасляные и масляные выключатели. Основными преимуществами этих
выключателей являются: простота конструкции, высокая отключающая
способность, пригодность к наружной установке, возможность установки
встроенных трансформаторов тока (ТТ), относительно невысокая стоимость по
сравнению с воздушными выключателями. Исходя из проведённых расчётов,
принимаем к установке следующие выключатели:
На высокой стороне: МКП – 110М – 630 – 20 (тип привода ШПЭ – 33);
На средней стороне: МКП – 35 – 1000 – 16,5 (тип привода ШПЭ – 31);
На низкой стороне: ВМП – 10К – 630 – 20 (тип привода ППВ − 10),
МГГ – 10 – 2000 – 29 (тип привода ПЭ – 21).
Разъединители:
На высокой стороне: РЛНД – 110/600 (тип привода ПДН – 220Т);
На средней стороне: РЛНД – 35/600 (тип привода ПРН – 110У1);
На низкой стороне: РВП – 10/630 (тип привода ПД -12У3).
Так же на подстанции сохраняются без замены:
Заземлители: ЗОН – 110У – IУ1 (тип привода ПРН – 11УI).
Трансформаторы напряжения: НКФ – 110 – 83У1;
ЗНОМ – 35 – 72У1;
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
20
НТМИ – 6 – 66У3.
Реакторы: РБ – 10 – 2500 – 0,20У1.
На
подстанции
для
ограничения
атмосферного
и
внутреннего
перенапряжений изоляции электрооборудования предусмотрены разрядники и
ограничители перенапряжений:
Ограничители перенапряжений для высокой стороны: ОПН – 110У1;
Разрядники для средней стороны: РВС – 35У1;
Разрядники для низкой стороны: РВО – 6У1.
2.3. Выбор трансформаторов собственных нужд
С шин низких сторон трансформаторов ТДТНЖ – 40000/110/27,5/6,6 –У-1
запитаны трансформаторы собственных нужд подстанции, через которые в
свою очередь получают питание потребители собственных нужд подстанции. К
потребителям собственных нужд относятся устройства обогрева шкафов КРУН
и
шкафов
релейной
защиты,
зарядные
выпрямительные
агрегаты
аккумуляторных батарей, нагревательные устройства выключателей.
Максимальная суммарная нагрузка собственных нужд подстанции по
данным замеров за 2006 год составляет порядка 356 кВА. Произведём выбор
трансформаторов собственных нужд (ТСН) с учётом возможности 40%
аварийной перегрузки по следующему условию:
S Н .ТСН 
S МАКС
,
1,4
(2.19)
где S max − суммарная нагрузка собственных нужд подстанции.
S Н .ТСН 
356
 254 кВА.
1,4
Принимаем к установке два трансформатора собственных нужд,
мощностью по 320 кВА.
Типы устанавливаемых трансформаторов: ТСМА – 320/6 и ТМ – 320/6.
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
21
Трансформаторы собственных нужд присоединяются к шинам 6 кВ через
предохранители. В связи с этим произведём выбор предохранителей на основе
следующих требований:
1. По номинальному напряжению:
U С . НОМ  U НОМ ,
(2.20)
где U С . НОМ − номинальное напряжение сети;
U НОМ − номинальное напряжение предохранителя.
2. По номинальному току:
I ВСТ . НОМ  К Н  I ТР . НОМ  I ПАТР. НОМ ,
(2.21)
где I ВСТ . НОМ − номинальный ток плавкой вставки;
K Н  1,4 − коэффициент надёжности для отстройки от броска
тока;
I ТР . НОМ − номинальный ток трансформатора;
I ПАТР. НОМ − номинальный ток патрона предохранителя.
3. По отключающей способности:
I   I ОТКЛ ,
(2.22)
где I  − начальное значение периодической составляющей тока
короткого замыкания;
I ОТКЛ − предельный симметричный ток отключения патрона
предохранителя.
Номинальный ток трансформатора I ТР . НОМ  30,79 А;
Номинальный ток плавкой вставки I ВСТ . НОМ  43,11 А.
Выбираем предохранители типа ПКТ102 – 6 – 50 – 31,5У3.
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
22
3. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ И РАБОЧИХ
ТОКОВ В ОБЪЁМЕ, НЕОБХОДИМОМ ДЛЯ РЕЛЕЙНОЙ
ЗАЩИТЫ
3.1.Схема замещения и основные допущения при расчётах токов
короткого замыкания
Схемой замещения называют электрическую схему, составленную по
данным расчётной схемы, в которой все электрические и магнитные
(трансформаторные) связи представлены электрическими сопротивлениями.
При расчётах токов короткого замыкания (КЗ) генерирующие источники
(энергосистема,
генераторы,
электродвигатели)
вводятся
в
схему
соответствующими ЭДС, а пассивные элементы, по которым проходит ток
короткого замыкания, индуктивными с указаниями их параметров, влияющих
на величину тока короткого замыкания. Параметры элементов схем замещения
можно определять в именованных или в относительных единицах при базисных
условиях. При расчётах в именованных единицах все сопротивления схемы
должны быть выражены в Омах и приведены к одному базовому напряжению
(к среднему напряжению одной электрической ступени). Такое приведение
необходимо, если между источником и точкой КЗ имеется одна или несколько
ступеней трансформации. Приведение сопротивления выраженного в Омах к
выбранному базовому напряжению производится по следующей формуле:
Х ПР
U б2
Х 2 ,
U ср
(3.1)
где Х − индуктивное сопротивление данного элемента, Ом, заданного
при напряжении ступени U ср , на которой включён данный элемент;
Х ПР
−
индуктивное
сопротивление
данного
элемента,
Ом,
приведённое к принятому базовому напряжению U б .
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
23
В целях упрощения расчёта вместо действительных напряжений на
отдельных ступенях трансформации допускается принимать следующие
напряжения:
U 1  115 кВ; U 2  37 кВ; U 3  6,3 кВ.
При расчётах тока короткого замыкания в сетях 0,4 – 220 кВ используют
приближённый метод. Поэтому при выполнении расчётов не учитывают:
1. Сдвиг по фазе ЭДС и измерение частоты вращения роторов
синхронных машин;
2. Ток намагничивания трансформаторов;
3. Насыщение магнитных систем генераторов, трансформаторов и
электродвигателей;
4. Емкостную проводимость воздушных и кабельных линий;
5. Возможную несимметрию трёхфазной системы;
6. Генерирующие
мощности
энергосистемы
рассматриваются
как
единый источник бесконечной мощности, то есть при коротких
замыканиях
на
шинах
подстанции
неизменная
по
величине
трёхфазная
сохраняется
система
симметричная
напряжений
с
сопротивлением Х С ;
7. Влияние недвигательной нагрузки на токи коротких замыканий;
8. Подпитку места короткого замыкания со стороны электродвигателей
напряжением до 1 кВ при расчёте токов короткого замыкания в сети
напряжением выше 1 кВ;
9. Отсутствие учёта активных сопротивлений, если они не превышают
30% от индуктивных (в электроустановках напряжением выше 1 кВ
условие r  0,3 X  как правило выполняется);
10. Различие значений сверхпереходных сопротивлений по продольной и
поперечной осям синхронных машин.
Для большей наглядности и простоты расчётов токов короткого
замыкания произведём их в именованных единицах. Для этого за основную
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
24
ступень напряжения принимаем среднее номинальное напряжение ступени
U СР . НОМ  115 кВ.
В данном проекте релейная защита трансформаторов ТДТНЖ –
40000/110/27,5/6,6 –У-1, а также отходящих линий 6 кВ не рассматривается. В
связи с этим, указанные трансформаторы и линии не вошли в схему замещения
для расчётов токов короткого замыкания, которая представлена на рис.3.1.
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
25
С
ХС
Шины 220 кВ БГЭС
Х
Х
ГЭС-П1
ГЭС-П2
220 кВ Падунская
В
В
Х АТ2
Х АТ1
Н
Н
Х АТ1
Х АТ2
С
С
Х АТ1
К1
110 кВ
К2
К3
К4
Х П-Г1
Х Г-З
Х Г-Зав1
Х АТ2
К5
К6
110 кВ Гидростроитель
ХГ-Зав2
С
Т1
Х
В
ХТ2
С
Х Т2
К7
110 кВ
Н
110 кВ Падунская
Х П-Г2
В
ХТ1
35 кВ
Н
ХТ1
ХТ2
К8
Х 01
Х05
Х15
К10
К11
К12
Х 02
К13
Х Р1
Шины 35 кВ
К9
Х 04
Х 06
Х14
К14
К15
К16
ХР2
К18
К17
Шины 6 кВ
Рис. 3.1 Схема замещения для расчётов токов КЗ
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
26
3.2.Определение параметров схемы замещения при 3-х и 2-х фазных
коротких замыканиях
Определение параметров схемы замещения прямой последовательности
производится по формулам, взятых из [5].
1. Сопротивление системы:
2
U СР
. НОМ
ХС 
,
( 3)
S КЗ
(3.2)
где U СР . НОМ − среднее номинальное напряжение ступени
трансформации, кВ;
( 3)
− мощность 3-х фазного КЗ на шинах питающего напряжения,
S КЗ
МВА.
Сопротивление системы, приведённое к напряжению ступени 230 кВ,
известно и составляет 4,725 Ом в максимальном режиме и 24,150 Ом в
минимальном режиме. Приведём данное сопротивление к выбранному
базовому напряжению ступени 115 кВ:
Х
MAX
C
115 2
115 2
MIN
 4,725 
 1,181 Ом; Х C  24,150 
 6,038 Ом.
230 2
230 2
2. Сопротивление воздушных и кабельных линий электропередачи:
Х Л  Х УД  L ,
(3.3)
где Х УД − удельное индуктивное сопротивление линии, Ом/км;
L − длина линии, км.
Сопротивления линий напряжением 220 кВ, приходящих на пс Падунская
от шин БГЭС равны:
Х ГЭС  П 1  1,76 Ом; Х ГЭС  П 2  1,8 Ом.
Приведём данное сопротивление к выбранному базовому напряжению ступени
115 кВ:
Х ГЭС  П 1
115 2
115 2
 1,76 
 0,44 Ом; Х ГЭС  П 2  1,8 
 0,45 Ом.
230 2
230 2
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
27
Определим сопротивления линий напряжением 110 кВ:
Линии «Падунская – Гидростроитель»:
Х П  Г  0,413  10,79  4,456 Ом;
Линии «Гидростроитель – Заводская»:
Х Г Зав  0,413  5,022  2,074 Ом;
Линия «Гидростроитель – Зяба»:
Х Г З  0,413  29,9  12,349 Ом
Определим сопротивления линий напряжением 35 кВ и приведём их к
выбранному базовому напряжению ступени 115 кВ:
Х 01  Х 02  0,432  3,5  1,512 Ом; Х 01пр.  Х 02пр.  1,512 
Х 04  0,421  14,93  6,286 Ом; Х
пр.
04
115 2
 13,49 Ом;
38,52
115 2
 6,286 
 56,09 Ом;
38,52
Х 05  Х 06  0,421  10  4,210 Ом; Х
пр.
05
Х 14  Х 15  0,421  0,7  0,295 Ом; Х
пр.
14
Х
пр.
06
Х
пр.
15
115 2
 4,210 
 37,56 Ом;
38,52
115 2
 0,295 
 2,63 Ом.
38,5 2
3. Сопротивления трёхобмоточных трансформаторов:
2
U КВ %  U СР
. НОМ
ХВ 
;
100  S НОМ .ТР
2
U КС %  U СР
. НОМ
ХС 
;
100  S НОМ .ТР
2
U КН%  U СР
. НОМ
ХН 
;
100  S НОМ .ТР
(3.4)
(3.5)
(3.6)
где U K % − напряжение короткого замыкания соответствующей
обмотки, %;
U СР . НОМ − основное напряжение ступени трансформации, кВ;
S НОМ .ТР − номинальная мощность трансформатора, МВА.
U KB%  0,5  (U KВ%С  U KВ%Н  U KС%Н ) ;
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
28
U КС%  0,5  (U KВ%С  U KС%Н  U KВ%Н ) ;
U KН%  0,5  (U KВ%Н  U KС% Н  U KВ%С ) ;
Определим напряжения короткого замыкания для трансформатора ТДТН
– 63000/110/38,5/6,6 −У-1:
U KB%  0,5  (10,5  18  7)  10,75 %;
U КС%  0,5  (10,5  7  18)  0,25  0 %;
U KН%  0,5  (18  7  10,5)  7,25 %.
Определим напряжение короткого замыкания для трансформатора
ТДТНЖ – 40000/110/27,5/6,6 –У-1:
U KB%  0,5  (10,5  17,5  6,5)  10,75 %;
U КС%  0,5  (10,5  6,5  17,5)  0,25  0 %;
U KН%  0,5  (17,5  6,5  10,5)  6,75 %.
Определим
сопротивления
обмоток
трансформатора
ТДТН
–
63000/110/38,5/6,6 −У-1:
Х
В
Т 1,Т 2
10,75  115 2

 22,566 Ом;
100  63
Х ТС1,Т 2 
Н
Т 1,Т 2
Х
Определим
0  115 2
 0 Ом;
100  63
7,25  115 2

 15,219 Ом.
100  63
сопротивления
обмоток
трансформатора
ТДТНЖ
–
40000/110/27,5/6,6 –У-1:
Х
В
Т 3,Т 4
10,75  115 2

 35,542 Ом;
100  40
Х ТС3,Т 4 
Х
Н
Т 3,Т 4
0  115 2
 0 Ом;
100  40
6,75  115 2

 22,317 Ом.
100  40
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
29
Сопротивление обмотки высокого напряжения автотрансформаторов
подстанции Падунская, приведённое к ступени 230 кВ, составляет 47,4 Ом.
Приведём данное сопротивление к ступени 115 кВ:
Х
В
АТ 1
Х
В
АТ 2
115 2
 47,4 
 11,85 Ом.
230 2
С
С
Сопротивления обмоток среднего напряжения Х АТ
Ом.
1  Х АТ 2  0
Сопротивление обмотки низкого напряжения, приведённое к ступени 230
кВ, составляет 82,52 Ом. Приведём данное сопротивление к ступени 115 кВ:
Н
Н
Х АТ
1  Х АТ 2  82,52 
115 2
 20,63 Ом.
230 2
4. Сопротивления реакторов:
ХР 
Х%
U Р. НОМ

,
100 3  I Р. НОМ
(3.7)
где Х % − сопротивление реактора, %;
U Р . НОМ − номинальное напряжение реактора, кВ;
I Р . НОМ − номинальный ток реактора, кА.
Для ректоров типа РБ – 10 – 2500 – 0,20У1 сопротивление, приведённое к
ступени напряжения 115 кВ, будет равно:
115 2
Х Р  0,2 
 23,991 Ом.
10,5 2
3.3.Расчёт токов трёхфазного короткого замыкания
Ток трехфазного короткого замыкания рассчитывается по следующей
формуле:
Uб
,
3 Х
где Х  − общее сопротивление схемы до точки КЗ;
( 3)
I КЗ

(3.8)
U б − базовое напряжение, кВ.
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
30
Расчет токов КЗ производим для максимального и минимального режима.
В максимальном режиме сопротивление системы составляет Х CMAX  1,181 Ом, а
в минимальном Х CMIN  6,038 Ом.
Короткое замыкание в точке К1:
С
Х ГЭС-П1
ХС
В
Х АТ1
С
Х АТ1
ХП-Г1
Х Г-Зав1
К1
1) Максимальный режим:
Х   1,181  0,44  11,85  0  4,456  2,074  20,001 Ом;
I КЗ( 3)(К1) max 
115
 3,320 кА.
3  20,001
2) Минимальный режим:
Х   6,038  0,44  11,85  0  4,456  2,074  24,858 Ом;
I КЗ( 3)(К1) min 
115
 2,671 кА.
3  24,858
Дальнейшие расчёты производим по описанному выше принципу, и
результаты сводим в таблицу 3.1.
3.4. Расчёт токов двухфазного короткого замыкания
Ток двухфазного КЗ рассчитывается по следующей формуле:
( 2)
I КЗ

Uб
3
3 ( 3)


 I КЗ ,
2
2
3 Х
(3.9)
где Х  − общее сопротивление схемы до точки КЗ;
U б − базовое напряжение, кВ.
При
расчёте
принимаем,
что
сопротивление
обратной
последовательности равно сопротивлению прямой последовательности, то есть
Х1Σ=Х2Σ.
1) Максимальный режим:
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
31
I КЗ( 2 )(К1) max 
3
 3,320  2,875 кА;
2
2) Минимальный режим:
I КЗ( 2 )(К1) min 
3
 2,671  2,313 кА;
2
Последующие расчёты сведены в таблицу 3.1.
3.5. Расчёт параметров схемы замещения для токов нулевой
последовательности
На
токи
нулевой
последовательности
трансформаторы
ТДТН
–
63000/110/38,5/6,6 −У-1 влияния не оказывают, так как нейтраль у них не
заземлена, в связи с этим в схему замещения они не вошли. Вместо этого
влияние оказывают трансформаторы ТДТНЖ – 40000/110/27,5/6,6 –У-1 с
заземлённой нейтралью, поэтому в схеме замещения представлены именно эти
трансформаторы. Схема замещения нулевой последовательности представлена
на рис. 3.2.
Система токов нулевой последовательности резко отличается от системы
токов прямой и обратной последовательностей, вследствие чего сопротивления
нулевой
последовательности
в
общем
случае
весьма
отличаются
от
трансформаторов
и
сопротивлений двух других последовательностей [5].
Реактивность
нулевой
последовательности
автотрансформаторов в значительной мере определяется его конструкцией и
соединением обмоток. Для соединения обмоток трёхфазного трёхстержневого
трансформатора по схеме Y0 / Y /  , как у трансформатора
ТДТНЖ –
40000/110/27,5/6,6 –У-1, в схеме замещения нулевой последовательности
обмотки среднего напряжения заземляются, и ток нулевой последовательности
в низкой обмотке отсутствует. Следовательно, в этом случае результирующее
сопротивление нулевой последовательности определяется по выражению [5]:
Х0  ХС  ХВ ,
(3.10)
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
32
где Х В , Х С − соответственно сопротивления прямой
последовательности обмотки высокого и среднего
напряжений трансформатора.
Определим результирующее сопротивление нулевой последовательности
трансформатора ТДТНЖ – 40000/110/27,5/6,6 –У-1:
Х 0Т 3,Т 4  35,542  0  35,542 Ом.
Сопротивления
обмоток
автотрансформаторов,
установленных
на
подстанции Падунская, оставляем без изменения.
Определение достоверного сопротивления нулевой последовательности
воздушной линии представляет собой весьма сложную задачу. Главная
трудность связана с учётом распределения тока в земле [5]. Для упрощения,
сопротивления
нулевой
последовательности
ВЛ
будем
определять
из
справочных данных в соответствии с материалом опоры, номинальным
напряжением и расположением проводов [5]:
1) Линии «БГЭС – Падунская» 220 кВ:
Х 0ГЭС П1  5,54 Ом; Х 0ГЭС П 2  5,67 Ом.
Приведём данное сопротивление к ступени напряжения 115 кВ:
Х
ГЭС  П 1
0
115 2
115 2
ГЭС  П 2
 5,54 
 1,385 Ом; Х 0
 5,67 
 1,418 Ом.
230 2
230 2
2) Линии 110 кВ:
«Падунская – Гидростроитель»: Х 0П Г  4,456  3,58  15,952 Ом;
«Гидростроитель – Заводская»: Х 0Г Зав  2,074  3,58  7,425 Ом;
«Гидростроитель – Зяба»: Х 0Г З  12,349  3,58  44,209 Ом.
Сопротивление системы для упрощения можно оставить без изменений.
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
33
С
ХС
Шины 220 кВ БГЭС
Х
Х
ГЭС-П1
ГЭС-П2
220 кВ Падунская
В
В
Х АТ2
Х АТ1
Х НАТ2
Х НАТ1
С
С
Х АТ1
К1
К2
110 кВ
35 кВ
Х АТ2
К4
К3
110 кВ Падунская
Х Г-Зав1
Х Г-З
Х П-Г1
К5
Х П-Г2
К6
В
Х Т3
110 кВ Гидростроитель
ХГ-Зав2
С
ХТ3
110 кВ
Н
В
ХТ4
С
Х Т4
К7
27,5 кВ
Н
Х Т4
Х Т3
Рис. 3.2. Схема замещения нулевой последовательности
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
34
3.6. Расчет утроенного тока нулевой последовательности при
однофазном КЗ
При однофазном коротком замыкании:
сопротивление
однофазного
прямой
короткого
и
обратной
замыкания
3I 0(1)  I кз(1) . Принимая, что
последовательностей
будем
определять
по
равны,
ток
следующему
выражению:
I кз(1) 
3 Uб
3 Uб
3 Uб
,


3  ( Х 1  Х 2   Х 0  )
3  (2 Х 1   Х 0  ) (2 Х 1   Х 0  )
(3.11)
где Х 1  − сопротивление прямой последовательности;
Х 2  − сопротивление обратной последовательности;
Х 0  − сопротивление нулевой последовательности.
Короткое замыкание в точке К1:
Определим сопротивления схемы по ходу упрощения и эквивалентное:
1) Максимальный режим:
С
Ом;
Х 1  Х 0Т 4  Х П  Г 2  Х АТ
2 ; Х 1  35,542  15,952  0  51,494
Н
Х 1  Х АТ
51,494  20,630
2
Х2 
; Х2 
 14,729 Ом;
Н
Х 1  Х АТ 2
51,494  20,630
В
Ом;
Х 3  Х 2  Х АТ
2  Х ГЭС  П 2 ; Х 3  14,729  11,850  1,418  27,997
Х4 
Х3  ХС
27,997  1,181
; Х4 
 1,133 Ом;
Х3  ХС
27,997  1,181
В
Ом;
Х 5  Х 4  Х ГЭС  П1  Х АТ
1 ; Х 5  1,133  1,385  11,850  14,368
Н
Х 5  Х АТ
14,368  20,630
1
Х6 
; Х6 
 8,469 Ом;
Н
Х 5  Х АТ 1
14,368  20,630
С
Ом;
Х 7  Х 6  Х АТ
1  Х П  Г 1 ; Х 7  8,469  0  15,952  24,421
Х 7  Х 0Т 3
24,421  35,542
Х8 
; Х8 
 14,475 Ом;
Т3
Х7  Х0
24,421  35,542
Х 0  (К1)  Х 8  Х Г Зав1 ; Х 0  ( К 1)  14,475  7,425  21,900 Ом.
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
35
I КЗ(1)(К1) max 
3  115
 3,218 кА.
(2  20,001  21,900 )
2) Минимальный режим:
Х 1  51,494 Ом; Х 2  14,729 Ом; Х 3  27,997 Ом;
Х4 
Х3  ХС
27,997  6,038
; Х4 
 4,967 Ом;
Х3  ХС
27,997  6,038
В
Ом;
Х 5  Х 4  Х ГЭС  П1  Х АТ
1 ; Х 5  4,967  1,385  11,850  18,202
Х6 
Н
Х 5  Х АТ
18,202  20,630
1
;
Х

 9,670 Ом;
6
Н
Х 5  Х АТ
18
,
202

20
,
630
1
С
Ом;
Х 7  Х 6  Х АТ
1  Х П  Г 1 ; Х 7  9,670  0  15,952  25,622
Х8 
Х 7  Х 0Т 3
25,622  35,542
;
Х

 14,889 Ом;
8
Х 7  Х 0Т 3
25,622  35,542
Х 0  (К1)  Х 8  Х Г Зав1 ; Х 0  ( К 1)  14,889  7,425  22,314 Ом.
(1)
I КЗ
(К1) max 
3  115
 2,961 кА.
(2  22,479  22,314 )
Дальнейшие результаты расчётов сводим в таблицу 3.1.
3.7. Расчет утроенного тока нулевой последовательности при
двухфазном КЗ на землю
Тройной ток нулевой последовательности при двухфазном КЗ на землю
рассчитаем по следующей формуле:
2  Х 1  Х 0 
,
(3.12)
2  Х 0   Х 1
− сопротивление прямой последовательности до точки КЗ;
3I 0(1,1)  3I 0(1) 
где Х 1 
Х 0  − сопротивление нулевой последовательности до точки КЗ.
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
36
Короткое замыкание в точке К1:
1) Максимальный режим:
3I 0(1( ,К1)1) max  3,218 
2  20,001  21,900
 3,122 кА;
2  21,900  20,001
2) Минимальный режим:
3I 0(1( ,К1)1) min  2,961 
2  22,479  22,314
 2,968 кА.
2  22,314  22,479
Последующие расчёты сведены в таблицу 3.1.
3.8. Расчёт токов двухфазного КЗ на землю
Ток двухфазного КЗ на землю рассчитываем по следующей формуле:
1
(1,1)
I КЗ

Х 2  Х 0
Uб
( Х 2  Х 0 )2

Х 2  Х 0 
 Х 1 

Х 2  Х 0 

,
(3.13)
где Х 1  − сопротивление прямой последовательности до точки КЗ
(без учёта сопротивлений нагрузки);
Х 2  − сопротивление обратной последовательности до точки КЗ
(как указывалось ранее, Х 1  Х 2  );
Х 0  − сопротивление нулевой последовательности до точки КЗ.
Короткое замыкание в точке К1:
1) Максимальный режим:
20,001  21,900
 115
(20,001  21,900 ) 2

 3,271 кА.
20,001  21,900 

20,001  20,001  21,900 


1
(1,1)
I КЗ
( К 1) max
2) Минимальный режим:
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
37
22,479  22,314
 115
(22,479  22,314 ) 2

 2,957 кА.
22,479  22,314 

22,479  22,479  22,314 


1
(1,1)
I КЗ
( К 1) min
Последующие расчёты сведены в таблицу 3.1.
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
38
Изм.
Лист
№ документа
Таблица 3.1.
Результаты расчётов токов короткого замыкания
Минимальный
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Максимальный
Дата
Режим
Подпись
Ток
короткого
замыкания,
К1
[кА]
( 3)
3,320
I КЗ
(2)
2,875
I КЗ
Расчётные точки КЗ
К2
К3
К4
К5
К6
К7
К8
К9
К10
К11
К12
К13
К14
К15
К16
К17
К18
2,193 4,929 4,927 3,704 3,702 3,318 1,640 1,639 1,230 0,851 1,540 1,230 0,687 0,851 1,540 0,833 0,833
1,899 4,269 4,267 3,208 3,206 2,873 1,420 1,419 1,065 0,737 1,334 1,065 0,595 0,737 1,334 0,721 0,721
(1)
I КЗ
3,218 1,671 5,822 5,817 3,958 3,956 3,217
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
(1,1)
I КЗ
3,271 2,015 5,555 5,550 3,847 3,845 3,270
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
3I 0(1)
3,218 1,671 3,574 3,569 3,958 3,956 3,217
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
3I 0(1,1)
3,122 1,349 5,134 5,130 4,249 4,248 3,122
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
( 3)
I КЗ
2,671 1,890 3,629 3,621 2,914 2,913 2,670 1,464 1,464 1,128 0,807 1,384 1,128 0,654 0,807 1,384 0,785 0,785
(2)
I КЗ
2,313 1,637 3,138 3,136 2,524 2,523 2,312 1,268 1,268 0,977 0,699 1,199 0,977 0,566 0,699 1,199 0,680 0,680
(1)
I КЗ
2,961 1,540 4,446 4,444 3,295 3,293 2,764
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
(1,1)
I КЗ
2,957 1,761 4,257 4,254 3,156 3,155 2,720
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
3I 0(1)
2,961 1,540 3,004 2,999 3,295 3,293 2,764
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
3I 0(1,1)
2,968 1,299 4,387 4,382 3,790 3,788 2,865
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
Лист
39
3.9. Расчёт рабочих и номинальных токов
Рабочие токи линий 35 – 110 кВ и силовых трёхобмоточных
трансформаторов ТДТН – 63000/110/38,5/6,6 −У-1 известны по данным замеров
за 2006 год и приведены в таблице 3.2.
Определим номинальные токи трансформаторов по выражению:
I ном. тр. 
S ном. тр.
3  U ном
,
(3.14)
где S ном. тр. − номинальная мощность трансформатора;
U ном − номинальное напряжение обмотки трансформатора.
I
ВН
ном.Т 1,Т 2
63  10 6

 316 А;
3  115  10 3
I
СН
ном.Т 1,Т 2
63  10 6

 945 А;
3  38,5  10 3
I
НН
ном.Т 1,Т 2
63  10 6

 5511 А.
3  6,6  10 3
Найденные номинальные токи трансформаторов также сведены в таблицу
3.2.
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
40
Таблица 3.2.
Рабочие токи трансформаторов и линий
Наименование присоединения
Номинальное
напряжение
Номинальный
ток
Максимальный
рабочий ток
Трансформатор Т1
Трансформатор Т2
кВ
А
А
115
316
120
38,5
945
154
6,6
5511
2300
115
316
110
38,5
945
160
6,6
5511
900
ВЛ Гидростроитель − Заводская 1
110
85
ВЛ Гидростроитель − Заводская 2
110
76
ВЛ Гидростроитель – Зяба
110
135
ВЛ Падунская – Гидростроитель 1
110
181
ВЛ Падунская – Гидростроитель 2
110
190
ВЛ 35 – 01
35
109
ВЛ 35 – 02
35
102
ВЛ 35 – 04
35
11
ВЛ 35 – 05
35
48
ВЛ 35 – 06
35
45
ВЛ 35 – 14
35
13
ВЛ 35 – 15
35
8
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
41
4. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА
4.1. Назначение релейной защиты и автоматики
Релейная защита и автоматика – это комплекс автоматических устройств,
состоящих
из
устройств
автоматического
управления
и
устройств
автоматического регулирования [6].
При проектировании и эксплуатации любой электроэнергетической
системы [7] приходится считаться с возможностью возникновения в ней
повреждений и ненормальных режимов работы.
Наиболее опасные и частые повреждения – короткие замыкания между
фазами электрической установки и короткие замыкания фаз на землю в сетях с
глухозаземлёнными нейтралями [6]. Возможны и более сложные повреждения,
сопровождающиеся короткими замыканиями и обрывом фаз. В электрических
машинах и трансформаторах наряду с указанными повреждениями возникают
замыкания между витками одной фазы. Вследствие короткого замыкания
нарушается нормальная работа системы электроснабжения с возможным
выходом синхронных генераторов, компенсаторов и электродвигателей из
синхронизма
и
нарушением режима
работы
потребителей.
Опасность
представляет также термическое и динамическое действие тока КЗ как
непосредственно в месте повреждения, так и при прохождении его по
неповреждённому оборудованию.
Для
предотвращения
развития
аварии
и
уменьшения
размеров
повреждения при КЗ необходимо быстро выявить и отключить повреждённый
элемент системы электроснабжения. В ряде случаев повреждение должно быть
ликвидировано в течение долей секунды. Очевидно, что человек не в состоянии
справиться
с
такой
задачей.
Определяют
повреждённый
элемент
и
воздействуют на отключение соответствующих выключателей устройства
релейной защиты с действием на отключение [6]. Основным элементом
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
42
релейной защиты является специальный аппарат – реле. В некоторых случаях
выключатель и защита совмещаются в одном устройстве защиты и коммутации,
например в виде плавкого предохранителя.
Однофазные замыкания на землю в сетях с изолированными или
заземлёнными через дугогасящие реакторы нейтралью не сопровождаются
возникновением больших токов (токи не превышают нескольких десятков
ампер). Междуфазные напряжения при этом не изменяются, и работа системы
электроснабжения не нарушается. Тем не менее этот режим работы нельзя
считать нормальным, так как напряжения неповреждённых фаз относительно
земли возрастают, и возникает опасность перехода однофазного замыкания на
землю в многофазные короткие замыкания. Однако необходимости в быстром
отключении повреждённого участка нет, поэтому устройства релейной защиты
от замыкания на землю обычно действуют на сигнал, привлекая внимание
персонала [6].
Иногда в эксплуатации возникают ненормальные режимы, вызванные
перегрузкой
оборудования
возникающими
в
других
или
внешними
элементах.
При
короткими
этом
по
замыканиями,
неповреждённому
оборудованию проходят значительные токи (сверхтоки), которые приводят к
преждевременному старению изоляции, износу оборудования. Сверхтоки,
вызванные внешними короткими замыканиями, устраняются после отключения
повреждённого элемента собственной защитой. От сверхтоков перегрузки на
соответствующем
оборудовании
должна
предусматриваться
защита,
действующая на сигнал. При этом оперативный персонал принимает меры к
разгрузке оборудования или к его отключению. При отсутствии постоянного
дежурного персонала защита должна действовать на автоматическую разгрузку
или отключение.
Своеобразным
ненормальным
режимом
является
режим
качаний
параллельно работающих синхронных электрических машин, возникающий
вследствие коротких замыканий, приводящих к торможению других и
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
43
синхронных машин. Качания сопровождаются повышением тока и понижением
напряжения, изменения действующих значений которых имеют пульсирующий
характер. При этом устройства релейной защиты не должны действовать на
отключение [6]. Для восстановления нормального режима предусматривается
специальная противоаварийная автоматика (ПА), которая при возникновении
качаний и возможном нарушении устойчивости работы осуществляет деление
системы в определённых узлах на несинхронно работающие части. Из этого
следует, что
одной релейной
защиты недостаточно для
обеспечения
надёжности и бесперебойности электроснабжения.
Бесперебойная работа электроэнергетических систем обеспечивается
применением ряда автоматических устройств: автоматического повторного
включения (АПВ) линий, шин; автоматического ввода резерва (АВР),
автоматической частотной разгрузки (АЧР); автоматического регулирования
возбуждения синхронных генераторов (АРВ) и других. Работа многих из этих
устройств тесно связана с работой релейной защиты; все они входят в
кибернетическую систему управления при нарушениях нормальных режимов
работы.
4.2. Выбор объектов защит и их типов
К основным элементам подстанции относятся: отходящие линии, силовые
трёхобмоточные
трансформаторы,
двухобмоточные
трансформаторы
(трансформаторы собственных нужд), шины. Релейная защита и автоматика
служат для устранения всевозможных повреждений и ненормальных режимов
работы этих элементов.
Так
основными
видами
повреждений
трансформаторов,
которые
учитываются при выполнении их релейной защитой, являются однофазные и
многофазные короткие замыкания в обмотках и на выводах, а также «пожар
стали» магнитопровода. Однофазные повреждения бывают двух видов: на
землю и между витками обмотки (витковые замыкания). Основными
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
44
ненормальными режимами работы являются внешние короткие замыкания,
перегрузки, недопустимое понижение уровня масла (при заполнении бака
маслом)
и
недопустимые
неповреждённых
фазах
при
повышения
напряжения,
незаземлённых
нейтралях
например
обмоток.
на
При
возникновении наиболее опасных повреждений (многофазные и витковые
короткие замыкания, а также однофазные замыкания со стороны сетей с
глухозаземлённой нейтралями) защита должна без выдержки времени
действовать на отключение выключателей трансформатора. Наличие выдержки
времени не только ухудшает защиту трансформатора, но может также
нарушить бесперебойную работу системы и ухудшить характеристики защит
питающих сетей.
Основными видами повреждений линий электропередач являются:
трёхфазные замыкания (замыкания между тремя фазами и трёхфазные
замыкания на землю), двухфазные замыкания (замыкания между двумя фазами
и двухфазные замыкания на землю), однофазные замыкания на землю, обрыв
фазы.
Возможны и более сложные виды повреждений, представляющие
сочетание некоторых из выше перечисленных. Так, например, при обрыве
провода линии у изолятора упавший на землю конец вызывает появление
однофазного короткого замыкания на землю с обрывом фазы. В процессе
развития повреждения возможны переходы одного из вида повреждения в
другой, чаще с охватом большего числа фаз.
На относительное число тех или иных видов повреждений и характер их
протекания оказывает влияние режим работы нейтрали сети, время отключения
повреждения и некоторые другие факторы. Различают однофазные замыкания
на землю в сетях с глухо (эффективно) заземлёнными нейтралями –
однофазные короткие замыкания и однофазные замыкания в сетях с
изолированными или заземлёнными через дугогасящие реакторы нейтралями,
не являющиеся короткими замыканиями. Трёхфазные КЗ, несмотря на их
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
45
относительно малую вероятность, принято учитывать для сетей всех видов и
напряжений.
При выборе состава защит в данном проекте принимаем следующие
допущения:
1. Разрабатывается
только
защита
силовых
трансформаторов
и
отходящих линий электропередачи 35 – 110 кВ, защита шин не
рассматривается.
2. Разработка защит трансформаторов ТДТНЖ – 40000/110/27,5/6,6 –У-1
в проект не входит, в связи с этим защита линий 6 кВ, получающих
питание от данных трансформаторов не рассматривается.
3. В сети 110 кВ для ограничения токов замыкания на землю
трансформаторы ТДТН – 63000/110/38,5/6,6 −У-1 работают без
глухого
заземления
осуществляется
нейтралей
разрядником).
(защита
Глухое
нулевого
заземление
вывода
нейтралей
предусматривается на трансформаторах ТДТНЖ – 40000/110/27,5/6,6
–У-1, питающих, главным образом, потребителей железнодорожного
транспорта.
4. Принятые схемные решения по выполнению защит базируются на
основании типовых панелей.
5. Учитывая двухстороннее питание кольца сети 220 – 110 кВ Братская
ГЭС – Заводская – Гидростроитель – Падунская – Братская ГЭС на
всех участках предполагается использование направленных защит.
6. Расчёты, связанные с выбором вторичных цепей (сечение кабельных
жил по допустимым нагрузкам трансформаторов напряжения,
погрешностям трансформаторов тока и т.п.) в проекте не приводятся.
7. Все схемные решения выполнены применительно к схемам питания от
стационарных аккумуляторных батарей.
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
46
При расчёте уставок выбранных защит принимаются следующие
положения:
1. Режимы работы оборудования основные и ремонтные. Устройства
защиты
в
этих
режимах
должны
обеспечить
требования,
предписанные ПУЭ как для зоны основного действия, так и
резервного; ближнее и по возможности дальнее резервирование.
2. При возможности, либо технической нецелесообразности полного
обеспечения защит во всех режимах принимаются технические
решения о запрете отдельных ремонтных режимах или вводятся
ограничения по составу оборудования в этих режимах.
3. Расчёты уставок, выполненные в данном проекте, приняты для
основного режима и основных видах КЗ. Сложные виды КЗ
(замыкания
в
двух
точках,
замыкания
через
переходные
сопротивления и т.п.) не анализировались.
4. При расчёте уставок все расчёты приведены для среднего положения
РПН на трансформаторах, влияние регулирования напряжения на токи
КЗ не рассмотрено. При стабильном напряжении в сети (мощные
источники – Братская ГЭС) данное допущение приемлемо.
4.2.1. Защита силовых трёхобмоточных трансформаторов
Согласно ПУЭ [2] для трансформаторов мощностью 6,3 МВА и более
рекомендуется устанавливать следующие виды защит:
1. Газовая защита от повреждений внутри кожуха, сопровождающихся
выделением газа и от понижения уровня масла. Газовая защита
должна действовать на сигнал при слабом газообразовании и
понижении уровня масла и на отключение при интенсивном
газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла.
2. Для защиты от повреждений на выводах, а также от внутренних
повреждений:
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
47
- Продольная дифференциальная токовая защита без выдержки
времени;
- Токовая отсечка без выдержки времени, устанавливаемая со
стороны питания и охватывающая часть обмотки трансформатора,
если не предусматривается дифференциальная защита.
Указанные защиты должны действовать на отключение всех
выключателей трансформатора.
3. Для защиты от токов в обмотках, обусловленных внешними
многофазными короткими замыканиями с действием на отключение –
максимальная
напряжения
токовая
или
без
защита
него.
с
При
комбинированным
выборе
тока
пуском
срабатывания
максимальной токовой защиты необходимо учитывать возможные
токи
перегрузки
при
отключении
параллельно
работающих
трансформаторов.
4. На трансформаторах по условию необходимости резервирования
отключения замыканий на землю на смежных элементах и по условию
обеспечения селективности защит от замыканий на землю сетей
разных напряжений должна быть предусмотрена токовая защита
нулевой последовательности от внешних замыканий на землю.
5. В зависимости от вероятности и назначения возможной перегрузки
следует предусматривать максимальную токовую защиту от токов,
обусловленных перегрузкой, с действием на сигнал.
На трёхобмоточных трансформаторах ТДТН – 63000/110/38,5/6,6 −У-1 с
регулированием напряжения под нагрузкой приняты следующие защиты:
1) На стороне 110 кВ:
- дифференциальная токовая защита на реле ДЗТ – 21;
- газовая защита;
- максимальная токовая защита от сверхтоков с пуском по
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
48
напряжению от трансформаторов напряжения, установленных на
выводах 35 кВ;
- защита от перегрузки на стороне 110 кВ.
2) На стороне 35 кВ:
- максимальная токовая защита от сверхтоков с пуском по
напряжению от трансформаторов напряжения 35 кВ;
- защита от перегрузки на стороне 35 кВ.
3) На стороне 6 кВ:
- максимальная токовая защита от сверхтоков с пуском по
напряжению;
- защита от перегрузки на стороне 6 кВ;
- защита нулевой последовательности от внешних замыканий на
землю, действующая на сигнал.
4.2.2. Защита отходящих линий
Защита линий электропередач согласно ПУЭ
[2] должны быть
оборудованы устройствами, блокирующими их действие при качаниях, если в
сети возможны качания или асинхронный ход, при которых вероятны излишние
срабатывания защит.
Для линий напряжением 110 кВ вопрос о типе основной защиты, в том
числе о необходимости применения защиты, действующей без замедления при
коротком замыкании в любой точке защищаемого участка, должен решаться в
первую очередь с учётом требования сохранения устойчивости работы
энергосистемы.
В качестве основной защиты линии 110 кВ с двухсторонним питанием от
междуфазных коротких замыканий рекомендуется использовать направленные
дистанционные защиты. Дистанционная защита, как и токовая, обычно
выполняется
трёхступенчатой
с
относительной
селективностью
[7].
Параметрами каждой ступени являются длина защищаемой зоны и выдержка
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
49
времени
срабатывания.
На
каждом
участке
защищаемой
сети
предусматривается установка с двух сторон трехступенчатых дистанционных
защит. В качестве дополнительных часто устанавливают максимальные
токовые защиты без выдержки времени. Кроме этого, в таких сетях возможна
также установка дифференциальных защит (в частности, дифференциальнофазных защит).
В системах с глухозаземлённой нейтралью (110 кВ и выше), где
замыкание фаза – земля является коротким замыканием, ПУЭ [2] рекомендует
наряду с защитами от междуфазных коротких замыканий устанавливать
отдельные комплекты нулевой последовательности. В этом случае обязательно
используется
трёхтрансформаторная схема включения
защит. Все эти
комплекты будут работать на отключение.
Защита одиночных линий 35 кВ с односторонним питанием от
междуфазных коротких замыканий, как правило, осуществляется токовыми
защитами со ступенчатыми характеристиками выдержек времени. При этом на
каждом участке защищаемой сети в общем случае предполагается установка
токовой защиты без выдержки времени (как правило, первая ступень) и
максимальной токовой защиты с выдержкой времени (вторая, а если
необходимо, то и третья ступень).
В сетях напряжением 35 кВ с изолированной нейтралью замыкание на
землю не является коротким замыканием. В связи с этим, необходимость в
установки защит нулевой последовательности в таких сетях отпадает. Не
смотря на это, если необходимо, защиту нулевой последовательности в сетях с
изолированной нейтралью всё же устанавливают, но она там действует на
сигнал.
При разработке схемы релейной защиты рекомендуется широко
использовать комплекты защит, выпускаемые промышленностью. Комплект
защиты представляет собой устройство, в котором установлены реле,
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
50
необходимые для осуществления той или иной схемы защиты, смонтированные
в одном корпусе, что сокращает место на панели защиты и упрощает монтаж.
Для линий 110 кВ с двухсторонним питанием следует ориентироваться на
современный комплекс защит типа ШДЭ 2802 и ЭПЗ-1636, содержащие
трехступенчатую дистанционную защиту, токовую отсечку от междуфазных
коротких замыканий, четырехступенчатую токовую направленную защиту
нулевой последовательности. Кроме того, для защиты ВЛ 110 кВ используются
комплекты дифференциально-фазной защиты ДФЗ-201.
На отходящих линиях 110 кВ приняты следующие защиты:
Для защиты линий «Гидростроитель − Заводская» 1, «Гидростроитель −
Заводская» 2, «Гидростроитель – Зяба» в качестве основного принимаем
комплекты типа ЭПЗ – 1636 – 67/72, а в качестве резервного комплекты типа
ШДЭ – 2801. Для защиты линий «Падунская – Гидростроитель» 1 и «Падунская
– Гидростроитель» 2 принимаем комплекты типа ЭПЗ – 1636 – 67/72 и ДФЗ –
201 (комплект дифференциально-фазной защиты).
Комплекты ЭПЗ – 1636 – 67/72 и ШДЭ – 2801 включают в себя
трехступенчатую дистанционную защиту, токовую отсечку от междуфазных
коротких замыканий, четырехступенчатую токовую направленную защиту
нулевой последовательности. Кроме того, комплекты содержат в себе
устройство блокировки защит при качаниях в системе типа КРБ.
Для защиты всех линий 35 кВ устанавливаем максимальную токовую
отсечку (МТО) – первая ступень защиты (как правило, без выдержки времени)
и максимальную токовую защиту (МТЗ) с выдержкой времени второй ступени.
Кроме этого, для линий 35 – 05 и 35 – 06 устанавливаем защиты от замыкания
на землю, действующие на сигнал.
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
51
4.2.3. Устройства автоматики
Управление электроэнергетической системой (ЭЭС) в нормальном и
аварийном режимах осуществляется диспетчерским персоналом и различными
автоматическими устройствами [8].
Все автоматические устройства управления, применяемые в ЭЭС, можно
разделить на две группы: 1 – автоматические устройства управления
нормальными
аварийными
режимами;
режимами
2
–
автоматические
(устройства
устройства
противоаварийного
управления
автоматического
управления ПАУ) [8].
К устройствам первой группы относят: устройства регулирования
частоты
и
активной
мощности
(АРЧМ);
устройства
автоматического
регулирования возбуждения и форсировки возбуждения синхронных машин
(АРВ); автоматические регуляторы коэффициентов трансформации силовых
трансформаторов (АРКТ); устройства управления трансформаторами на
подстанциях для включения и отключения одного из параллельно работающих
и другие.
Автоматические устройства второй группы – ПАУ осуществляют
следующие функции: фиксируют факт и место возникновения аварийного
нарушения нормального режима и обеспечивают отделение повреждённого
участка от неповреждённой части ЭЭС; предотвращают распространение
аварии
на
соседние
неповреждённые
участки
ЭЭС;
восстанавливают
нормальный режим работы.
Первую
функцию
выполняют
устройства
ПАУ,
фиксирующие
возникновение в ЭЭС КЗ и отключающие повреждённый участок устройствами
РЗ и УРОВ.
Вторую функцию выполняют устройства противоаварийной автоматики
(ПАА),
к
которым
устойчивости
относят:
параллельной
автоматику
работы
предотвращения
(АПНУ);
автоматику
нарушения
ликвидации
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
52
асинхронного режима (АЛАР); устройства автоматической частотной разгрузки
(АЧР) и многие другие.
Третью функцию по восстановлению нормального режима работы
выполняют следующие устройства: автоматического повторного включения
(АПВ) линий, трансформаторов, шин подстанций и станций, отключённых
действием устройств РЗ и АЧР; автоматического включения резерва (АВР),
восстанавливающие электроснабжение потребителей, потерявших питание в
результате отключения источника питания и другие.
В соответствии с ПУЭ [2] на выключателях всех воздушных и кабельновоздушных линиях электропередачи предусматриваются устройства АПВ. На
одиночных линиях с односторонним питанием применяют трёхфазное АПВ с
пуском от несоответствия между ранее поданной оперативной командой и
отключённым положением выключателя. Время действия t АПВ должно быть не
меньше необходимого для полной деонизации среды в месте короткого
замыкания и для подготовки привода выключателя к повторному включению,
должно быть согласовано с временем работы других устройств автоматики, как
то АВР и АЧР. Минимальное время срабатывания АПВ составляет примерно
0,5 – 0,7 с, а время готовности 20 – 25 с. Время срабатывания по согласованию с
действиями других устройств автоматики будет равно:
t АПВ  t АВР  t ,
(4.1)
где t АВР − наибольшее время действия устройств включения резерва с
учётом времени отключения и включения выключателей;
t − ступень селективности.
Устройства автоматического включения резерва (АВР) устанавливаются
на подстанциях и силовых пунктах, для которых предусмотрено несколько
источников питания, работающих раздельно в нормальном режиме. Устройства
АВР осуществляют возможное быстрое автоматическое переключение на
резервное питание потребителей, обесточенных в результате повреждения или
самопроизвольного
отключения
рабочего
источника
электроснабжения.
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
53
Действие АВР не должно приводить к недопустимой перегрузки резервного
источника, как в последующем установившемся режиме, так и в процессе
самозапуска потерявших питание электродвигателей потребителя.
Устройства АВР должны:
1. Обеспечивать
возможное
раннее
выявление
отказа
рабочего
источника питания;
2. Действовать согласованно с другими устройствами автоматики (АПВ
и
АЧР)
в
интересах
возможного
полного
сохранения
технологического процесса;
3. Не допускать включения резервного источника питания на короткое
замыкание;
4. Не допускать подключение потребителей к резервному источнику,
напряжение на котором понижено.
Устройства
автоматической
частотной
разгрузки
(АЧР)
предусматриваются на подстанциях и распределительных пунктах для
отключения
части
электроприёмников
при
возникновении
в
питании
энергосистемы дефицита активной мощности, сопровождающегося снижением
частоты, в целях сохранения генерирующих источников и возможной быстрой
ликвидации аварии. В первую очередь АЧР отключает потребителей «третьей»
категории по надёжности электроснабжения, но если этого недостаточно, то
отключаются потребители «второй» категории, перерыв в электроснабжении
которых не будет особо критическим. Так же наряду с АЧР применяются
устройства частотного автоматического повторного включения (ЧАПВ). ЧАПВ
потребителей
электроэнергии,
отключаемых
при
АЧР
целесообразно
осуществлять с контролем нормального уровня напряжения на шинах, к
которым подключается группа электроприёмников.
На
подстанции
Гидростроитель
предусматриваются
следующие
устройства автоматики:
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
54
1. Индивидуальное
регулирование
коэффициента
трансформации
трёхобмоточных трансформаторов под нагрузкой;
2. АЛАР на линии 110 кВ «Гидростроитель – Зяба»;
3. АПВ на всех линиях 6, 35, 110 кВ;
4. АЧР и ЧАПВ на всех линиях 35, 110 кВ;
5. АВР на всех секционных выключателях.
4.3. Защита силовых трёхобмоточных трансформаторов
4.3.1. Расчёт параметров срабатывания дифференциальной токовой
защиты трансформатора ТДТН – 63000/110/38,5/6,6 −У-1 на реле типа
ДЗТ – 21
Проблема
повышения
дифференциальных
защит
коэффициента
трансформаторов
является
чувствительности
актуальной
на
сегодняшний день, так как практика показывает, что чувствительность защиты
с реле ДЗТ – 11 лишь с трудом удовлетворяет предельным минимальным
значениям [9]. Защиты трансформаторов на современных полупроводниковых
дифференциальных реле ДЗТ – 21 обладают более совершенной системой
отстройки от токов небаланса и бросков тока намагничивания, и как следствие
обладают в 3 – 5 раз большей чувствительностью по сравнению с защитами на
электромеханических реле ДЗТ – 11 [9]. В связи с этим в данном проекте
рассматривается модернизация комплекса релейной защиты трёхобмоточных
силовых трансформаторов на более современные полупроводниковые реле.
Трансформаторы имеют систему регулирования под нагрузкой (РПН) на
стороне ВН  9×1,783% номинального и регулирование напряжения на стороне
СН  2×2,25% номинального (при отключенном трансформаторе).
Расчёт ведём в соответствии с изложенной в [9] методикой:
1. Определение первичных токов для всех сторон защищаемого
трансформатора, соответствующих его номинальной мощности.
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
55
I НОМ 
S НОМ
,
3  U НОМ
(4.2)
где S НОМ − номинальная мощность защищаемого трансформатора,
кВА;
U НОМ − номинальное напряжение высокой, средней или низкой
стороны трансформатора, кВ.
Ток на стороне ВН:
ВН
I НОМ

63000
 316 А.
3  115
СН
I НОМ

63000
 945 А.
3  38,5
НН
I НОМ

63000
 5511 А.
3  6,6
Ток на стороне СН:
Ток на стороне НН:
2. В
соответствии
трансформатора
обмоток
со
схемой
соединения
обмоток
силового
Y /Y /  выбираем схему соединения вторичных
трансформаторов
тока
(ТА)
 /  /Y .
При
этом
устанавливаем в дифференциальные цепи три реле ДЗТ – 21.
Расчётные коэффициенты ТА определяются по формуле:
К ТА расч 
I НОМ  К СХ
,
I НОМ ТА
(4.3)
где I НОМ − номинальный расчётный ток на сторонах защищаемого
трансформатора, А;
I НОМ ТА  5 А − номинальный вторичный ток ТА;
К СХ − коэффициент схемы соединения обмоток
К СХ  1 для Y ;
К СХ  3 для  .
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
56
На стороне ВН:
К ТАВНрасч 
316  3 547
.

5
5
Округляя до стандартного в большую сторону, можно взять ТА с
К ТАВН 
600
.
5
На стороне СН:
К ТАСНрасч 
2000
945  3 1637
. Принимаем К ТАСН 
.

5
5
5
На стороне НН:
К ТАННрасч 
5511  1
6000
. Принимаем К ТАНН 
.
5
5
3. Определение вторичных токов в плечах защиты.
I НОМ . В 
I НОМ  К СХ
,
К ТА
(4.4)
где I НОМ − номинальный расчётный первичный ток на сторонах
защищаемого трансформатора, А;
К СХ − коэффициент схемы соединения обмоток ТА;
К ТА − коэффициент трансформации ТА для данной стороны.
На стороне ВН:
ВН
I НОМ
.В 
316  3
 4,56 А .
600 / 5
СН
I НОМ
.В 
945  3
 4,09 А .
2000 / 5
НН
I НОМ
.В 
5511  1
 4,59 А .
6000 / 5
На стороне СН:
На стороне НН:
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
57
4. Номинальный ток принятого ответвления трансреактора реле на
основной стороне определяется выражением:
I ОТВ . НОМ .ОСН .  I НОМ . В .ОСН .
(4.5)
Принимаем по [9, табл.4.1] I ОТВ . НОМ .ОСН .  4,6 А.
5. Расчётный ток ответвления выравнивающих автотрансформаторов
тока на неосновных сторонах определяется по формуле:
I ОТВ. РАСЧ . НЕОСН  I НОМ . В. НЕОСН 
I ОТВ. НОМ .ОСН .
,
I НОМ . В.ОСН .
(4.6)
Для стороны СН:
СН
I ОТВ
 4,09 
. РАСЧ . НЕОСН
В
связи
с
тем,
что
ближайший
4,6
 4,1 А.
4,56
наименьший
ток
ответвления
трансреактора равен 3,63 А [9, табл.4.1], что значительно отличается от 4,1 А,
то целесообразно включение выравнивающего автотрансформатора. Поскольку
СН
значение I ОТВ
находится в пределе от 2,5 А до 5 А, можно применять
. РАСЧ . НЕОСН
как АТ – 31, так и АТ – 32. При этом подобранный коэффициент
трансформации
автотрансформатора, который
в
максимальной
степени
соответствует одному из значений токов трансреактора, составляет К АТ  1,64
[9, табл.4.3]. Это значение коэффициента соответствует понижающему
автотрансформатору АТ – 32, поскольку
4,1
 2,5 А, что в свою очередь
1,64
соответствует номинальному току ответвления №6 трансреактора [9, табл.4.1].
При использовании АТ – 32 с таким К АТ вторичные обмотки ТА на стороне СН
следует подключить к входным клеммам автотрансформатора 1 – 9, а реле ДЗТ
– 21 – к выходным клеммам 1 – 7 [9, табл. 4.3].
Для стороны НН:
НН
I ОТВ
 4,59 
. РАСЧ . НЕОСН
4,6
 4,63 А.
4,56
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
58
Поскольку полученное значение тока практически не отличается от
номинального тока ответвления №2 трансреактора [9, табл. 4.1], то нет
необходимости устанавливать выравнивающий автотрансформатор.
6. Расчётный ток ответвления промежуточных трансформаторов тока
цепи торможения реле определяется по формуле:
I ОТВ .ТОРМ . РАСЧ . 
I НОМ . В
,
К АТ
(4.7)
где К АТ − коэффициент трансформации выравнивающего
трансформатора на стороне, где осуществляется
торможение. Если автотрансформатора нет, то К АТ  1 .
ВН
Сторона ВН (основная): I ОТВ
.ТОРМ . РАСЧ . 
4,56
 4,56 А;
1
СН
Сторона СН, К АТ  1,64 , I ОТВ

.ТОРМ . РАСЧ .
4,09
 2,49 А;
1,64
НН
Сторона НН, К АТ  1,6 , I ОТВ
.ТОРМ . РАСЧ . 
4,59
 4,59 А.
1
На основании [9, табл.4.4] выбираем номинальный ток, равный или
ближайший меньший расчётного, и номер принятого ответвления приставки и
промежуточных трансформаторов тока цепи торможения:
ВН
Для стороны ВН: I ОТВ
А, номер ответвления – 2;
.ТОРМ . НОМ  3,75
СН
Для стороны СН: I ОТВ
А, номер ответвления – 4;
.ТОРМ . НОМ  2,5
НН
Для стороны НН: I ОТВ
А, номер ответвления – 2;
.ТОРМ . НОМ  3,75
Результаты расчётов помещены в таблицу 4.1.
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
59
Таблица 4.1
Результаты расчётов
Наименование величин
Обозначение и метод
определения
Номинальный ток
I ОТВ . НОМ .ОСН .  I НОМ . В .ОСН .
принятого ответвления
трансреактора на
по [9, табл.4.1]
основной стороне, А
Расчётный ток
I
ответвления
I ОТВ. РАСЧ . НЕОСН  I НОМ . В. НЕОСН  ОТВ. НОМ .ОСН .
автотрансформаторов
I НОМ . В.ОСН .
тока на неосновных
сторонах, А
Тип
автотрансформаторов
По [9, табл. 4.3]
тока в плечах защиты
Номинальный ток
используемого
ответвления
По [9, табл. 4.3]
автотрансформатора
тока, к которому
подводятся вторичные
токи в плечах защиты, А
Номер используемого
ответвления
автотрансформатора
По [9, табл. 4.3]
тока, к которому
подводятся вторичные
токи в плечах защиты
Номер используемого
ответвления
По [9, табл. 4.3]
автотрансформатора, к
которому подключено
реле
Номинальный ток
используемого
ответвления
По [9, табл. 4.3]
автотрансформатора, к
которому подключено
реле, А
Номинальный ток
принятого ответвления
По [9, табл. 4.1]
трансреактора на
неосновной стороне, А
Числовые значения
для сторон
110 кВ 35 кВ 6 кВ
4,6
−
−
−
4,1
4,63
−
АТ-32
−
−
4,09
−
−
1-9
−
−
1-7
−
−
2,5
−
−
2,5
4,6
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
60
Продолжение таблицы 4.1
Наименование величин
Обозначение и метод
определения
Номер используемого
ответвления трансреактора
По [9, табл. 4.1]
Расчётный ток ответвления
промежуточных
трансформаторов тока цепи
торможения реле, А
Номинальный ток
принятого ответвления
промежуточных
трансформаторов тока цепи
торможения (приставки), А
Номер используемого
ответвления
промежуточных
трансформаторов тока цепи
торможения (приставки)
I ОТВ .ТОРМ . РАСЧ . 
Числовые значения для
сторон
110 кВ
35 кВ
6 кВ
I НОМ . В
К АТ
I ОТВ.ТОРМ . НОМ .
По [9, табл. 4.4]
2
6
2
4,56
2,49
4,59
3,75
2,5
3,75
2
4
2
7. Определение первичного тормозного тока, соответствующего началу
торможения.
Торможение осуществляется на всех сторонах силового трансформатора,
тогда выбор уставки «начало торможения» производится по выражению
I ТОРМ . НАЧ  1 I ОТВ. НОМ . Первичный тормозной ток определяется по формуле:
СН
НН

I ВН .ТОРМ .НОМ
I ОТВ
I ОТВ
.ТОРМ .НОМ
.ТОРМ .НОМ
I ТОРМ .НАЧ .П .  К  I НОМ   К ТОК1  ОТВ

К


К

ТОК 2
ТОК 3
ВН
СН
НН

I
I
I
ОТВ.ТОРМ .РАСЧ
ОТВ.ТОРМ .РАСЧ
ОТВ.ТОРМ .РАСЧ


,


(4.8)
где К  0,5 ;
К ТОК 1 , К ТОК 2 , К ТОК 3 − коэффициенты токораспределения соответственно
для сторон ВН, СН, НН в расчётном нагрузочном
режиме.
Можно
условно
считать,
что
расчётный
режим
соответствует
номинальному току в обмотках ВН и токам в обмотках СН и НН с
коэффициентами К ТОК  0,5
2,5
3,75 
 3,75
I ТОРМ . НАЧ . П .  0,5  316  1 
 0,5 
 0,5 
  274 А.
2,49
4,59 
 4,56
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
61
8. Определение тока небаланса в режиме, соответствующем началу
торможения
Ток
небаланса
в
режиме,
соответствующем
началу
торможения
определяется по формуле:
 .ТОРМ . НАЧ .  I НБ
 .ТОРМ . НАЧ .  I НБ
 .ТОРМ . НАЧ . ,
I НБ .ТОРМ . НАЧ .  I НБ
(4.9)
 .ТОРМ . НАЧ .  К а  К ОДН .    I ТОРМ . НАЧ . П . − составляющая тока небаланса
где I НБ
от погрешности трансформатора тока.
(4.10)
К а  1 − коэффициент, учитывающий апериодическую
составляющую; К ОДН .  1 − коэффициент, учитывающий
однотипность трансформаторов;   0,05 − относительное значение
погрешности трансформаторов тока.
 .ТОРМ . НАЧ .  (U ВН  К ТОК . ВН  U СН  К ТОК .СН )  I ТОРМ . НАЧ . П .
I НБ
(4.11)
− составляющая тока небаланса от регулирования коэффициента
трансформации защищаемого трансформатора;
U ВН − относительная погрешность, обусловленная
регулированием напряжения на стороне ВН; К ТОК . ВН − коэффициент
токораспределения, отражающий долю тока КЗ, протекающего по
обмотке ВН в расчётном режиме внешнего КЗ; U СН −
относительная погрешность, обусловленная регулированием
напряжения на стороне СН; К ТОК .СН − коэффициент
токораспределения, отражающий долю тока КЗ, протекающего по
обмотке СН в расчётном режиме внешнего КЗ.
 .ТОРМ . НАЧ . 
I НБ
СН
СН
НН
НН
I ОТВ
I ОТВ
. РАСЧ . НЕОСН .  I ОТВ . НОМ . НЕОСН .
. РАСЧ . НЕОСН .  I ОТВ . НОМ . НЕОСН .

 I ТОРМ . НАЧ . П . , (4.12)
СН
НН
I ОТВ
I ОТВ
. РАСЧ . НЕОСН .
. РАСЧ . НЕОСН .
− составляющая тока небаланса от несовпадений расчётных токов и
номинальных токов используемых ответвлений
автотрансформаторов тока; I ОТВ . РАСЧ . НЕОСН . − расчётные значения токов
на неосновных сторонах для выбора схемы включения
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
62
автотрансформаторов тока или трансреактора реле ДЗТ – 21;
I ОТВ . НОМ . НЕОСН . − номинальные токи принятых ответвлений.

4,1  4,09 4,63  4,59 
I НБ .ТОРМ . НАЧ .  1  1  0,05  0,16  1  0,045  1 


4
,
1
4
,
63


 274  71,6 А.
9. Определение первичного минимального тока срабатывания защиты
Первичный минимальный ток срабатывания защиты (её чувствительный
орган) с ДЗТ – 21 определяется из двух основных условий [9]:
1) отстройки от расчётного первичного тока небаланса в режиме,
соответствующем началу торможения:
I С . З . min  К ОТС .  I НБ .ТОРМ . НАЧ . ,
(4.13)
где К ОТС .  1,5 − коэффициент отстройки.
2) отстройки от тока небаланса переходного режима при внешнем
коротком замыкании:
ВН
I С .З. min  0,3  I НОМ
(4.14)
За основу для настройки принимается большее из этих двух значений.
По первому условию I С . З . min  1,5  71,6  107 ,4 А.
По второму условию I С . З . min  0,3  316  94,8 А.
Тогда за основу для настройки реле принимается I С . З . min  107 ,4 А.
10. Определение относительного минимального тока срабатывания реле.
Ток
срабатывания
чувствительного
органа
реле
устанавливается
специальным пусковым сопротивлением. Значение этого тока определяется по
формуле [9]:
I *С . Р. min 
I С .З .  К СХ
,
К ТА  I ОТВ. НОМ .
(4.15)
где К ТА − коэффициент трансформации трансформатора тока для
расчётной стороны;
К СХ − коэффициент схемы для расчётной стороны.
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
63
Расчётной стороной, то есть стороной, для которой взяты все величины в
выражении (4.15), принимается та неосновная сторона, где ток принятого
ответвления трансреактора или автотрансформатора, то есть I ОТВ. НОМ . НЕОСН . в
максимальной степени отличается от расчётного, то есть от
I ОТВ . РАСЧ . НЕОСН . . В
данном случае такой стороной является сторона НН, тогда:
115
1 5
6,6
 0,34 А.
6000  4,59
107 ,4 
I *С . Р. min 
В формуле ток I С .З . min , определённый для напряжения 115 кВ, приводится
к 6,6 кВ.
11. Определение коэффициента торможения защиты.
Коэффициент торможения К ТОРМ выбирается из условия недействия
защиты от тока небаланса при внешнем трёхфазном КЗ в максимальном режиме
работы системы.
I НБ . РАСЧ I НОМ .ОСН .

 I *С .З . min
ВН
I НОМ
I ОТВ. НОМ .ОСН .
,

I ТОРМ . РАСЧ . I ОТВ.ТОРМ . РАСЧ . I ТОРМ . НАЧ . П .
0,5  


ВН
ВН
I НОМ
I ОТВ.ТОРМ . НОМ
I НОМ
К ОТС 
К ТОРМ
(4.16)
где К ОТС  1,5 − коэффициент отстройки;
I ТОРМ . РАСЧ .  833 А − максимальный ток внешнего трёхфазного
короткого замыкания (на шинах НН);
I НБ .РАСЧ . − расчётный ток небаланса, определяемый по формулам (4.9),
(4.10), (4.11), (4.12) для тока внешнего трёхфазного КЗ в максимальном режиме.
При этом рекомендуется принимать К а  1,5  2 , а   0,1.

4,1  4,09 4,63  4,59 
I НБ . РАСЧ .  1,5  1  0,1  0,16  1  0,045  1 


4
,
1
4
,
63


 833  301 А;
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
64
427 4,56

 0,34
316 4,6

 0,81
833  4,56 2,49  274
0,5 



316  3,75 2,5  316
1,5 
К ТОРМ
Полученное расчётное значение К ТОРМ выставляется на реле ДЗТ – 21 при
помощи переменного резистора.
12. Расчёт тока срабатывания дифференциальной токовой отсечки
Большая эффективность тормозных свойств реле ДЗТ – 21 при наличии
апериодических составляющих в токе КЗ может дать отрицательные
результаты [9]. Для обеспечения надёжности и уменьшения времени действия
реле при больших кратностях тока КЗ в защищаемой зоне, в том же комплекте
ДЗТ – 21 предусмотрена дифференциальная токовая отсечка, то есть
дифференциальная защита без отстройки от апериодической составляющей и
без тормозных свойств. Первичный ток срабатывания дифференциальной
токовой отсечки определяется как наибольший из двух условий:
1) отстройки от броска тока намагничивания:
I С . З .  6  I ОТВ. НОМ .ОСН . 
КТА
,
К СХ
(4.17)
где К ТА − коэффициент трансформации трансформатора тока для
стороны ВН;
К СХ − коэффициент схемы для стороны ВН.
I С . З .  6  4,6 
600 / 5
 1912 ,2 А.
3
2) отстройки от тока небаланса при внешнем трёхфазном КЗ:
Расчётный ток небаланса определяем по выражению (4.9), но с
большим коэффициентом К а  3 :

4,1  4,09 4,63  4,59 
I НБ . РАСЧ .  3  1  0,1  0,16  1  0,045  1 


4
,
1
4
,
63


 833  425,8 А;
Тогда I С . З .  1,5  425,8  638,7 А.
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
65
Таким образом, лимитирующей является отстройка от броска тока
намагничивания, и для настройки реле принимается первичный ток 1912,2 А.
Чувствительность дифференциальной защиты на полупроводниковом
реле ДЗТ – 21 не проверяется, так как она заведомо выше требуемой согласно
ПУЭ
[2].
Чувствительность
дифференциальной
токовой
отсечки
не
определяется, так как она является вспомогательным элементом.
4.3.2. Расчёт параметров срабатывания защиты от многофазных коротких
замыканий на стороне НН, выполненной в виде максимальной токовой
защиты с комбинированным пуском по напряжению
Защита выполняется двумя полупроводниковыми токовыми реле РСТ–11,
которые присоединяются к трансформаторам тока, соединённым в неполную
звезду и установленным в цепи ответвления к выключателю НН. Пусковые
органы напряжения выполняются посредством полупроводникового фильтрреле напряжения обратной последовательности РСН − 13 и минимального реле
напряжения типа РСН–17, присоединённых к трансформатору напряжения
(TV), установленному на шинах НН [9].
Ток срабатывания защиты определяется по формуле:
I С .З .
НН
К Н  I НОМ

,
КВ
(4.18)
где К Н  1,2 − коэффициент надёжности;
К В  0,9 − коэффициент возврата (для реле типа РСТ – 11);
НН
− номинальный ток защищаемого трансформатора, приведённый
I НОМ
к стороне низкого напряжения.
НН
I НОМ
 5511 А (табл. 3.2.), тогда:
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
66
I С .З. 
1,2  5511
 7348 А.
0,9
Ток срабатывания реле определяется по формуле:
I С . Р. 
К СХ  I С . З .
,
К ТА
(4.19)
где К СХ  1 − коэффициент схемы (в соответствии с п. 4.3.1);
К ТА 
6000
− коэффициент трансформации ТА (п. 4.3.1);
5
I С .З . − ток срабатывания защиты, определённый по выражению (4.18).
I С . Р. 
1  7348  5
 6,1 А.
6000
Первичное напряжение срабатывания фильтр-реле напряжения обратной
последовательности определяется из условия отстройки от напряжения
небаланса в нагрузочном режиме [9]:
U 2С . Р. 
0,06  U НОМ
,
К TV
(4.20)
где U НОМ − номинальное междуфазное напряжение;
К TV − коэффициент трансформации трансформатора напряжения.
Поскольку K TV 
U НОМ
, то напряжение срабатывания реле РСН – 13 будет
100
равно:
U 2 С . Р .  0,06  100  6 В.
Первичное напряжение срабатывания минимального реле напряжения
определяется из условия отстройки от напряжения самозапуска двигателей при
действии АВР и может быть принято 0,7U НОМ [9], то есть для реле РСН – 17 это
составит 70 В.
Защита действует последовательно на отключение выключателя НН и
затем на выходные реле защиты, отключающие трансформатор со всех сторон,
то есть выполняется с двумя выдержками времени [9]:
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
67
t1НН  t ПР. max  t ,
(4.21)
t 2 НН  t1НН  t ,
где t ПР. max  0,5 с − максимальная выдержка времени защит
присоединений к шинам НН трансформатора;
t  0,5 с − ступень выдержки времени.
t1НН  0,5  0,5  1 с;
t 2 НН  1  0,5  1,5 .
Чувствительность максимальной токовой защиты (МТЗ) по току при
двухфазном КЗ в минимальном режиме на шинах
НН оценивается
коэффициентом чувствительности К Ч , который определяется по выражению:
( 2)
I КЗ
К Ч  min НН ,
I С .З .
(4.22)
( 2)
где I КЗ
− ток двухфазного КЗ на шинах НН в минимальном режиме
min НН
(табл. 3.1), приведённый к напряжению 6,6 кВ.
КЧ 
942  115
 2,234 .
6,6  7348
Согласно ПУЭ [2] значение коэффициента чувствительности К Ч для МТЗ
от сверхтоков не должно быть менее 1,5, то есть защита от сверхтоков по
чувствительности проходит.
4.3.3. Расчёт параметров срабатывания защиты от многофазных
коротких замыканий на стороне СН, выполненной в виде
максимальной токовой защиты с комбинированным пуском по
напряжению
На основании формул 4.18 и 4.19 для МТЗ от сверхтоков на стороне СН
получим:
Ток срабатывания защиты: I С .З . 
1,2  945
 1260 А;
0,9
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
68
Ток срабатывания реле: I С . Р. 
1  1260  5
 3,15 А.
2000
Определим чувствительность МТЗ от сверхтоков на стороне СН в
соответствии с формулой 4.22:
КЧ 
1268  115
 3,01 .
38,5  1260
Согласно ПУЭ защита МТЗ от сверхтоков на стороне СН проходит по
чувствительности.
Настройка реле напряжения РСН – 17 аналогична описанной в пункте
4.3.2.
Рассматриваемая защита имеет, как правило, 3 выдержки времени и
действует последовательно на отключение секционного выключателя шин СН,
на
отключение
выключателя
СН
трансформатора
и
на
отключение
трансформатора со всех сторон (на выходные промежуточные реле):
t1СН  t ПР. max  t ,
или
t1СН  t 2 НН  t ,
(4.23)
выбирается большее,
где t ПР. max − максимальная выдержка времени защит
присоединений к шинам СН трансформатора.
t 2 СН  t1СН  t ,
t3СН  t 2СН  t .
В соответствии с данными о защитах присоединений t ПР. max  2,0 с, тогда:
t1СН  2,0  0,5  2,5 с,
или
t1СН  1,5  0,5  2,0 с, принимаем 2,5 с;
t 2СН  2,5  0,5  3,0 с;
t 3СН  3,0  0,5  3,5 с.
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
69
4.3.4. Расчёт параметров срабатывания защиты от многофазных
коротких замыканий на стороне ВН, выполненной в виде
максимальной токовой защиты с комбинированным пуском по
напряжению
Считая, что защищаемый трансформатор имеет двухстороннее питание,
вторичные обмотки трансформаторов тока соединяются в звезду. При этом
будем использовать три реле тока типа РСТ – 11. Так же, как и на сторонах НН
и СН, применяем защиту с комбинированным пуском по напряжению. При
этом
в
качестве
пусковых
органов
используются
реле
напряжения,
установленные на сторонах СН и НН [9]. Защита выполняется с одной
выдержкой времени и действует на выходные промежуточные реле для
отключения трансформатора со всех сторон.
На основании формул (4.18) и (4.19) для МТЗ от сверхтоков на стороне
ВН получим:
Ток срабатывания защиты: I С .З . 
Ток срабатывания реле: I С . Р. 
1,2  316
 421 А;
0,9
1  421  5
 3,51 А.
600
Выдержка времени принимается равной наибольшей из выдержек
времени МТЗ, установленных на сторонах НН и СН, то есть:
t1ВН  t 3СН  3,5 с.
Чувствительность защиты оценивается при двухфазном КЗ на шинах НН
и СН при работе в минимальном режиме [9]. Из сопоставления токов видно, что
лимитирующим (минимальным) будет режим КЗ на шинах НН, тогда:
КЧ 
942
 2,238 ,
421
то есть согласно ПУЭ защита МТЗ от сверхтоков на стороне ВН проходит по
чувствительности.
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
70
4.3.5. Расчёт параметров срабатывания максимальной токовой
защиты трансформатора с выдержкой времени от перегрузки
Обычно выполняются МТЗ от перегрузки с независимой выдержкой
времени. Защита выполняется полупроводниковыми реле РСТ–11, включенным
на ток одой фазы. На трёхобмоточных трансформаторах с двухсторонним
питанием
эти
защиты
устанавливаются
со
всех
сторон.
Реле
тока
устанавливаются во вторичные цепи тех же ТА, которые обеспечивают работу
МТЗ от многофазных КЗ [9]. Защита действует на сигнал.
Ток срабатывания защиты определяется по формуле:
I С .З. 
КН
 I НОМ ,
КВ
(4.24)
где К Н  1,05 − коэффициент надёжности;
К В  0,9 − коэффициент возврата;
I НОМ − номинальный ток защищаемого трансформатора,
приведённый к стороне, где установлена защита.
Ток срабатывания реле определяем в соответствии с выражением (4.19).
Для стороны НН: I С .З . 
1,05
 5511  6429,5 А;
0,9
I С .Р. 
6429 ,5  1  5
 5,36 А.
6000
Для стороны СН: I С .З . 
1,05
 945  1102,5 А;
0,9
I С .Р. 
1102,5  1  5
 2,76 А.
2000
Для стороны ВН: I С .З . 
1,05
 316  368,7 А;
0,9
I С . Р. 
368,7  1  5
 3,07 А.
600
Чувствительность токовых защит от перегрузки не оценивается.
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
71
4.3.6. Защита от замыкания на землю со стороны низшего
напряжения трансформатора
Защита выполняется с помощью максимального реле напряжения типа
РН – 53/60Д, имеющего достаточную термическую стойкость (110 В).
Первичное напряжение срабатывания защиты принимается минимально
возможным для данного типа реле, то есть соответствующим U С . Р. min  15 В.
Выдержка времени принимается примерно 9 с [10]. Защита действует на
сигнал.
4.3.7. Газовая защита
Газовая защита основана на использовании явления газообразования в
баке повреждённого трансформатора. Основным элементом газовой защиты
является газовое реле KSG, устанавливаемое в маслопроводе между баком и
расширителем. Ранее выпускалось поплавковое газовое реле ПГ – 22. Более
совершенно реле РГЧЗ – 66 с чашкообразными элементами. Кроме этого, в
нашей стране широко используется газовое реле с двумя шарообразными
пластмассовыми поплавками типа BF80/Q [6].
Газовая защита является чисто механическим устройством, идёт в
комплекте с силовым трансформатором и расчётных параметров не имеет.
4.4. Защита отходящих линий
Как уже отмечалось выше, защиты отходящих линий выполнены на
комплектах защит, выпускаемых нашей промышленностью, что сокращает
место на панели защиты и упрощает монтаж.
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
72
4.4.1. Расчёт дифференциально-фазной высокочастотной защиты
По сравнению с дистанционной защитой и токовой направленной
защитой нулевой последовательности дифференциально-фазная в.ч. защита
имеет следующие преимущества [11]:
 защита по принципу действия работает правильно в неполнофазных
режимах (нагрузочном или при внешнем КЗ);
 защита по принципу действия правильно работает при качаниях и
асинхронном
ходе,
что
исключает
необходимость
применения
специальной блокировки при качаниях;
 защита
имеет
однотипные
органы, действующие
на
пуск
в.ч.
передатчика и на отключение, что облегчает согласование по
чувствительности указанных органов по сравнению с дистанционной
защитой с в.ч. блокировкой, в которой могут использоваться пусковые
органы, реагирующие на разные электрические величины и др.
Комплекты ДФЗ – 201 устанавливаем для защиты линий 110 кВ
«Падунская – Гидростроитель» 1,2.
Расчёт будем вести для полукомплекта, установленного на подстанции
Гидростроитель, в соответствии с указаниями, приведёнными в [11]:
1. Первичный ток срабатывания реле тока 1 − 1РТ, действующего на пуск
высокочастотного передатчика, определяется по условию отстройки от
максимального рабочего тока по выражению:
I С( П. Р). 
КН
 I РАБ. max ,
КВ
(4.25)
где К Н  1,1 − коэффициент надёжности;
К В  0,85 − коэффициент возврата;
I РАБ. max  190 А − максимальный рабочий ток линии (табл. 3.2)
I С( П. Р). 
1,1
 190  245,9 А.
0,85
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
73
2. Первичный ток срабатывания реле тока 1 − 2РТ, действующего на
отключение
высокочастотного
передатчика,
определяется
по
условию
согласования по чувствительности с реле 3РТ по выражению:
I С(О. Р).  К Н  I С( П. Р). ,
(4.26)
где К Н  1,4 − коэффициент надёжности.
I С(О. Р).  1,4  245,9  344,3 А.
3. Выбор уставок устройства фильтр-реле пускового органа, состоящего
из:
1) реле, действующего на пуск высокочастотного передатчика –
пускового реле (1 – 1ПР для панели ДФЗ – 201);
2) реле, действующего на отключение высокочастотного передатчика –
отключающее реле (1 – 2ПР для панели ДФЗ – 201).
В целях упрощения расчёта рекомендуется использовать по концам
линии трансформаторы тока с одинаковыми коэффициентами трансформации,
а так же принимать одинаковые уставки устройства фильтр-реле. В этом случае
условие согласования по чувствительности отключающего реле с пусковым
реле обеспечивается выбором тока срабатывания отключающего реле, в 2 раза
большим тока срабатывания пускового реле при заводской регулировке [11].
В целях упрощения расчётов также рекомендуется не использовать ток
нулевой последовательности в пусковом органе. При этом максимальная
уставка по току обратной последовательности устройства фильтр-реле
пускового органа для панели ДФЗ – 201 принимается равной I 2 УСТ .  2 А [11].
4. Проверка чувствительности реле тока 1 – 2РТ, действующего на
отключение высокочастотного передатчика производится по выражению:
I К( 3.)З . min
КЧ  (О ) ,
I С .Р.
(4.27)
где I К(3.)З. min  3621 А − минимальный ток трёхфазного КЗ в конце
защищаемой линии (табл. 3.1);
I С( О. Р). − первичный ток срабатывания реле тока 1 – 2РТ.
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
74
КЧ 
3621
 10,5 .
344,3
Минимальный коэффициент чувствительности должен быть больше 2
[11], то есть реле тока 1 – 2РТ удовлетворяет требованиям чувствительности.
5. Расчёт параметров реле сопротивления 1 – РС, используемого в
пусковом органе защиты:
1) Определим первичное минимальное сопротивление в месте установки
защиты в максимальном нагрузочном режиме по выражению:
Z РАБ. min 
0,9  U НОМ
,
3  I РАБ. max
(4.28)
где U НОМ  115 кВ − номинальное междуфазное напряжение линии;
I РАБ. max  190 А – максимальный рабочий ток линии.
0,9  115  10 3

 314,5 Ом.
3  190
Z РАБ. min
2) Определим первичное минимальное сопротивление срабатывания реле
1 – РС по выражению:
Z С . Р. 
Z РАБ. min
,
К Н  К В  cos( М .Ч .   РАБ. )
(4.29)
где К Н  1,2 − коэффициент надёжности;
К В  1,05 − коэффициент возврата;
 М .Ч .  70 ° − угол максимальной чувствительности реле;
 РАБ.  39 ° − угол полного сопротивления нагрузки (соответствует
cos  НАГР  0,78 ).
Z С . Р. 
6.
Коэффициент
314,5
 291,2 Ом.
1,2  1,05  cos(70  39)
чувствительности
реле
сопротивления
1–РС
определяется по выражению:
КЧ 
Z С .Р.
,
ZЛ
(4.30)
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
75
где Z Л  4,456 Ом − сопротивление защищаемой линии.
КЧ 
291,2
 65,4 ≥ 1,5.
4,456
Проверим чувствительность реле сопротивления по току точной работы:
I К( 3.)З . min
КЧ 
,
I Р .Т .  К ТА
(4.31)
где I Р.Т .  2,5 А − ток точной работы для реле 1 – РС;
К ТА 
600
− коэффициент трансформации трансформатора тока.
5
КЧ 
Реле
сопротивления
3621  5
 12,1 ≥ 1,3.
2,5  600
1–РС
пускового
органа
проходит
по
чувствительности.
4.4.2. Расчёт трёхступенчатых дистанционных защит отходящих
линий 110 кВ
Расчёт ведём в соответствии с указаниями, приведёнными в [12]:
1. Первичное сопротивление срабатывания первой ступени защиты Z С .З .
выбирается из условия отстройки от металлического КЗ на шинах подстанции
на противоположном конце линии:
Z С .З . 
Z Л1
,
КН
(4.32)
где Z Л 1 − сопротивление защищаемой линии;
К Н  1,15 − коэффициент надёжности.
Первая ступень, как правило, выполняется без выдержки времени, то есть
t   0 с, и на чувствительность не проверяется.
2. Первичное сопротивление срабатывания второй ступени защиты Z С.З .
принимается меньшим из двух значений, полученных по условиям:
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
76
1) отстройки от сопротивления срабатывания первой ступени защиты
следующей линии:
Z С. З . 
1
1
 Z Л1 
 Z С . З . Л 2  d ,
КН
К токII
(4.33)
где К Н  1,15 − коэффициент надёжности;
Z Л 1 − сопротивление первой (защищаемой) линии;
  0,1; d  1;
К токII 
I К . Л .1
− коэффициент токораспределения, учитывающий
I К . Л .2
неравенство токов в месте повреждения и в месте установки защиты;
I К . Л .1 − ток КЗ в защищаемой линии (протекающий по защите);
I К .Л .2 − ток КЗ в следующей линии (в месте повреждения);
Z С . З . Л 2 − сопротивление первой ступени защиты следующей линии.
2) отстройки от КЗ на стороне НН трансформатора:
Z С. З . 
Z
1
 Z Л1  T  d ,
КН
К токT
(4.34)
где Z T − сопротивление трансформатора;
К токT 
I К . Л .1
− коэффициент токораспределения, то есть отношение
I К .T
тока КЗ, протекающего по защите, к току КЗ, протекающему по
трансформатору, при КЗ за трансформатором.
Выдержка времени второй ступени выбирается на ступень селективности
больше времени срабатывания первой ступени дистанционной защиты
следующей линии и быстродействующих защит трансформаторов, то есть:
t   t Л 2  t ,
(4.35)
или t   tT  t ,
где t Л 2 − время срабатывания первой ступени дистанционной защиты
следующей линии (как правило, t   0 с);
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
77
tT − время срабатывания быстродействующих защит трансформатора,
от которого производим отстройку;
t  0,5 с − ступень селективности.
При этом выбирается большее время срабатывания.
Вторая
ступень
защиты
должна
удовлетворять
требованиям
чувствительности в соответствии с выражением:
КЧ 
Z С.З .
,
ZЛ
(4.36)
где Z С.З . − сопротивление срабатывания второй ступени защиты;
Z Л − сопротивление защищаемой линии.
Считается достаточным, если К Ч  1,25 .
3. Первичное сопротивление срабатывания третьей ступени защиты
определяется отстройкой от нагрузочного режима:
Z С. З .  0,758  Z НАГР. РАСЧ .  sin  ,
где Z НАГР. РАСЧ . 
(4.37)
0,9  U НОМ
;
3  I РАБ. max
I РАБ. max − максимальный рабочий ток линии (по табл. 3.2);
sin   0,53 .
Выдержку времени третьей ступени определяют, как и для токовых
направленных защит, по встречно-ступенчатому принципу, то есть:
t   tСЛЕД .max  t ,
(4.38)
где tСЛЕД . max − максимальная выдержка времени защит следующего участка.
Третья ступень должна обладать достаточной чувствительностью. При
коротком замыкании в конце защищаемой линии согласно ПУЭ необходимо
иметь К Ч  1,5 . При повреждении в конце смежных элементов согласно ПУЭ
желательно,
чтобы
К Ч  1,2 .
Для
получения
таких
коэффициентов
чувствительности в ряде случаев используют пусковые органы сопротивления
со сложной характеристикой срабатывания [6]. При этом чувствительность
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
78
третьей ступени защиты при повреждении в конце смежных элементах можно
оценивать по выражению:
КЧ 
Z С.З .
,
Z Л  Z СМЕЖ .
(4.39)
где Z СМЕЖ . − сопротивление смежного элемента (резервируемого).
Для линий «Падунская – Гидростроитель» 1,2:
1. Параметры срабатывания первой ступени защиты:
Z С .З . 
4,456
 3,875 Ом;
1,15
2. Параметры срабатывание второй ступени защиты:
В соответствии с условиями выбора сопротивления срабатывания второй
ступени, будем вести отстройку от сопротивления срабатывания первой
ступени защиты линии «Падунская – Западная», как наиболее протяжённая (для
большей чувствительности) и от КЗ на шинах НН автотрансформатора (АТ1
или АТ2), установленного на подстанции Падунская. При этом в соответствии
со схемой замещения (рис. 3.1) коэффициенты токораспределения можно
принять равными 1. Сопротивление срабатывания первой ступени защиты
линии «Падунская – Западная», составляет Z С . З . Л 2  10,661 Ом. Сопротивление
обмотки НН автотрансформатора, приведённое к напряжению ступени 115 кВ,
составляет Z Т  20,63 Ом, тогда:
1) Z С.З . 
1
1  0,1
 4,456 
 10,661  1  12,218 Ом;
1,15
1
2) Z С.З . 
1
20,63
 4,456 
 1  21,814 Ом.
1,15
1
Таким образом, принимаем для выбора сопротивления срабатывания
второй ступени защиты линий «Падунская – Гидростроитель» 1,2 меньшее из
найденных двух, то есть Z С. З .  12,218 Ом.
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
79
Выдержку времени принимаем t   0  0,5  0,5 с. Для предотвращения
возможного излишнего срабатывания при коротком замыкании в пределах
второй ступени защиты рекомендуется увеличить выдержку времени [6] и
принять t   0,8 с.
Определим чувствительность второй ступени защиты:
КЧ 
12,218
 2,74 , то есть чувствительность защиты второй ступени
4,456
удовлетворяет требованиям ПУЭ.
3. Параметры срабатывания третьей ступени защиты:
I РАБ. max  190 А (по табл. 3.2);
Z НАГР. РАСЧ . 
0,9  115  10 3
 314,5 Ом;
3  190
Z С. З .  0,758  314,5  0,53  126,35 Ом.
Определим выдержку времени третьей ступени в соответствии с
имеющимися данными о защитах смежных элементов:
t   1,8  0,5  2,3 с.
Оценим чувствительность третьей ступени защиты при КЗ в конце
защищаемой линии по выражению (4.36):
КЧ.ОСН . 
126,35
 28,4  1,5 , то есть согласно ПУЭ третья ступень защиты
4,456
при КЗ в конце защищаемой линии проходит по чувствительности.
Оценим
чувствительность
третьей
ступени
защиты
при
КЗ
за
автотрансформатором, установленном на подстанции Падунская (при КЗ на
шинах ВН):
КЧ 
126,35
 5,04  1,2 , то есть согласно ПУЭ третья ступень
4,456  20,63
защиты при КЗ в конце смежного элемента проходит по чувствительности.
Последующие расчёты для остальных линий напряжением 110 кВ
сведены в таблицу 4.2.
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
80
4.4.3. Расчёт токовых отсечек от междуфазных коротких замыканий
При расчёте параметров токовых направленных отсечек от междуфазного
короткого замыкания ток срабатывания отсечки будем выбирать из условия
отстройки от тока трёхфазного КЗ в конце защищаемого участка:
( 3)
,
I С.З.  К Н  I КЗ
max
(4.40)
где К Н  1,2 − коэффициент надёжности;
( 3)
− ток трёхфазного КЗ в конце защищаемого участка в
I КЗ
max
максимальном режиме работы системы (по табл. 3.1).
Чувствительность токовой отсечки (ТО) оценивается коэффициентом
чувствительности, определяемым по минимальному току двухфазного КЗ на
тех же шинах, где установлена ТО:
( 2)
I КЗ
К Ч  min ,
I С .З .
(4.41)
где I К( 2.З) . min − ток двухфазного КЗ в минимальном режиме работы системы
на шинах, где установлена ТО (по табл. 3.1).
Согласно ПУЭ защита считается эффективной, если К Ч  1,3 .
Для линии 110 кВ «Гидростроитель – Зяба»:
Ток срабатывания защиты: I С . З .  1,2  2193  2631,6 А;
Чувствительность
защиты:
КЧ 
2524
 0,959 <1,3,
2631,6
то
есть
чувствительность защиты не удовлетворяет требованиям ПУЭ. В этом случае
ПУЭ рекомендует устанавливать неселективную токовую отсечку (НТО) в
сочетании с автоматикой повторного включения (АПВ).
В данном случае ток срабатывания НТО будем определять отстройкой от
максимально возможного тока КЗ на шинах НН трансформатора подстанции
Зяба. Сопротивление трансформатора подстанции Зяба, приведённое к ступени
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
81
напряжения 115 кВ, составляет Х Т Зяба  44,1 Ом. Определим этот ток по
выражению (3.8):
I
( 3)
КЗ
115  10 3

 892,7 А;
3  (30,276  44,1)
Тогда ток срабатывания НТО будет: I С . З .  1,2  892,7  1071,24 А;
Чувствительность
защиты:
КЧ 
2524
 2,356 >1,3,
1071,24
то
есть
чувствительность НТО удовлетворяет требованиям ПУЭ.
Последующие расчеты для остальных линий напряжением 110 кВ
сведены в таблицу 4.2.
На линиях 35 кВ устанавливаем селективные токовые отсечки
мгновенного действия (1-я ступень), ток срабатывания которых определяется
по выражению (4.40), только коэффициент надёжности рекомендуется
принимать К Н  1,1. Кроме этого токи КЗ необходимо приводить к ступени
напряжения 38,5 кВ, то есть необходимо домножить на коэффициент
трансформации ступени.
Для линии 35 кВ «35 – 04», идущей на подстанцию «Орехов камень»:
Ток срабатывания защиты: I С .З .  1,1  687 
Чувствительность
защиты:
КЧ 
115
 2257 ,3 А;
38,5
1268  115
 1,678 >1,3,
2257 ,3  38,5
то
есть
чувствительность защиты удовлетворяет требованиям ПУЭ.
Последующие расчеты для остальных линий напряжением 35 кВ сведены
в таблицу 4.3.
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
82
4.4.4. Расчёт параметров срабатывания трёхступенчатых токовых
защит нулевой последовательности от коротких замыканий на землю
Токовая отсечка нулевой последовательности (ТО0) является первой
ступенью комплекта защит нулевой последовательности для линий 110 кВ. Ток
срабатывания ТО0 выбирается, как правило, по условиям отстройки от
утроенного тока нулевой последовательности, протекающего по защите при
однофазном или двухфазном замыкании на землю (берётся большее значение)
на шинах противоположной подстанции (в конце защищаемого участка) [12]:
I С . З .  К Н  3I 0 max ,
(4.42)
где К Н  1,3 − коэффициент надёжности;
3I 0 max − максимальное значение утроенного тока нулевой
последовательности, протекающего по защите при однофазном или
двухфазном КЗ на землю на шинах противоположной подстанции.
На чувствительность первая ступень защиты нулевой последовательности
не проверяется [13].
Максимальная токовая защита нулевой последовательности (МТО0)
является
второй
и
третьей
ступенью
комплекта
защит
нулевой
последовательности линий 110 кВ.
Ток срабатывания второй ступени защиты отстраивается от утроенного
тока нулевой последовательности, проходящего в месте установки защиты при
КЗ на землю за трансформатором следующей подстанции [13]:
I С. З .  К Н  3I 0 З ,
(4.43)
где К Н  1,2 − коэффициент надёжности;
3I 0 З − максимальное значение утроенного тока нулевой
последовательности, проходящий в месте установки защиты при
замыкании на землю за трансформатором противоположной
подстанции на стороне его, примыкающей к сети с глухозаземлённой
нейтралью.
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
83
Чувствительность МТО0 второй ступени оценивается коэффициентом
чувствительности по выражению:
КЧ 
3I 0 min
 1,3 ,
I С .З .
(4.44)
где 3I 0 min − минимальное значение утроенного тока нулевой
последовательности, протекающего по защите при однофазном или
двухфазном КЗ на землю (меньшее значение) на тех же шинах, где
установлена защита.
Выдержка времени второй ступени должна быть согласована с
выдержкой времени первой ступени предыдущей защиты, то есть на ступень
селективности t  0,5 с больше.
Ток срабатывания третьей ступени защиты отстраивается от тока
небаланса, протекающего по защите при максимальном значении трёхфазного
тока КЗ в конце защищаемого участка [13]:
I С. З .  К Н  I НБ . max РАСЧ . ,
(4.45)
где К Н  1,2 − коэффициент надёжности;
I НБ . max РАСЧ .  К ОДН  К а 
%
100
( 3)
;
 I КЗ
max
К ОДН  0,5 − коэффициент однотипности трансформаторов тока;
К а  1 − коэффициент, учитывающий апериодическую
составляющую тока КЗ;
 %  10% − максимально возможная относительная погрешность
трансформаторов тока;
( 3)
− максимальное значение тока трёхфазного КЗ в конце
I КЗ
max
защищаемого участка.
Чувствительность МТО0 третьей ступени оценивается коэффициентом
чувствительности по выражению (4.44), только минимальное значение
утроенного тока нулевой последовательности подставляется при КЗ на землю в
конце защищаемого участка.
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
84
Выдержка времени третьей ступени определяется по ступенчатому
принципу, то есть на ступень селективности больше выдержки времени
срабатывания защит смежных участков.
Для линий «Гидростроитель – Заводская» 1,2 имеем следующее:
Ток срабатывания первой ступени защиты: I С . З .  1,3  3218  4183,4 А;
Ток срабатывания второй ступени защиты:
Для начала определим тройной ток нулевой последовательности при
однофазном и двухфазном КЗ на землю на шинах ВН автотрансформатора
подстанции Заводская по выражениям (3.11) и (3.12):
Сопротивления
обмоток
автотрансформаторов
высокого
подстанции
Заводская,
и
низкого
приведённые
напряжений
к
ступени
ВН
НН
напряжения 115 кВ, соответственно равны: Х АТ
Ом и Х АТ
Ом,
Зав .  14,8
Зав .  32,8
тогда сопротивление прямой последовательности до точки КЗ будет равно:
Х 1  20,001  14,8  34,801 Ом,
сопротивление нулевой последовательности:
Х 0 
21,9  32,8
 14,8  27,93 Ом.
21,9  32,8
Тогда получим: 3I 0(1) 
3  115
 2042 А;
(2  34,801  27,93)
3I 0(1,1)  2042 
2  34,801  27,93
 2197 А;
2  27,93  34,801
I С. З .  1,2  2197  2636 А.
Чувствительность второй ступени защиты: КЧ 
3293
 1,3 , то есть вторая
2636
ступень защиты удовлетворяет требованиям ПУЭ.
Выдержку времени срабатывания второй ступени принимаем 0,5 с.
Ток срабатывания третьей ступени защиты:
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
85
Определим максимальный расчетный ток небаланса при трёхфазном КЗ в
конце линии: I НБ . max РАСЧ .  0,5  1 
10
 3320  166 А.
100
I С. З .  1,2  166  199,2 А.
Чувствительность третьей ступени защиты: КЧ 
2961
 14,85 >1,5, то
199,4
есть чувствительность третьей ступени защиты удовлетворяет требованиям
ПУЭ.
Выдержку времени срабатывания третьей ступени в соответствии с
имеющимися данными о защитах смежных участках принимаем 1,5 с.
Последующие расчёты для остальных линий напряжением 110 кВ
сведены в таблицу 4.2.
4.4.5. Расчёт параметров срабатывания максимальных токовых
защит отходящих линий 35 кВ
Максимальная токовая защита (МТЗ) выполняет функции резервной
защиты своего участка, а также резервирует защиты и выключатели соседнего
участка. Ток срабатывания МТЗ определяется по выражению [12]:
I С .З. 
КН  КЗ
 I РАБ. max ,
КВ
(4.46)
где К Н  1,2 − коэффициент надёжности;
К З  2  3 − коэффициент самозапуска;
К В  0,85 − коэффициент возврата реле;
I РАБ. max − рабочий максимальный ток линии (по табл. 3.2).
Коэффициент чувствительности МТЗ определяется в минимальном
режиме работы системы по току двухфазного КЗ в конце защищаемого участка
( К Ч .ОСН . ) или в конце следующего участка ( К Ч .РЕЗ. ) [12]:
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
86
( 2)
I КЗ
К Ч  min ,
I С .З .
(4.47)
Согласно ПУЭ коэффициент чувствительности по основному участку
должен быть не менее 1,5, а по резервному участку – не менее 1,2.
Селективность МТЗ обеспечивается выдержками времени. Ступень
выдержки времени t  0,5 с.
Для линии «35 – 01», идущей на подстанцию «Осиновка»:
Ток срабатывания защиты: I С .З . 
1,2  3
 109  461,6 А;
0,85
Чувствительность защиты будем проверять только для основного
участка:
КЧ 
977  115
 6,32 >1,5,
461,6  38,5
то
есть
чувствительность
защиты
удовлетворяет требованиям ПУЭ.
В соответствии с имеющимися данными о защитах следующего участка и
для обеспечения селективности принимаем выдержку времени срабатывания
t СР  3 с.
Последующие расчеты для остальных линий напряжением 35 кВ сведены
в таблицу 4.3.
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
87
Таблица 4.2
Результаты расчёта защит отходящих линий напряжением 110 кВ
Наименование
защищаемой линии
«Падунская –
Гидростроитель»1,2
«Гидростроитель –
Заводская» 1,2
«Гидростроитель –
Зяба»
Трёхступенчатая
дистанционная
защита (ДЗ)
Z С .З . , Ом
t  , сек
Z С.З . , Ом
t  , сек
Z С.З . , Ом
t  , сек
Z С .З . , Ом
t  , сек
Z С.З . , Ом
t  , сек
Z С.З . , Ом
t  , сек
Z С .З . , Ом
t  , сек
Z С.З . , Ом
t  , сек
Z С.З . , Ом
t  , сек
3,875
0
12,218
0,8
126,35
2,3
1,803
0
43,195
0,8
282,42
2,3
10,738
0
49,086
0,8
177,81
2,5
Вид защиты
Токовая
Токовая
отсечка (ТО) от
направленная
междуфазных
защита нулевой
КЗ
последовательности
6674
I С .З . , А 1775
I 0 С . З . , А
t  , сек
0
0
t СР , сек
3203
I 0С . З . , А
t  , сек
0,5
164
I 0С . З . , А
t  , сек
2,5
4183
I С .З . , А 1179
I 0 С . З . , А
t  , сек
0
0
t СР , сек
2636
I 0С . З . , А
t  , сек
0,5
199
I 0С . З . , А
t  , сек
1,5
2172
I С .З . , А 1071
I 0 С . З . , А
t  , сек
0
0
t СР , сек
1090
I 0С . З . , А
t  , сек
0,5
132
I 0С . З . , А
t  , сек
1,5
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
88
Таблица 4.3
Результаты расчёта защит отходящих линий напряжением 35 кВ
Наименование
защищаемой линии
ВЛ «35 – 01»
ВЛ «35 – 02»
ВЛ «35 – 04»
ВЛ «35 – 05»
ВЛ «35 – 06»
ВЛ «35 – 14»
ВЛ «35 – 15»
Виды защит
Токовая отсечка (ТО) от
Максимальная токовая
междуфазных КЗ
защита (МТЗ)
1364
462
I С .З . , А
I С .З . , А
0
3
t СР , сек
t СР , сек
1364
432
I С .З . , А
I С .З . , А
0
3
t СР , сек
t СР , сек
2257
47
I С .З . , А
I С .З . , А
0
2
t СР , сек
t СР , сек
2796
203
I С .З . , А
I С .З . , А
0
2
t СР , сек
t СР , сек
2796
191
I С .З . , А
I С .З . , А
0
2
t СР , сек
t СР , сек
1088
55
I С .З . , А
I С .З . , А
0
3
t СР , сек
t СР , сек
1088
34
I С .З . , А
I С .З . , А
0
3
t СР , сек
t СР , сек
4.5. Применение современных микропроцессорных защит линий
электропередачи
4.5.1. Общие сведения о микропроцессорных защитах
Перспективным направлением в теории и практике релейной защиты
стало использование цифровых микроЭВМ и разработка на их основе так
называемых программных защит. Такая возможность объясняется тем, что
релейную защиту можно представить как систему арифметико-логического
преобразования информации, содержащейся в воздействующих величинах, а
сам
процесс
являющимися
преобразования
алгоритмом
описать
аналитическими
функционирования
защиты.
выражениями,
В
микроЭВМ
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
89
арифметико-логическое преобразование выполняет микропроцессор, который
преобразует информацию о воздействующих величинах в цифровой код,
поэтому программную защиту называют также микропроцессорной или
цифровой релейной защитой [6]. Поскольку воздействующими величинами
являются синусоидальные напряжения и ток, то они предварительно должны
быть преобразованы с помощью аналого-цифровых преобразователей (АЦП).
Для исполнительных органов защиты необходимы аналоговые сигналы,
поэтому
внешние
элементы
защиты
содержат
цифроаналоговые
преобразователи (ЦАП).
В современных цифровых реле может быть записано большое количество
программ для работы защиты с различными функциями и характеристиками
(алгоритмами). Алгоритмы работы защиты выполняются в реальном масштабе
времени. При этом компьютерные программы используются не только для
обеспечения функционирования цифровых реле, но и для дистанционного их
обслуживания (выставления и изменения параметров срабатывания), а также
для их изучения [14].
С начала 1980-х годов цифровая аппаратура релейной защиты во всех
странах мира стала вытеснять с рынка традиционные электромеханические
реле и полупроводниковые аналоговые реле. В России этот процесс начался с
небольшой задержкой, но сейчас набирает темпы: в разных регионах страны
выполнено несколько крупных проектов оснащения электростанций и
подстанций серийными цифровыми реле, освоен промышленный выпуск
отечественных цифровых реле, накоплен небольшой положительный опыт в
эксплуатации этих реле в нескольких энергосистемах [14].
Цифровые реле защиты обладают многими замечательными свойствами,
которые и определяют их преимущества в сравнении с традиционными
аналоговыми реле, электромеханическими и полупроводниковыми. К этим
достоинствам в первую очередь следует отнести:
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
90
1) Самодиагностика.
Непрерывная
автоматическая
самопроверка
цифровых реле позволяет персоналу быть уверенными в их исправном
состоянии и в надёжности срабатывания при коротких замыканиях;
2) Совмещение
функций
управления,
контроля
и
защиты
электроустановок в каждом микропроцессорном блоке позволяет
создавать на их основе нижний уровень АСУ – автоматизированной
системы управления технологическими процессами энергетического
или другого объекта;
3) Ускорение отключения коротких замыканий, которое достигается
использованием
различных
времятоковых
характеристик,
трёх
ступеней токовых защит, минимальной ступени селективности (0,15 –
0,2 с), «ускорения защиты после АПВ», а также двух различных
наборов уставок, автоматически сменяемых при изменении режима
питания электроустановки;
4) Сокращение расходов при сооружении энергетических объектов и при
их обслуживании;
5) Обеспечение безопасности оперативного и релейного персонала за
счёт возможности дистанционного обслуживания.
Из этого, далеко неполного, перечня достоинств цифровой техники
защиты и управления видно, на сколько желательны и важны практические
освоения новейшей техники релейной защиты и автоматики (РЗА) и её
программного обеспечения.
Как отмечалось выше, цифровые устройства РЗА начали широко
применяться за рубежом около двух десятилетий тому назад. За это время
определилась оптимальная структура построения аппаратной части реле,
многие технические решения стали типовыми. Как следствие, современные
цифровые реле, даже произведённые разными фирмами, имеют много общего, а
их характеристики очень близки.
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
91
Мировыми лидерами в производстве новейшей микропроцессорной
техники РЗА являются европейские концерны ALSTOM, ABB, SIEMENS.
Цифровые защиты, выпускаемые этими фирмами, имеют высокую стоимость,
которая, впрочем, окупается их высокими техническими характеристиками и
многофункциональностью.
Принимая во внимание стоимость и многофункциональность новейших
защит, мой выбор остановился на микропроцессорных блоках защит серии
MiCOM, выпускаемых общеизвестной европейской фирмой ALSTOM.
4.5.2. Применение микропроцессорного терминала серии MiCOM−124
для защиты линии 35 кВ «Гидростроитель – Осиновка»
Защита максимального тока MiCOM серии Р124 – это универсальные
токовые защиты с питанием от токовых цепей и/или от цепей тока и
оперативного тока. Защиты MiCOM серии Р124 спроектированы для
управления, защиты и контроля промышленных установок, распределительных
сетей, подстанций и не требуют внешнего электропитания, а также могут
использоваться как резервная защита для электрических сетях высокого
напряжения [15].
Микропроцессорный блок MiCOM – 124 сочетает в себе множество
функций защит, автоматики и управления, к которым относят:
1. Функции защиты:
а) трёхступенчатая токовая защита от междуфазных коротких
замыканий;
б) трёхступенчатая токовая защита от замыканий на землю;
в) защита минимального тока;
г) защита по максимальному току обратной последовательности.
2. Функции автоматики:
а) многократное АПВ;
б) защита при обрыве провода;
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
92
в) устройство резервирования отказа выключателя (УРОВ);
г) контроль цепи отключения;
д) управление и контроль состояния выключателя.
3. Функции регистрации:
а) регистрация аварий;
б) регистрация событий;
в) осциллограф.
Все перечисленные функции и принадлежность блока MiCOM – 124
позволяют применить его в качестве комплекта защит и автоматики линии 35
кВ «Гидростроитель – Осиновка».
4.5.3. Расчёт параметров срабатывания трёхступенчатой токовой
защиты блока MiCOM – 124 и составление файла-конфигурации
Для цифровых терминалов MiCOM уставки задаются в процентах от
номинальных значений. Использование цифровых реле не освобождает от
необходимости предварительной настройки каждого реле и, в первую очередь,
выбора только одной из заложенных в реле времятоковой характеристики для
каждой ступени токовой защиты, главным образом
– для наиболее
чувствительной ступени, называемой максимальной токовой защитой (МТЗ)
[16]. Таким образом, в результате расчета трёхступенчатой токовой защиты
должны быть выбраны ток срабатывания и время срабатывания каждой ступени
защиты по аналогии с расчётом классических защит.
Первой ступенью защиты является селективная токовая отсечка (ТО)
мгновенного действия, ток срабатывания которой будем определять по
выражению (4.40), только коэффициент надёжности при использовании
цифровых реле необходимо принят в пределах от 1,1 до 1,15 [16]:
I С .З .  1,1  1230 
115
 4041,4 А.
38,5
Проверим чувствительность ТО по выражению (4.41):
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
93
1268  115
 0,937 <1,3, то есть чувствительность защиты не
4041,4  38,5
КЧ 
удовлетворяет требованиям ПУЭ. В связи с тем, что блок имеет ещё две
ступени
защиты,
применение
неселективной
токовой
отсечки
не
рассматривается.
Определим ток срабатывания реле первой ступени защиты по выражению
(4.19):
К ТА 
принимаем
коэффициент
трансформации
трансформатора
тока
300
, а коэффициент схемы К СХ  1, тогда:
5
I С . Р. 
1  4041,4  5
 67,4 А, что составляет 13,48 I НОМ ,
300
где I НОМ  5 А – номинальный вторичный ток трансформатора тока.
Второй
ступенью защиты является токовая отсечка с небольшой
выдержкой времени (ТОВ), настройку которой будем осуществлять от
максимального тока КЗ за трансформатором подстанции Осиновка:
Сопротивление трансформатора подстанции Осиновка, приведённое к
ступени напряжения 115 кВ, составляет Х Т Осиновка  105,82 Ом. Определим этот
ток по выражению (3.8):
( 3)
I КЗ

115  10 3
 415,5 А;
3  (53,983  105,82)
Тогда ток срабатывания ТОВ: I С.З .  1,1  415,5 
115
 1365,2 А;
38,5
Чувствительность защиты оцениваем коэффициентом чувствительности:
КЧ 
1268  115
 2,774 >1,3, то есть чувствительность ТОВ удовлетворяет
1365,2  38,5
требованиям ПУЭ.
Определим ток срабатывания реле второй ступени защиты по выражению
(4.19):
I С. Р. 
1  1365,2  5
 22,75 А, что составляет 4,55 I НОМ .
300
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
94
Имея в виду, что трансформаторы подстанции Осиновка оборудованы
быстродействующими защитами, можно выбирать выдержку времени ТОВ на
ступень селективности больше, то есть t   0,5 с.
Максимальная токовая защита (МТЗ) является третьей ступенью защиты
линии, а также выполняет резервирование защит соседнего участка (в данном
случае МТЗ резервирует защиты трансформатора подстанции Осиновка). Ток
срабатывания МТЗ будем определять по выражению (4.46), только в
соответствии
с
рекомендациями,
изложенными
в
[16],
коэффициент
надежности и коэффициент возврата цифровых реле принимаем соответственно
равными 1,1 и 0,95:
I С.З . 
1,1  2
 109  252,4 А.
0,95
Чувствительность третьей ступени защиты будем оценивать для
основного и резервного участка по выражению (4.47):
977
 3,87 >1,5, то есть коэффициент чувствительности защиты
252,4
КЧ .ОСН . 
по основному участку удовлетворяет требованиям ПУЭ;
КЧ . РЕЗ. 
349
 1,38 >1,2, то есть коэффициент чувствительности защиты
252,4
по резервному участку удовлетворяет требованиям ПУЭ.
Определим ток срабатывания реле третьей ступени защиты по
выражению (4.19):
I С. Р. 
1  252,4  5
 4,21 А, что составляет 0,84 I НОМ .
300
Выдержку времени срабатывания третьей ступени защиты, согласуя с
максимальной выдержкой времени защиты трансформатора подстанции
Осиновка, принимаем равной t   3 с.
Как уже отмечалось выше, цифровые реле защиты, в том числе и защита
MiCOM – 124, функционируют посредством специального программного
обеспечения, для работы которого необходимы исходные данные о защите
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
95
(уставки срабатывания в процентах от номинального тока реле и прочее),
которые задаются в виде фала-конфигурации. Файл-конфигурации содержит в
себе информацию в зашифрованном виде о рассчитанных и выбранных
параметрах срабатывания защиты. С помощью этого исходного файла можно
как бы запрограммировать (задать) требуемые виды защит, число ступеней
срабатывания, а также вид необходимой автоматики.
Ниже
приведена
расшифровка
некоторых
параметров
файла-
конфигурации, необходимых для проектируемого вида защиты и автоматики
линии 35 кВ «Гидростроитель – Осиновка»:
Подменю
‘CT
Ratio’
–
задание
коэффициента
трансформации
трансформатора тока:
Line CT primary – задание первичного номинального тока фазных
трансформаторов тока.
Подменю ‘RL1 Output Relay’ – задание режима работы выходного реле
отключения RL1:
Fail-safe Relay – выбор режима работы реле RL1. Выбор безопасного
режима задаётся установкой значения Да (Yes).
Подменю ‘Group Select’ – выбор конфигурации группы уставок:
Group Select – служит для выбора активной группы уставок (1 или 2).
Меню ‘PROTECTION’ – меню задания уставок:
Подменю ‘[50/51] Phase OC’ – выбор уставок соответствующей группы
трёхступенчатой токовой защиты от междуфазных КЗ:
[50/51] I> − ввод в работу первой ступени путём выбора Да или Нет (Yes
или No); если Да, то переходим в меню конфигурации первой ступени (у
защиты MiCOM первой ступенью является наиболее чувствительная МТЗ с
зависимой выдержкой времени, что соответствует рассчитанной уставки
третьей ступени защиты):
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
96
[50/51] I> = 0.1In – задание уставки по току срабатывания реле. Диапазон
регулирования уставки от 0.1 до 4 In, где In=5 А – номинальный вторичный ток
трансформатора тока;
[50/51] (Delay Type) DMT – выбор типа выдержки времени: DMT –
независимая характеристика; X-KA – обратнозависимые характеристики
МЭК/IEEE/ANSI; RI – обратнозависимая характеристика электромеханических
реле;
[51] tI> - задание уставки времени срабатывания в диапазоне от 0 до 180 с
Остальные ступени задаются таким же образом.
Подменю ‘AUTORECLOSE’ – подменю задания уставок АПВ:
[79] (Autoreclose ?) – выбор функции АПВ (Да или Нет). Если Да, то
появляется меню конфигурации АПВ:
[79] (tD1)= − выбор длительности бестоковой паузы первого цикла АПВ;
[79] (tD2)= − выбор длительности бестоковой паузы второго цикла АПВ;
[79] (tD3)= − выбор длительности бестоковой паузы третьего цикла АПВ;
[79] (tD4)= − выбор длительности бестоковой паузы четвёртого цикла
АПВ;
[79] (Reclaim Time) tR= − выбор времени готовности АПВ;
[79] (Inhib Time) tI= − выбор времени запрета АПВ после ручного
включения;
[79] (Phase Cycles) − выбор количества попыток АПВ при пуске от МТЗ;
[79] Cycles
4321−0=tI>действует на отключение с блокировкой АПВ
tI>, tI>>, tI>>> 1210 1=tI>>действует на отключение с пуском АПВ
2=tI>>>не действует на отключение в данном цикле
Подменю ‘Trip Command’ – назначение на выходные реле отключения
RL1 часть или все введённые функции защиты:
Trip tI> = − назначение первой ступени МТЗ на выходное реле RL1
(выбираем Да или Нет); если выбрано Да, то выходное реле сработает на
отключение спустя время tI>;
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
97
Trip tI>> = − назначение второй ступени МТЗ на выходное реле
отключения (выбираем Да или Нет);
Trip tI>>> = − назначение третьей ступени МТЗ на выходное реле
отключения (выбираем Да или Нет);
Кроме описанных функций, у защиты MiCOM – 124 есть и другие
(например, УРОВ, осциллографирование повреждений и многое другое), но в
данном проекте они не рассматриваются. Составленный файл-конфигурации
приведён в приложении 1.
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
98
5. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ
Курс «Безопасность жизнедеятельности» в высших учебных заведениях
является научной дисциплиной, излагающей вопросы безопасности труда,
предупреждения травматизма и профессиональных заболеваний и отравлений,
пожаров и взрывов на производстве; вопросы правовой охраны труда,
инженерной
психологии
и
организации
труда;
теоретические
основы
электробезопасности, знание которых необходимо для обслуживающего
персонала электростанций и электрических сетей. Весь электротехнический
персонал, обслуживающий электроустановки, проходит специальное обучение
безопасным методам работы с последующей проверкой знаний Правил
технической эксплуатации и Правил техники безопасности и присвоением
определённой квалификационной группы.
Главной задачей курса является теоретическая и практическая подготовка
инженера-электрика к самостоятельному решению вопросов охраны труда и
электробезопасности как при проектировании, так и при сооружении и
эксплуатации электроустановок в системах электроснабжения промышленных
предприятий, городов и сельского хозяйства.
5.1. Действие электрического тока на организм человека
Эксплуатация электрических установок относится к разряду работ,
выполняемых
в
условиях
повышенной
опасности.
Эксплуатация
электрооборудования с точки зрения техники безопасности существенно
отличается
от
эксплуатации
любого
другого
вида
производственного
оборудования.
Обычно
угроза
несчастного
случая
сопровождается
некоторыми
признаками, на которые могут реагировать органы чувств человека. Вид
приближающегося транспорта, запах газа, вращающиеся части машины обычно
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
99
помогают человеку принять необходимые меры предосторожности. Но для
обнаружения электрического тока у него нет специального органа чувств.
Последствия от воздействия электрического тока зависят от ряда
факторов, и в первую очередь от тока и времени его прохождения через тело
человека: неприятные ощущения, ожоги, обморок, судороги, прекращение
дыхания и даже смерть.
Несмотря на важность четкого определения значения тока, поражающего
человека, зависимость его от различных условий до сих пор полностью не
установлена. Поэтому ни в одном из действующих нормативных документов по
устройству,
технической
эксплуатации
или
технике
безопасности
при
эксплуатации электроустановок нет каких-либо конкретных сведений о
допустимом значении длительно проходящего через тело человека и не
ощущаемого им электрического тока. Лишь в технической литературе
сообщается, что воздействие тока до 0,5 мА не ощущается человеком.
Ощутимый ток 0,5-1,5 мА не поражает человека, но его действие может
стать косвенной причиной несчастного случая. Поэтому, хотя значение
безопасного тока не установлено, его надо принимать в несколько раз меньшим
порогового ощутимого тока.
Если человек, попавший в цепь электрического тока, не может ее
разорвать самостоятельно (отделиться от электродов), то такой ток называется
неотпускающим. Его значение обычно равно 10-15 мА. Ток меньшего значения
называется отпускающим.
Ток в 50 мА поражает органы дыхания и сердечно-сосудистую систему.
При 100 мА наступает фибрилляция сердца, заключающаяся в беспорядочном,
хаотическом сокращении и расслаблении мышечных волокон сердца, что
приводит к остановке сердца и прекращению кровообращения. Ток свыше 100
мА считается смертельным.
При оценке возможных последствий следует иметь в виду, что под
воздействием электрического тока, проходящего через тело человека, его
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
100
сопротивление уменьшается за счет изменения поверхностного слоя кожи,
расширения сосудов кожи, повышенного потоотделения. А уменьшение
сопротивления тела человека приводит, в свою очередь, к возрастанию через
него тока.
Исход поражения электрическим током связан также с физическим и
психическим состоянием человека, так как электрическое сопротивление тела
человека, находящегося в состоянии опьянения или нервного возбуждения, с
дефектами кожного покрова меньше, чем сопротивление тела здоровых людей.
Следовательно, при прочих равных условиях ток через тело человека будет
больше и поражение током − более тяжелым.
Сопротивление тела человека зависит также от окружающей среды, в
которой
человек
находится,
−
влажности, температуры, запыленности
окружающего воздуха и т.д. Тяжесть исхода поражения электрическим током
во многом зависит и от квалификации персонала. Человек, обладающий
достаточными знаниями и навыками в обслуживании электроустановок,
очутившись
в
опасной
ситуации,
способен
быстро
проанализировать
обстановку и принять действенные меры для освобождения от тока себя или
других попавших под напряжение.
5.2. Условия поражения электрическим током
При
нормальных
условиях
эксплуатации
электроустановки
не
представляют опасности в отношении поражения электрическим током.
Опасность возникает при нахождении человека в электромагнитном поле, либо
при включении тела человека в электрическую цепь. Последнее обстоятельство
может иметь место как вследствие соприкосновения с токоведущими частями
электроустановок,
так
и
в
случае
прикосновения
к
металлическим
нетоковедущим их частям, оказавшимся под напряжением (из-за повреждения
электрической изоляции или по какой другой причине).
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
101
Анализ производственного электротравматизма показывает, что около 60%
несчастных случаев произошли из-за непосредственного соприкосновения с
открытыми токоведущими частями, нормально находящимися под напряжением
(случайное прикосновение), или в результате подачи напряжения на участок, где
работают люди, более 25% − из-за прикосновения к металлическим частям
оборудования, установок, нормально не находящимися под напряжением.
Ток через тело человека Iчел помимо рассмотренных выше факторов при
одной и той же схеме внешней сети зависит еще от схемы включения тела
человека в электрическую цепь, состояния изоляции токоведущих частей
электроустановки, режима работы нейтрали источника питания и от ряда других
обстоятельств.
Схемы включения человека в электрическую цепь, другими словами,
прикосновения, могут быть двухполюсные и однополюсные. В первом случае человек
оказывается включенным между двумя фазами, а во втором - между фазой и землей.
Наиболее опасным считается двухполюсное прикосновение. В этой схеме ток
через тело человека определяется линейным напряжением и его сопротивлением и
проходит по одному из самых опасных для организма путей − «рука - рука». Случаи
двухполюсного прикосновения сравнительно редки.
Наиболее частыми случаями являются однополюсные прикосновения. В
практике они имеют место при прикосновении человека к частям электроустановки,
находящимся
(или
оказавшимся)
под
напряжением.
При
однополюсных
прикосновениях в тяжести поражения немаловажную роль играет режим работы
нейтрали.
Рассмотрим сеть с изолированной нейтралью. При прикосновении к одной из
фаз
сети
последовательно
с
сопротивлением
человека
оказываются
включенными сопротивления изоляции и емкости относительно земли двух других
фаз. В этом случае проходящий через тело человека ток будет ограничиваться
включенным последовательно с человеком эквивалентным сопротивлением
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
102
изоляции фаз, состоящим из активной и емкостной составляющих (и переходным
сопротивлением «ноги - земля»).
В случае однополюсного прикосновения к одной из фаз сети при наличии
одновременного замыкания на землю другой фазы, то есть когда сопротивление
изоляции этой фазы становится небольшим, человек оказывается под линейным
напряжением − аналогично двухполюсному прикосновению.
Человек может получить электротравму и при прикосновении к
нетоковедущим металлическим частям электроустановки, нормально не
находящимся под напряжением, но вследствие нарушения электрической
изоляции оборудования оказавшимся под напряжением. В установках до 1000
В с изолированной нейтралью безопасность их обслуживания обеспечивается
только при сравнительно небольшой протяженности сети и при высоком уровне
сопротивления изоляции фаз относительно земли. При прикосновении к
корпусу оборудования, имеющего нарушение электрической изоляции (пробой
на корпус), человек оказывается опять включенным в цепь тока замыкания: фаза
- корпус - тело человека - земля - заземленная нейтраль. В сетях выше 1000 В
вследствие большой емкости между проводами и землей защитная роль
изоляции полностью утрачивается. Поэтому при таких напряжениях для
человека становится одинаково опасным прикосновение к проводу сети, как с
изолированной, так и с заземленной нейтралью.
Поражение электрическим током возможно не только при указанных
условиях, но и при переходе высшего напряжения в сеть низшего. Такой
переход может иметь место не только при пробое между обмотками
трансформаторов, при питании автотрансформатора, но, например, и при
падении проводов ВЛ 6-10 кВ и выше на провод линии 0,4 кВ.
С
целью
уменьшения
опасности
поражения
вторичную
обмотку
трансформатора заземляют, а на ВЛ выполняется повторное заземление
нулевого провода. Кроме того, пробой обмоток еще опасен и тем, что он может
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
103
способствовать и пробою на корпус трансформатора, так как изоляция обмотки
низшего напряжения не рассчитана на высшее напряжение.
Во
всех
рассмотренных
случаях
прикосновения,
особенно
в
электроустановках до 1000 В, большую роль играет любое добавочное
сопротивление,
человека,
последовательно
как-то:
подключенное
сопротивление
пола,
к
обуви,
сопротивлению
защитных
тела
средств
(диэлектрических перчаток, бот, галош и др.).
5.3. Классификация электроустановок и помещений в отношении
электробезопасности
Электроустановками называется совокупность машин, аппаратов, линий
и вспомогательного оборудования (вместе с сооружениями и помещениями, в
которых
они
трансформации,
установлены),
передачи,
предназначенных
распределения
для
электрической
производства,
энергии
и
преобразования в другой вид энергии.
Электроустановки по условиям электробезопасности разделяются на
электроустановки до 1000 В и электроустановки выше 1000 В.
В отношении опасности поражения людей электрическим током ПУЭ
определены три категории помещений: без повышенной опасности, с
повышенной опасностью и особо опасные.
К
первой
относительная
категории
влажность
относятся:
не
сухие
превышает
60%;
помещения,
в
которых
влажные,
в
которых
относительная влажность выше 60%, но длительно не превышает 75%; с
токонепроводящими полами; с токонепроводящей пылью; нежаркие, с
температурой воздуха до +35°С включительно; без возможного одновременного
прикосновения, с одной стороны, к металлическим конструкциям зданий,
машин, аппаратов, имеющих хорошее соединение с землей, и с другой − к
корпусам электрооборудования, установок.
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
104
Помещения второй категории характеризуются наличием в них одного
из
следующих
условий,
создающих
повышенную
опасность
сырости
(относительная влажность длительно превышает 75%); токопроводящей пыли
(технологическая пыль, выделяемая по условиям производства в таком
количестве, что она может оседать на проводах, проникать внутрь машин,
аппаратов и способна пропускать электрический ток); токопроводящих полов
(металлических, земляных, железобетонных, кирпичных и т.п.); высокой
температуры (температура постоянно или периодически более одних суток
превышает +35°С); возможности одновременного прикосновения человека к
имеющим соединение с землей металлоконструкциям здания, технологическим
аппаратам, механизмам и к металлическим корпусам оборудования.
Особо опасные помещения характеризуются наличием одного из
следующих признаков: особой сырости (относительная влажность воздуха
близка к 100% − потолок, стены, пол и предметы, находящиеся в помещении,
покрыты влагой); химически активной или органической среды (в помещении
длительно или постоянно содержатся агрессивные пары, жидкости, газы,
образуются отложения или плесень, действующие разрушающе на изоляцию и
токоведущие части электрооборудования), одновременного наличия двух или
более условий, характеризующих помещения с повышенной опасностью.
В отношении опасности поражения людей электрическим током
территории размещения наружных электроустановок приравнены к особо
опасным помещениям.
5.4. Основные меры защиты, обеспечивающие безопасность
электротехнического персонала и посторонних лиц
Для защиты электротехнического персонала и посторонних лиц от
поражения электрическим током существуют организационные и технические
мероприятия.
К организационным мероприятиям следует отнести:
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
105
1) любую работу или перечень работ необходимо оформлять нарядом или
распоряжением, где указывается место работы, время её начала и окончания,
условия безопасного проведения, состав бригады и работников, ответственный
за безопасность проведения работы;
2) перед началом проведения работ необходимо получит допуск бригады
или работника у лиц из числа оперативного или оперативно-ремонтного
персонала,
которые
следят
за
правильностью
и
достаточностью
мер
безопасности, указанных в наряде;
3) надзор наблюдающего за чёткость и полноту целевого инструктажа
членам бригады, а также за наличие технических мер безопасности на месте
проведения работ;
4) оформление перерыва в работе, перевода на другое место работы,
окончание работы.
В электроустановках применяются следующие технические защитные
меры: применение малых напряжений; электрическое разделение сетей; защита
от опасности при переходе напряжения с высшей стороны на низшую; контроль
и профилактика повреждений изоляции; компенсация емкостной составляющей
тока замыкания на землю; защита от случайного прикосновения к токоведущим
частям; защитное заземление; зануление; защитное отключение; применение
электрозащитных средств. Применение этих защитных мер регламентируется
ПУЭ, ПТЭ, ПТБ и другими правилами.
При рассмотрении и выборе перечисленных мер защиты следует иметь в
виду, что ни одна из них не является универсальной. Каждая мера защиты
имеет присущие ей достоинства и недостатки, что и накладывает определенные
ограничения на область ее применения. В каждом конкретном случае
выбираются те меры защиты, которые в заданных условиях являются более
эффективными и надежными.
При
эксплуатации
некоторых
электроустановок
для
обеспечения
электробезопасности бывает недостаточно какой-либо одной меры защиты.
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
106
Тогда применяют две и более дополняющих друг друга защит (например,
заземление и защитное отключение, зануление с выравниванием потенциалов
и т.п.). Но самой главной и основной защитой человека от возможного
поражения электрическим током является надлежащий уровень эксплуатации
электроустановок, электрохозяйства предприятия.
Защитное заземление − одна из наиболее распространенных мер защиты в
сетях с изолированной нейтралью напряжением до 1000 В и в сетях выше
1000 В вне зависимости от режима работы нейтрали источника питания. Оно
защищает человека от поражения электрическим током при прикосновении к
металлическим
корпусам
оборудования,
металлическим
конструкциям
электроустановки, которые вследствие нарушения электрической изоляции
могут
оказаться
под
напряжением.
Широкое
применение
заземления
объясняется, с одной стороны, достаточной надежностью, а с другой −
относительной простотой устройства и обслуживания элементов этой защиты
по сравнению с другими видами защит.
Защитным
обеспечения
заземлением
называется
электробезопасности,
электроустановки,
нормально
не
преднамеренное,
соединение
находящихся
с
целью
металлических
частей
под
напряжением,
с
заземляющим устройством.
Зануление является одной из основных мер защиты от поражения
электрическим током в электроустановках до 1000 В с глухозаземленной
нейтралью
(промышленные,
сельскохозяйственные
и
коммунальные
предприятия) в случае прикосновения к корпусам электрооборудования или
металлическим конструкциям, оказавшимся под напряжением вследствие
повреждения изоляции или однофазного короткого замыкания.
Зануление
называется
преднамеренное,
с
целью
обеспечения
электробезопасности, соединение металлических частей электроустановки
(корпуса электрооборудования, конструкции для прокладки кабелей, стальные
трубы и др.), нормально не находящиеся под напряжением, с глухозаземленной
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
107
нейтралью источника питания с помощью нулевого рабочего или защитного
провода.
Поскольку при определенных условиях даже самые совершенные меры
защиты, заложенные в конструкцию или предусмотренные ПУЭ, не могут
обеспечить безопасность работающих, Правила настоятельно требуют при
обслуживании действующих электроустановок обязательное применение
защитных средств и приспособлений как одну из наиболее доступных и
эффективных мер защиты.
Применение защитных средств в ряде случаев исключает возможность
создания непрерывной электрической цепи, в которую могло бы включиться по
какой-либо причине тело человека.
Защитными средствами называются приборы, аппараты, переносные и
перевозимые приспособления и устройства, а также отдельные части устройств,
приспособлений, аппаратов, служащие для защиты персонала, работающего в
электроустановках, от поражения электрическим током, а также от воздействия
электрической дуги и продуктов горения и т.п.
Используемые в электроустановках защитные средства условно разделяются на
несколько групп: изолирующие, ограждающие защитные средства, приспособления
для работы на высоте и вспомогательные приспособления.
Изолирующие защитные средства препятствуют образованию непрерывной
цепи при попадании человека под напряжение путем обеспечения электрической
изоляции тела человека от токоведущих или заземленных частей оборудования, а
также от земли.
Следует отметить, что некоторые защитные средства служат дополнительно
для защиты от напряжения шага (боты, галоши, коврики), для защиты от
воздействия электрической дуги, тепловых ожогов (очки, маски) и т.д.
Ограждающие защитные средства предназначены для временного ограждения
токоведущих частей, а также для предупреждения ошибочных операций с
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
108
коммутационной аппаратурой. К ним относятся переносные щиты, клетки,
изолирующие накладки, переносные заземления и плакаты.
Приспособления для работы на высоте предназначены для обеспечения
безопасных условий труда при обслуживании электроустановок, расположенных
на высоте, а также при работах на ВЛ. К ним относятся предохранительные
пояса, страхующие канаты, монтерские когти, лазы, лестницы, передвижные
телескопические вышки и т.п.
Вспомогательные защитные средства предназначены для индивидуальной
защиты от световых, тепловых, механических воздействий, а также от воздействия
кислот и щелочей. К этим средствам относятся защитные очки, противогазы,
специальные рукавицы, сапоги и т.д.
Для соблюдения всех выше рассмотренных мероприятий и средств
защиты персонала от поражения электрическим током электробезопасность
регламентируется ПУЭ, ПТЭ, ПТБ и другими правилами.
5.5. Оказание первой помощи при поражении электрическим током
Первая помощь при несчастных случаях от электрического тока состоит
из двух этапов: освобождения пострадавшего от действия тока и оказания ему
доврачебной медицинской помощи.
Освобождение пострадавшего от действия тока (то есть выключение
его из цепи тока) можно произвести различными способами. Однако первым и
основным из этих способов является быстрое отключение той части
электроустановки, которой касается пострадавший. Отключение производится
с помощью ближайшего выключателя, рубильника или иного отключающего
аппарата. Если пострадавший находится на высоте, то отключение тока может
вызвать его падение с высоты; в этом случае надо принять меры,
предупреждающие или обеспечивающие безопасность его падения.
При невозможности быстрого отключения установки необходимо
отделить пострадавшего от токоведущих частей, которых он касается. При этом
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
109
оказывающий помощь должен принять соответствующие меры безопасности,
чтобы самому не оказаться в контакте с токоведущей частью, а также под
шаговым напряжением.
Меры первой доврачебной медицинской помощи зависят от состояния
пострадавшего после освобождения его от действия тока.
Если пострадавший в сознании, но до этого был в состоянии обморока,
его следует уложить на подстилку и до прибытия врача обеспечить ему полный
покой и наблюдение за пульсом и дыханием. Нельзя позволять пострадавшему
двигаться, а тем более продолжать работу, даже если он чувствует себя хорошо
и не имеет видимых повреждений.
Если пострадавший находится в бессознательном состоянии, но с
сохранившимся устойчивым дыханием и пульсом, его следует удобно уложит
на подстилку, расстегнуть на нём одежду и пояс, обеспечить приток свежего
воздуха, поднести к носу вату, смоченную в нашатырном спирте, обрызгивать
лицо холодной водой и обеспечить полный покой до прибытия врача.
Если пострадавший плохо дышит – редко, судорожно, как бы с
всхлипыванием,
или
если
его
дыхание
постепенно
ухудшается,
но
продолжается нормальная работа сердца, необходимо делать искусственное
дыхание.
При отсутствии признаков жизни, то есть когда у пострадавшего
отсутствуют дыхание, сердцебиение и пульс, а болевые раздражения не
вызывают никаких реакций, зрачки глаз расширенны и не реагируют на свет,
надо считать пострадавшего в состоянии клинической смерти и немедленно
приступить к его оживлению, то есть делать искусственное дыхание и массаж
сердца.
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
110
6. СОСТАВЛЕНИЕ СМЕТНОЙ ВЕДОМОСТИ НА МОНТАЖ
СИЛОВОГО ТРАНСФОРМАТОРА И РАСЧЁТ СТОИМОСТИ
АППАРАТУРЫ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
6.1. Составление сметой ведомости на монтажные работы по
установке силового трансформатора
Стоимость строительства определяется его сметой − экономическим
документом, характеризующим предел допустимых затрат на сооружение
объекта. Смета − это документ, определяющий стоимость реализации проекта.
В сметах определяются денежные, трудовые и материальные затраты,
необходимые для выполнения определенного объема работ [20].
Правильно
согласованная
составленная
сметная
заинтересованными
документация,
организациями,
принятая
является
и
основным
финансовым документом на весь период выполнения работ.
Дальнейшее совершенствование сметной документации, повышение ее
качества, приближение цены на материалы и объемы работ к реальным
необходимым затратам имеют важное значение.
Для определения сметной стоимости используются сметные нормы на
строительные работы, прейскуранты на оборудование, ценники на монтаж
оборудования, единичные расценки − нормативы, характеризующие сметную
стоимость единицы строительных работ и включающие стоимость материалов,
заработную
плату
рабочих,
затраты
на
эксплуатацию
используемых
механизмов, нормы накладных расходов.
Структура сметной стоимости строительно-монтажных работ включает в
себя три основные статьи [20]:
1) прямые затраты (ПЗ) – состоят из затрат на материалы: элементы,
конструкции,
сырьё,
полуфабрикаты,
зарплаты
основных
рабочих,
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
111
эксплуатации машин и механизмов, зарплаты дополнительных рабочих
(машинистов) и.т.д.;
2) накладные расходы (НР) – берутся в % от прямых затрат; включают в
себя административно-хозяйственные расходы, зарплату работников аппарата
управления, затраты по обслуживанию рабочих, затраты по обслуживанию
строительной площадки, прочие затраты (командировки, штрафы, пени,
неустойки и.т.д.) и.т.д.;
Совокупность
прямых
затрат
и
накладных
расходов
(ПЗ+НР)
представляют собой себестоимость производства работ.
3) плановая прибыль – составляет
% от себестоимости, или % от
основной заработной платы из прямых затрат.
Составление сметного документа будем производить для понизительного
трёхобмоточного трансформатора типа ТДТН – 63000/110/38,5/6,6 −У-1, по
ГЭСНм-2001-08 [21] (Государственные Элементные Сметные Нормы на
монтаж электротехнических установок).
Таблица 6.1
Ресурсная ведомость на монтаж силового трёхобмоточного трансформатора
Составлено по ГЭСНм - 2001-08
Шифр
номера
№
Наименование затрат и
норматива
п/п
работ
и код
ресурса
1
2
3
08-01Трансформатор силовой
001-12
ТДТН-63000/110
Затраты труда рабочихмонтажников
Средний разряд работы
Затраты труда
машинистов
Единица
измерения
4
Затраты
Количество
На
единицу
Общее
5
6
2
чел.-ч
586
1172
-
4
-
чел.-ч
100
200
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
112
021102
400002
030203
350701
010410
040502
351101
050102
351051
351251
030902
350221
8-1-14
202-0012
Машины и механизмы
Краны на автомобильном
ходу при работе на
монтаже
технологического
оборудования 10 т
Автомобили бортовые
грузоподъемностью до 8 т
Домкраты гидравлические
грузоподъемностью 63 т
Станции насосные для
привода гидродомкратов
Тракторы на
пневмоколесном ходу при
работе на других видах
строительства (кроме
водохозяйственного) 59
(80) кВт (л.с.)
Установки для сварки
ручной дуговой
(постоянного тока)
Установки "Суховей"
Компрессоры
передвижные с
двигателем внутреннего
сгорания давлением до
686 кПа (7 ат) 5 м3/мин
Установки передвижные
цеолитовые
Шкафы сушильные
Подъемники
гидравлические высотой
подъема 10 м
Маслоподогреватели
Материалы
Основные:
Трансформатор силовой
ТДТН-63000/110
Дополнительные:
Пути крановые из рельсов
железнодорожных на
бетонном основании,
марка стали С 255. Рельсы
маш.-ч
48,6
97,2
5,89
11,78
38,6
77,2
маш.-ч
9,05
18,1
маш.-ч
0,88
1,76
маш.-ч
4,18
8,36
маш.-ч
41,2
82,4
маш.-ч
41,2
82,4
маш.-ч
1,56
3,12
маш.-ч
9,28
18,56
маш.-ч
3,81
7,62
маш.-ч
12,4
24,8
тыс. руб.
11500
23000
т
0,0015
0,003
маш.-ч
маш.-ч
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
113
105-0071
102-0081
101-9184
101-0324
542-0042
101-1924
101-1627
101-0113
113-9042
500-9597
542-0031
543-0001
500-9204
101-9852
500-9502
534-9100
101-1641
железнодорожные
Шпалы непропитанные
для железных дорог 1 тип
Пиломатериалы хвойных
пород. Доски необрезные
длиной 4-6.5 м, все
ширины, толщиной 44 мм
и более III сорта
Скобы металлические
Кислород технический
газообразный
Пропан-бутан, смесь
техническая
Электроды диаметром 4
мм Э42А
Сталь углеродистая
обыкновенного качества,
марка стали ВСт3пс5,
листовая толщиной 4-6
мм
Бязь суровая арт. 6804
Клей БМК-5к
Шлифовальная бумага
Смазка универсальная
тугоплавкая УТ
(консталин жировой)
Пластина техническая без
тканевых прокладок
Прессшпан листовой,
марки А
Краска
Бирки-оконцеватели
Муфта
Сталь угловая,
равнополочная, марка
стали ВСт3кп2 размером
50х50х5 мм
шт.
2,08
4,16
м3
0,048
0,096
кг
20
40
м3
5,33
10,66
кг
6
12
кг
3,9
7,8
т
0,03325
0,0665
10 м2
кг
кг
1,91
0,16
0,72
3,82
0,32
1,44
т
0,00016
0,00032
т
0,0125
0,025
кг
0,3
0,6
кг
0,24
0,48
100 шт.
шт.
1,84
20
3,68
40
т
0,001
0,002
Итого по ресурсной
ведомости:
Затраты труда рабочих
Средний разряд работы:
1
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
114
1.1
2
3
4
021102
8-1-14
4.1
8-1-3
202-0012
4.2
202-0012
4.3
105-0071
4.4
102-0081
4.5
101-9184
4.6
101-0324
4.7
542-0042
4.8
101-1924
4.9
101-1627
4.10 101-0113
4.11 113-9042
4.12 500-9597
4.13 542-0031
4.14 543-0001
4 разряд
Затраты труда
машинистов:
Машины и механизмы
Материалы
Основные материалы:
Трансформатор силовой
ТДТН-63000/110
Вспомогательные
материалы:
Пути крановые из рельсов
железнодорожных на
бетонном основании,
марка стали С 255. Рельсы
железнодорожные
Шпалы непропитанные
для железных дорог 1 тип
Пиломатериалы хвойных
пород. Доски необрезные
длиной 4-6.5 м, все
ширины, толщиной 44 мм
и более III сорта
Скобы металлические
Кислород технический
газообразный
Пропан-бутан, смесь
техническая
Электроды диаметром 4
мм Э42А
Сталь углеродистая
обыкновенного качества,
марка стали ВСт3пс5,
листовая толщиной 4-6
мм
Бязь суровая арт. 6804
Клей БМК-5к
Шлифовальная бумага
Смазка универсальная
тугоплавкая УТ
(консталин жировой)
Пластина техническая без
тканевых прокладок
чел.-ч
-
1172
чел.-ч
200
маш.-ч
433,3
тыс. руб.
-
т
-
шт.
-
4,16
м3
-
0,096
кг
-
40
м3
-
10,66
кг
-
12
кг
-
7,8
т
-
0,0665
10 м2
кг
кг
-
3,82
0,32
1,44
т
-
0,00032
т
-
0,025
23000
0,003
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
115
4.15 500-9204
4.16 101-9852
4.17 500-9502
4.18 534-9100
4.19 101-1641
Прессшпан листовой,
марки А
Краска
Бирки-оконцеватели
Муфта
Сталь угловая,
равнополочная, марка
стали ВСт3кп2 размером
50х50х5 мм
кг
-
0,6
кг
100 шт.
шт.
-
0,48
3,68
40
т
-
0,002
6.2. Расчёт стоимости аппаратуры релейной защиты трансформатора
Стоимость аппаратуры релейной защиты входит в укрупнённые
показатели стоимости ячеек комплектных распределительных устройств и
комплексных трансформаторных подстанций.
Рассмотрим стоимость аппаратуры релейной защиты на примере
понизительного трёхобмоточного трансформатора ТДТН – 63000/110/38,5/6,6
−У-1. Расчёты производим по прейскуранту цен ООО «Реле и Автоматика» за
2007 год [22]. Все расчёты сведены в таблицу 6.2.
Таблица 6.2
Расчёт стоимости аппаратуры релейной защиты трансформатора
Наименование элемента
1
Реле тока
Минимальное реле
напряжения
Максимальное реле
напряжения
Фильтр-реле обратной
последовательности
Тип
Цена за
Количество
Общая
выбранного
штуку,
элементов,
стоимость,
элемента
руб.
шт.
руб.
2
РСТ-11
3
2693,09
4
10
5
26930,9
РСН-17
4195,55
2
8391,1
РН-53/60Д
984,83
1
984,83
РСН-13
3897,89
2
7795,78
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
116
Продолжение таблицы 6.2
1
2
3
4
5
Реле времени
РВ-01
2222,16
7
15555,12
Реле промежуточное
РП-23
644,28
8
5154,24
Реле промежуточное
РП-18
1742,78
1
1742,78
ДЗТ-21
52768,07
1
52768,07
Автотрансформатор тока
АТ-32
1657,50
3
4972,50
Приставка к ДЗТ-21
ПТ-1
4177,08
1
4177,08
Реле указательное
РУ-21
663,61
11
7299,71
Лампа осветительная
СКЛ-14Б
187,50
1
187,50
Реле тока
дифференциальное
ИТОГО:
135959,61
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
117
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном дипломном проекте по исследованию электрической схемы
подстанции «Гидростроитель» и модернизации комплекса релейной защиты на
первом этапе был произведён выбор коммутационного оборудования, которое
установлено на подстанции в настоящее время, обоснован выбор силовых
трансформаторов и трансформаторов собственных нужд по данным замеров
нагрузок за зиму 2006 года.
Следующим этапом проекта был расчёт токов короткого замыкания
произведённый вручную. Составлена схема замещения прямой и нулевой
последовательности. Токи рассчитаны для максимального и минимального
режимов в объёме, необходимом для релейной защиты и сведены в таблицу.
В четвёртом разделе дипломного проекта был произведён выбор типа
релейной защиты трансформаторов и отходящих линий электропередачи. При
этом
подробно
были
полупроводниковой
рассчитаны
элементной
параметры
базе
срабатывания
понижающего
защит
на
трёхобмоточного
трансформатора ТДТН-63000/110/38,5/6,6. Для линий 110 кВ были рассчитаны
современные комплексы защит, выпускаемых нашей промышленностью,
содержащие трёхступенчатую дистанционную защиту, токовую отсечку от
междуфазных коротких замыканий, трёхступенчатую токовую направленную
защиту нулевой последовательности. Кроме этого для линии «Падунская −
Гидростроитель» дополнительно произведён расчёт дифференциально-фазной
высокочастотной защиты. Для линий 35 кВ были рассчитаны комплекты
двухступенчатых защит, содержащие токовую отсечку и максимальную
токовую защиту, а на примере линии «Гидростроитель – Осиновка» произведён
расчёт
параметров
срабатывания
трёхступенчатой
токовой
защиты
микропроцессорного блока MiCOM-124 и составлен файл-конфигурации для
его настройки.
В разделе безопасности жизнедеятельности были рассмотрены вопросы,
касающиеся поражения человека электрическим током и основные меры
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
123
защиты, обеспечивающие безопасность электротехнического персонала и
посторонних лиц.
В шестом разделе дипломного проекта была составлена сметная
ведомость на монтажные работы по установки силового трёхобмоточного
трансформатора и определена стоимость рассчитанной аппаратуры релейной
защиты трансформатора по прейскуранту цен за 2007 год, которая составила
135959,61 рублей.
Специальная часть проекта была посвящена разработке математической
модели для изучения трёхступенчатых дистанционных защит. Для этого на
ЭВМ была создана программа «Distance» и составлены методические указания
к ней для проведения лабораторной работы, позволяющей закрепить знания
студентов по данному вопросу.
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
124
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и
подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного
проектирования: Учеб. Пособие для вузов. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.:
Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.: ил.
2. Правила устройства электроустановок. – 6-ое издание, перераб. и доп.:
утверждено Министерством энергетики РФ. Приказ от 8 июля 2002 г.
№204.
3. Электрическая
часть
станций
и
подстанций.
Проектирование
электрической части ТЭЦ: Учебное пособие/ А.Н. Емцев. – Братск: ГОУ
ВПО «БрГУ», 2005. – 169 с.
4. Ванюков А.П., Игнатьев И.В. Электрический расчёт районной сети:
Учебное пособие. – Братск: ГОУ ВПО «БрГУ», 2006. – 80 с.
5. Ульянов С.А. Электромагнитные переходные процессы. – М.:
Энергия, 1970. – 704 с.
6. Андреев
В.А.
Релейная
защита
и
автоматика
систем
электроснабжения: Учебник для вузов. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.:
Высш. шк., 2006. – 639 с.: ил.
7. Федосеев
А.М.,
Федосеев
М.А.
Релейная
защита
электроэнергетических систем: Учебник для вузов. – 2-е изд., перераб. и
доп. – М.: Энергоатомиздат, 1992. – 528 с.: ил.
8. Курбацкий В.Г., Попик В.А. Автоматика электроэнергетических
систем: Учебное пособие. – Братск: ГОУ ВПО «БрГУ», 2004. – 188 с.
9. Защита трёхобмоточных понижающих трансформаторов (примеры
расчёта): Методическое пособие для самостоятельной работы студентов.
– Составитель В.А. Попик. – Братск: БрИИ. – 2004. – 52 с.
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
125
10. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 13Б. Релейная
защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110 – 500
кВ: Расчёты. – М.: Энергоатомиздат, 1985, - 96 с., ил.
11. Руководящие
указания
по
релейной
защите.
Вып.
9.
Дифференциально-фазная высокочастотная защита линий 110 – 330 кВ. –
М., «Энергия», 1972.
12. Релейная защита и автоматика электрических систем: Методические
указания по выполнению курсовой работы / Сост. В.А. Попик. – Братск:
ГОУ ВПО «БрГТУ», 2005. – 45 с.
13. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 12. Токовая защита
нулевой последовательности от замыканий на землю линий 110 – 500 кВ:
Расчёты. – М.: Энергия, 1980. – 88 с., ил.
14. Шабад М.А, Левуш Е.В. Изучение цифровых реле на персональном
компьютере: Учебное пособие. – Санкт-Петербург: «ПЭИпк», 1997.
15. Универсальные устройства защиты MiCOM Р124: Техническое
описание. – Киев: фирма ALSTOM, 2002.
16. Соловьёв А.Л. Методические указания по выбору характеристик и
уставок
защит
электрооборудования
с
использованием
микропроцессорных терминалов. – Санкт-Петербург: «ПЭИпк», 2005.
17. Охрана труда: Учебник для студентов вузов / Князевский Б.А., Домин
П.А., Марусова Т.П. и др.; Под ред. Б.А. Князевского. – 2-е изд., перераб.
и доп. – М.: Высш. Школа, 1982. – 311 с., ил.
18. Охрана труда в электроустановках: Учебник для вузов / Под ред. Б.А.
Князевского. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1983. –
336 с., ил.
19. Манойлов В.Е. Основы электробезопасности. − 5-е изд., перераб. и
доп. – Л., Энергоатомиздат. Ленинградское отделение, 1991. – 480 с.
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
126
20. Экономический
расчет
комплекса
электромонтажных
работ:
Методические указания к курсовой работе / С.М. Игнатьева, Е.М.
Савицкая. − Братск: ГОУ ВПО «БрГУ», 2007 − 72с.
21. Государственные
оборудования,
элементные
сборник
№8:
сметные
нормы
Электротехнические
на
монтаж
установки.
–
Утверждены и введены в действие с 15 ноября 2000 года.
22. Прейскурант цен на продукцию ООО «Реле и Автоматика». − Москва,
2007.
Лист
140205.65-ЭС-40-ДП-018-18-ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
127