ЗАПИСКА. В настоящее время ускорение научнотехнического прогресса диктует

• Название: В настоящее время ускорение научнотехнического прогресса диктует
• Дата: 05.04.2023
• Размер: 4.88 Mb.
• Имя файла: ЗАПИСКА.doc
• Тип: Документы; #1040179
• страница: 7 из 10

Таблица 16- Вторичная нагрузка ТТ.

Прибор		Тип		Мощность ток. кат. ВА		Нагрузка, ВА
						А		В		С
Амперметр	Э-335		0,5		0,5		-		-
Ваттметр	Д-335		0,5		0,5		0,5
Счетчик акт. и реакт. энергии.	ПСЧ-4АР.05.2		0,3		0,3		-		0,3
			Итого:		1,3		0,5		0,3

Определяем сопротивление проводов

R_пров=R_кат-R_конт-R_прб=0,4-0,052-0,05=1,318 Ом

где R_кат – номинальная нагрузка в омах для класса точности трансформатора тока равного 0,5 [3] Таблица 5.10

Расчётная длина проводов

l_р=К_сх·l=1,73·4=6,92 м

где К_сх – коэффициент зависимости от схемы соединения трансформаторов тока.

Находим минимально допустимое сечение проводов

мм²

Выбераем провод АПВ –(1х4).

3.3.3Выбор трансформатора напряжения:

Таблица 17- Вторичная нагрузка ТН.

Прибор		Тип	Sодной обмотки	Число обмоток	Число приборов	Общая потребляемая мощность S, В∙А
Вольтметр (сборные шины)		Э - 335	2	1	1	2
Ваттметр	Ввод 10 кВ	Д – 335	1,5	2	1	3
Счётчик активной и реактивной энергии		ПСЧ- 4АР.05.2	2	1	1	2
Счётчик активной и реактивной энергии	Линии 10кВ	ПСЧ-4АР.05.2	2	1	4	8
Итого		-	-		-	13

Согласно рассчитанной мощности выбираем Т.Н.

Выбор производим:

• 
  По напряжению установки
  

U_уст ≤ U_ном

U_уст = 10 кВ ≤ U_ном = 10 кВ

• 
  По конструкции и схеме соединения: принимаем трансформатор внутренней установки со схемой включения звезда.
  
• 
  По классу точности: принимаем класс точности равный 0,5.
  
• 
  По вторичной нагрузке:
  

S_2Σ ≤ S_ном

S_2Σ = 13 В · А ≤ S_ном = 3 · 50 = 150 В · А

Принимаем к установке ЗНОЛ.06-10УЗ.


3.3.4. Выбор шин10 кВ.


Рис.3.4 – Расположение ошиновки на изоляторах.

Данные для выбора

Iр=625А U=10 кВ L=1000 мм а=250 мм τо=700С iу=18,47 кА I''=7,2кА

tc=0,25 с Кt=1 Кр=0,95 Кn=1 Кпопр= Кt·Кn·Кnв=1·1·0,95=0,95

Определяем допустимый ток

А

1.3.31 По таблице 1.3.31 [1]

выбираем алюминиевые шины прямоугольного сечения

Определим минимальное сечение по термической стойкости.

Шина термически устойчива. Выбираем шину

АТ (50х6) I_доп=740 А [1] таблица 1.3.31

Проверяем шину на динамическую устойчивость.

Определим силу взаимодействия.



Изгибающий момент


Момент сопротивления шин.



Напряжение в металле





шина динамически устойчива.

Согласно [1]§1.3.28выбор по экономической плотности тока не производится.
3.3.5 Выбор схемы собственных нужд.
Состав потребителей с.н. подстанции зависит от типа подстанции, мощности трансформаторов, типа электрооборудования. Наименьшее количество потребителей с.н. на подстанциях выполненных по упрощенным схемам без постоянного дежурства персонала. К этим потребителям относятся электродвигатели обдува трансформаторов, обогрев приводов и баков выключателей, обогрев шкафов КРУН, а также освещение подстанции. Мощность потребителей с.н. невелика, поэтому они присоединяются к сети 380/220 В, которая получает питание от понижающих трансформаторов. Мощность ТСН выбирается в соответствии с нагрузками в разных режимах работы подстанции, но не более 630 кВА. По табл.5-8 [4] принимаем нагрузку с.н.:

Таблица 18 - Нагрузка собственных нужд.

Электроприемники	Установленная мощность,кВт.	Количество приемников	Суммарная мощность, кВт.
электродвигатели обдува	1,5	8	12
Обогрев В-110	1,75	2	3,5
Обогрев В-35	1,15	7	8,05
обогрев шкафов КРУ-10	0,6	20	12
Отопление и освещение помещения ОВБ	5,5	1	5,5
Наружное освещение	4,5	1	4,5
Опер.цепи	1,8	1	1,8
Итого			47,35

С учетом коэффициента спроса 0,7 для рассматриваемой подстанции принимаем два ТСН типа ТСЗ-40кВА 10/0,4кВ, с предохранителями ПКТ-10


4. РАСЧЁТ ЗАЗЕМЛЯЮЩЕГО УСТРОЙСТВА
Согласно ПУЭ заземляющие устройства электроустановок сети с эффективно заземлённой нейтралью 110 кВ выполняется с учётом сопротивления или допустимого напряжения прикосновения.

Расчёт по допустимому сопротивлению производит к неоправданному перерасходу проводникового материала и трудозатрат при сооружении заземляющих устройств. Опыт эксплуатации распреде-лительных устройств 110 кВ. и выше позволяет перейти к нормированию напряжения прикосновения, а не величены R₃.

Рисунок 11.- Схема заземлителя.

Сложный заземлитель заменяется расчётной квадратной моделью при условии равенства их площадей S, общей длины горизонтальных проводников, глубины их заложения t, числа и длины вертикальных заземлителей и глубины их заложения.

В расчётах многослойный грунт представляется двухслойным: верхний толщиной h₁ с удельным сопротивлением p₁, нижний с удельным сопротивлением p₂. Глубина заложения заземляющего устройства t=0,5-0,7м, длина вертикального заземлителя lв=3-5м, принимаем lв=5м: расстояние между горизонтальными заземлителями а=5м.

Схема ОРУ 110кВ – схема мостика.

Грунт.

Таблица 7.4 стр. 592 [2]

1=400 Омм – Супесок.

2=200 Омм

t_отк=0,16 с согласно зон защит [2]

В соответствии с графической частью лист 3

принимаем S=32·69,5=2224м²

Толщина верхнего слоя грунта h₁=2м

Глубина заложения заземляющего устройства 0,5-0,7м, принимаю t=0,5м

Длинна вертикального заземлителя 3-5м, принимаю lв=5м

Расстояние между вертикальными заземлителями с полосами 4-6м, принимаю а=5м
Длинна горизонтального заземлителя:

м

Коэффициент напряжения прикосновения.



Где М – коэффициент зависящий от отношения удельного сопротивления грунтов стр.598 [2] М=0,62

 - коэффициент определяемый по сопротивлению тела человека Rч и сопротивлению растеканию тока от ступней человека Rс.

В расчетах принимаю Rч=1000Ом; Rс=1,51



Напряжение на заземлителе:

В

Где Uпр.доп – допустимое напряжение прикосновения=400В при tотк=0,16с, стр. 596 [2]

Ток стекающий с заземлителя проектируемого заземляющего устройства, при однофазном токе короткого замыкания

[ Таблица 1]

Допустимое сопротивление заземляющего устройства:

Ом.

Число вертикальных заземлителей:

Ом

Принимаем =40 шт.

Общая длинна вертикальных заземлителей:

Lв= 5=405=200м

Относительная глубина заложения заземляющего устройства.





Коэффициент А – стр. 599 [2]



Относительная толщина верхнего слоя



По таблице 7.6 стр.600 [2] Относительное эквивалентное удельное сопротивление для сеток с вертикальными заземлителями:



Эквивалентное сопротивление грунта:

Ом*м

Общее сопротивление сложного заземлителя.

Ом

Напряжение прикосновения:

В

Uпр.< Uпр.доп.193,5 < 400 В

5. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА

5.1 Постановка задачи

Системы электроснабжения — это сложный производственный комплекс, все элементы которого участвуют в едином производственном процессе, основными специфическими особенностями которого являются быстротечность явлений и неизбежность повреждений аварийного характера — коротких замыканий в электрических установках. Поэтому надежное и экономичное функционирование систем электроснабжения возможно только при широкой их автоматизации. Для этой цели используется комплекс автоматических устройств, состоящий из устройств автоматического управления и устройств автоматического регулирования.

Устройства автоматического управления. Среди них первостепенное значение имеют устройства релейной защиты, действующие при повреждении электрических установок. Релейная защита нашла применение в системах электроснабжения раньше других устройств автоматического управления. Наиболее опасные и частые повреждения — короткие замыкания между фазами электрической установки и короткие замыкания фаз на землю в сетях с глухозаземленными нейтралями. 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 к. з. как непосредственно в месте повреждения, так и при прохождении его по неповрежденному оборудованию. Основные требования предъявляемые к РЗиА являются – селективность, чувствительность, быстродействие, надежность.

Для предотвращения развития аварии и уменьшения размеров повреждения при К.З. необходимо быстро выявить и отключить поврежденный 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 поврежденный элемент и воздействуют на отключение соответствующих выключателей устройства релейной защиты с действием на отключение. Основным элементом 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 па землю в сетях с изолированной или заземленной 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 неповрежденных фаз относительно земли возрастают и возникает опасность перехода однофазного замыкания на землю в многофазные короткие замыкания. Однако необходимости в быстром отключении поврежденного участка нет, поэтому устройства релейной защиты от замыканий на землю обычно действуют на сигнал, привлекая внимание персонала. Исключения составляют системы электроснабжения горных предприятий, где по требованию техники безопасности защиты выполняются с действием на отключение.

Иногда в эксплуатации возникают ненормальные режимы, вызванные перегрузкой оборудования или внешними короткими замыканиями, возникающими в других элементах. При этом по неповрежденному оборудованию проходят значительные токи (сверхтоки), которые приводят к преждевременному старению изоляции, износу оборудования. Сверхтоки, вызванные внешними короткими замыканиями, устраняются после отключения поврежденного 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.
5.2 Защита трансформаторов .
В процессе эксплуатации возможны повреждения в трансформаторах и на их соединениях с коммутационными аппаратами. Могут быть также опасные ненормальные режимы работы, не связанные с повреждением трансформатора или его соединений. Возможность повреждений и ненормальных режимов предполагает необходимость установки на трансформаторах защитных устройств.

Основными видами повреждений являются многофазные и однофазные короткие замыкания в обмотках и на выводах трансформатора, а также «пожар стали» магнитопровода. Однофазные повреждения бывают двух видов: на землю и между витками обмотки (витковые замыкания). Наиболее вероятны многофазные и однофазные короткие замыкания на выводах трансформаторов и однофазные витковые замыкания в обмотках. Значительно реже возникают многофазные короткие замыкания в обмотках. Для групп однофазных трансформаторов они вообще исключены. Защита от коротких замыканий выполняется с действием на отключение поврежденного трансформатора. Для ограничения размеров разрушений ее выполняют быстродействующей.

Замыкание одной фазы на землю опасно для обмоток, присоединённых к сетям с глухозаземленными нейтралями. В этом случае защита должна отключать трансформатор и при однофазных коротких замыканиях в его обмотках на землю. В сетях с нейтралями, изолированными или заземленными через дугогасящие реакторы, защита от однофазных замыканий на землю с действием на отключение устанавливается на трансформаторе в том случае, если такая защита имеется в сети. При витковых замыканиях в замкнувшихся витках возникает значительный ток, разрушающий изоляцию и магнитопровод трансформатора, потому такие повреждения должны отключаться быстродействующей защитой. Но использовать для этого токовые, дифференциальные или дистанционные защиты не представляется возможным. В самом деле, при малом числе замкнувшихся витков ток в поврежденной фазе со стороны питания может оказаться даже меньше значения номинального тока, а напряжение на выводах трансформатора практически не изменится.

Опасным внутренним повреждением является также «пожар стали» магнитопровода, который возникает при нарушении изоляции между листами магнитопровода, что ведет к увеличению потерь на перемагничивание и вихревые токи. Потери вызывают местный нагрев стали, ведущий к дальнейшему разрушению изоляции. Защиты, основанные на использовании электрических величин, на этот вид повреждения тоже не реагируют, поэтому возникает необходимость в применении специальной защиты от витковых замыканий и от «пожара стали». Для маслонаполненных трансформаторов такой защитой является газовая, основанная на использовании явлений газообразования. Образование газа является следствием разложения масла и других изолирующих материалов под действием электрической дуги при витковых замыканиях или недопустимого нагрева при «пожаре стали». Электрическая дуга возникает и при многофазных коротких замыканиях в обмотках. Поэтому газовая защита является универсальной защитой от всех внутренних повреждений трансформатора.

Ненормальные режимы работы трансформаторов обусловлены внешними короткими замыканиями и перегрузками. В этих случаях в обмотках трансформатора появляются большие токи (сверхтоки). Особенно опасны токи, проходящие при внешних коротких замыканиях; эти токи могут значительно превышать номинальный ток трансформатора. В случае длительного прохождения тока (что может быть при коротких замыканиях на шинах или при не отключившемся повреждении на отходящем от шин присоединении) возможны интенсивный нагрев изоляции обмоток и ее повреждение. Вместе с этим при коротком замыкании понижается напряжение в сети. Поэтому на трансформаторе должна предусматриваться защита, отключающая его при появлении сверхтоков, обусловленных не отключившимся внешним коротким замыканием.

Перегрузка трансформаторов не влияет на работу системы электроснабжения в целом, так как она обычно не сопровождается снижением напряжения. Кроме того, сверхтоки перегрузки относительно невелики и их прохождение допустимо в течение некоторого времени, достаточного для того, чтобы персонал принял меры к разгрузке. Так, согласно нормам, перегрузку током I_пер = 1,6 I_т.ном можно допускать в течение t = 45 мин. В связи с этим защита трансформатора от перегрузки при наличии дежурного персонала должна выполняться с действием на сигнал. На подстанциях без дежурного персонала защита от перегрузки должна действовать на разгрузку или отключение. К ненормальным режимам работы трансформаторов относится также недопустимое понижение уровня масла, которое может произойти, например, вследствие повреждения бака.

5.2.1 Газовая защита, как указывалось выше, основана на использовании явления газообразования в баке поврежденного трансформатора. Интенсивность газообразования зависит от характера и размеров повреждения. Это дает возможность выполнить газовую защиту, способную различать степень повреждения,



Рисунок 12 - Газовое реле защиты трансформатора

и в зависимости от этого действовать на сигнал или отключение. Основным элементом газовой защиты является газовое реле KSG, устанавливаемое в маслопроводе между баком и расширителем (рис. 12.). Ранее выпускалось поплавковое газовое реле ПГ-22. Более совершенно реле РГЧЗ-66 с чашкообразными элементами. Элементы выполнены в виде плоскодонных алюминиевых чашек, вращающихся вместе с подвижными контактами 4 вокруг осей 3. Эти контакты замыкаются с неподвижными контактами 5 при опускании чашек. В нормальном режиме при наличии масла в кожухе реле чашки удерживаются пружинами 6 в положении, указанном на рисунке. Система отрегулирована так, что масса чашки с маслом является достаточной для преодоления силы пружины при отсутствии масла в кожухе реле. Поэтому понижение уровня масла сопровождается опусканием чашек и замыканием соответствующих контактов. Сначала опускается верхняя чашка и реле действует на сигнал. При интенсивном газообразовании возникает сильный поток масла и газов из бака в расширитель через газовое реле. На пути потока находится лопасть 7, действующая вместе с нижней чашкой на общий контакт. Лопасть поворачивается и замыкает контакт в цепи отключения трансформатора, если скорость движения масла и газов достигает определенного значения, установленного на реле. Предусмотрены три уставки срабатывания отключающего элементы по скорости потока масла: 0,6; 0,9; l,2 м/с. При этом время срабатывания реле составляет t_с.р=0,05... 0,5 с. Уставка по скорости потока масла определяется мощностью и характером охлаждения трансформатора.

В нашей стране широко используется газовое реле с двумя шарообразными пластмассовыми поплавками типа BF80/Q. Реле имеет некоторые конструктивные особенности. Однако принцип действия его такой же, как и других газовых реле.Монтаж газовой защиты связан с выполнением некоторых специфических требований: для беспрепятственного прохода газов в расширитель должен быть небольшой подъем (1,0—1,5% у крышки трансформатора и 2 - 4% у маслопровода) от крышки к расширителю. Нижний конец маслопровода, входящий внутрь трансформатора, должен заделываться с внутренней поверхности крышки, а нижний конец выхлопной трубы — вдаваться внутрь трансформатора. Контрольный кабель, используемый для соединения газового реле с панелью защиты или промежуточной сборкой зажимов, должен иметь бумажную, а не резиновую изоляцию, так как резина разрушается под действием масла. Действие газовой защиты на отключение необходимо выполнить с самоудерживанием, чтобы обеспечить отключение трансформатора в случае кратковременного замыкания или вибрации нижнего контакта газового реле, обусловленных толчками потока масла при бурном газообразовании.

В схеме защиты на переменном оперативном токе самоудерживание достигается путем шунтирования нижнего контакта газового реле KSGверхним замыкающим контактом реле KL. Самоудерживание автоматически снимается после разрыва цепи отключения вспомогательным контактом Q1.2 выключателя Q1.

Достоинства газовой защиты: высокая чувствительность и реагирование практически на все виды повреждения внутри бака; сравнительно небольшое время срабатывания; простота выполнения, а также способность защищать, трансформатор при недопустимом понижении уровня масла по любым причинам. Наряду с этим защита имеет ряд существенных недостатков, основной из которых — не реагирование ее на повреждения, расположенные вне бака, в зоне между трансформатором и выключателями. Защита может подействовать ложно при попадании воздуха в бак трансформатора, что может быть, например, при доливке масла, после ремонта системы охлаждения и др. Возможны также ложные срабатывания защиты на трансформаторах, установленных в районах, подверженных землетрясениям. В таких случаях допускается возможность перевода действия отключающего элемента на сигнал. В связи с этим газовую защиту нельзя использовать в качестве единственной защиты трансформатора от внутренних повреждений.

5.2.2 Для дифференциальной защиты трансформаторов выпускаются реле с магнитным торможением типа ДЗТ. На рисунке 13показана принципиальная схема защиты в однофазном исполнении с реле ДЗТ-11. Реле ДЗТ-11 имеет одну тормозную обмотку. При выполнении защиты важен выбор стороны, к трансформаторам тока которой целесообразно присоединить тормозную обмотку, чтобы обеспечить минимальное торможение при к. з. в зоне защиты и максимальное торможение при внешних повреждениях. Рассматриваемый трансформатор имеет одностороннее питание, поэтому тормозную обмотку целесообразно присоединить к трансформаторам тока питаемой стороны. Такое включение обеспечивает торможение только при внешних коротких замыканиях. При двустороннем питании иногда целесообразно тормозную обмотку разделить на две секции и включить каждую из них соответственно в первую и вторую цепи циркуляции защиты. Этим уменьшается тормозное действие при коротком замыкании в защищаемой зоне.



Рисунок 13 - Дифференциальная токовая защита трансформаторов с магнитным торможением

В графической части проекта представлена принципиальная схема релейной защиты трансформатора, в которую включены следующие защиты:

• 
  Дифференциальная токовая;
  
• 
  Газовая;
  
• 
  Максимальная токовая.
  

Продольная дифференциальная защита выполнена на двух реле типа ДЗТ-11 с соединением вторичных обмоток трансформаторов тока на стороне 110 кВ в треугольник, а на стороне 10 кВ в неполную звезду. Зона действия ДЗТ ограничивается выносными трансформаторами тока со стороны 110 кВ и трансформаторами тока 10 кВ в вводных ячейках ЗРУ 10 кВ

Максимальная токовая защита (МТЗ) 110 кВ предназначена для резервирования отключения токов к.з. на шинах потребителей, а также для резервирования основных защит трансформатора – ДЗТ и газовой. Она выполнена в виде двух токовых реле типа РТ-40. Работает следующим образом: при коротком замыкании в зоне чувствительности МТЗ-110 по вторичным обмоткам трансформаторов тока со стороны 110 кВ
Таблица 19 - Параметры реле ДЗТ - 11

Наименование величины	Численное значение для сторон
	110	35	10
первич. ном. ток. тр-ра	105 А	228А	335
коэффициент ТТ	200 / 5	600 / 5	400/5
схема соединения ТТ			Y
вторичные токи в плечах защиты	6 А	3,3 А	4,2

Реле ДЗТ – 11
Определим ток небаланса

= А

Минимальный коэффициент чувствительности на стороне 10 кВ



При включении тормозной обмотки реле ДЗТ-11 на сумму токов питаемых сторон 35 и 10 кВ первичный ток срабатывания защиты принимается из условия отстройки от броска тока намагничивания.

А

Минимальный коэффициент чувствительности при двухфазном КЗ на стороне 10 кВ



Определяем коэффициенты трансформации ТТ соединив ТТ 110 и 35 кВ в треугольник и ТТ 10 кВ в звезду.




Принимаем 200/5 -110 кВ: 600/5 – 35 кВ по условиям динамической стойкости. 400/5 – 10 кВ.

Определим вторичные номинальные циркулирующие токи

А А

А

Трансформаторы тока 35 и 10 кВ соответственно присоединены к первой и второй уравнительной обмотки, а ТТ 110 кВ к рабочей обмотке реле. Сторону 110 кВ принимаем за основную

Ток срабатывания на основной стороне

А

Расчетное число витков основной (рабочей) обмотки

вит.

Принимаем 6 витков.

Расчетное число витков первой уравнительной обмотки

вит.

Принимаем 11 витков при этом погрешность от неточного выравнивания составляет



Расчетное число витков второй уравнительной обмотки, присоединяемое к ТТ 10 кВ.

вит.

Принимаем 9 витков при этом погрешность от неточного выравнивания составляет



Число витков тормозной обмотки. Предварительно определяем ток небаланса имеющий место при трехфазном КЗ на шинах 35 кВ.



А

вит

Определим необходимое число витков тормозной обмотки при внешним КЗ на шинах 10 кВ.

А
. вит

Для повышения надежности при внешних КЗ принимаем 9 витков.

Уточним Кч при 2-х фазном КЗ на стороне 10 кВ учитывая отсутствия торможения.


МТЗ от внешних КЗ

Произведём расчёт тока уставки реле РТ-40:

Определим ток срабатывания защиты на стороне 110 кВ

А

Ток срабатывания реле

А

Пределы регулирования 5-10 А
Определим ток срабатывания защиты на стороне 35 кВ

А

Ток срабатывания реле

А

Пределы регулирования 5-10 А

Определим ток срабатывания защиты на стороне 10 кВ

А

Ток срабатывания реле

А

Пределы регулирования 5-10 А
5.2.4 Описание схемы релейной защиты понижающего трансформатора 110/35/10 кВ.
1. Основные защиты:

- От всех видов к.з. в обмотках трансформатора и на выводах, на выводах присоединений к секциям шин НН – общая продольная дифференциальная токовая защита, выполненная одним комплектом реле типа ДЗТ-11(KAW1-KAW3).

- От всех повреждений внутри бака трансформатора и в контакторном отсеке РПН, сопровождающихся выделением газа, - газовая защита с одним газовым реле KSG1 для бака и одним газовым реле KSG2 для контакторного отсека РПН.

2. Резервные и другие защиты:

- Для резервирования отключения многофазных к.з. на шинах НН, а также для резервирования основных защит трансформатора – максимальная токовая защита с комбинированным пуском по напряжению, установленная на стороне ВН. Защита содержит три реле тока типа РТ-40 (КА3 - КА5) и реле времени КТ1. Комбинированный пуск выполнен тремя фильтрами-реле напряжения обратной последовательности типа РНФ-1М (KVZ1- KVZ3) и тремя минимальными реле напряжения типа РН-54/160 (KV1- KV3).

- Для резервирования отключения многофазных к.з. на стороне CН – максимальная токовая защита с комбинированным пуском по напряжению, установленная на стороне CН. Защита выполнена с применением комплекта КЗ-12 (АК1) и дополнительного реле времени КТ2. Комплект защиты КЗ-12 содержит два реле тока КА1, КА2 реле времени КТ1. Комбинированный пуск выполнен фильтром-реле напряжения обратной последовательности KVZ1и минимальным реле напряжения типа KV1.

- От многофазных к.з. на шинах НН, а также для резервирования отключения к.з. на элементах, присоединенных к этим шинам,- максимальные токовые защиты с комбинированным пуском по напряжению, установленные на ответвленниях к секциям шин НН. Защита выполнена с использованием реле тока типа РТ-40 (КА6, КА7) и реле времени КТ3, КТ5. Комбинированный пуск выполнен фильтром-реле напряжения обратной последовательности (KVZ2, KVZ3) и минимальным реле напряжения типа (KV2 ,KV3).

- Для резервирования отключения внешних к.з. на землю, а также частичного резервирования основных защит трансформатора – одноступенчатая токовая ненаправленная защита нулевой последовательности с реле тока типа РТ-40 (КА13) и реле времени КТ8, КТ9.

- От повреждений в шкафах КРУН – 10кВ, имеющих высоковольтные выключатели – защиты при дуговых к.з..

- От симметричных перегрузок – МТЗ с тремя реле тока типа РТ-40 (КА10, КА11, КА12 ) установленные на сторонах ВН,СН,НН и реле времени КТ7.
5.2.5 Защита линий 10кВ

На всех отходящих от КРУН 10 кВ линиях, как кабельных, так и воздушных предусматривается три ступени токовой защиты:

1. 
   Токовая отсечка без выдержки времени. Селективное действие 1 ступени Т.О. достигается тем, что её ток срабатывания принимается бо´льшим максимального тока к.з., проходящего через защиту при повреждении вне защищаемого элемента. Чувствительность защиты определяется длиной защищаемой зоны (менее 50% линии) и коэффициентом чувствительности K^I_r ≥2.
   
2. 
   Токовая отсечка с выдержкой времени. Она обеспечивает защиту всей линии и сторону ВН приёмной КТП 10/0,4 кВ. Выдержка времени должна быть больше времени срабатывания этой отсечки на некоторое время Δt =0,3…0,6 с, называемое ступенью селективности. Достаточно, чтобы ток срабатывания 2^ой ступени был больше максимального тока К.З., проходящего при повреждении в конце защищаемой зоны (80…90% линии).
   
3. 
   Максимальная токовая защита. Ток срабатывания отстраивается на ток К.З. за трансформатором приёмной КТП 10/0,4 кВ. коэффициент чувствительности K^III_r ≥1,5. Выдержка времени МТЗ на ступень больше, чем выдержка времени предыдущего участка (МТЗ трансформатора 10/0,4 кВ КТП).
   
4. 
   Защита от однофазных замыканий на землю выполнена на реле РУ-21/1 с применением тр-ра земляной защиты ТЗЛМ-10 с действием на сигнал.
   

Токовая защита отходящих линий выполнена в виде двухфазной двухрелейной схемы соединения в неполную звезду(рис.14). Для выполнения схемы вторичные обмотки трансформаторов тока, установленных в двух фазах, соединяются выводами Л2, реле тока присоединяется последовательно.

Рисунок 14 - Схема соединения трансформаторов тока и реле .

Из анализа поведения реле при различных видах короткого замыкания следует, что схема защиты реагирует на все виды коротких замыканий, за исключением замыканий на землю фазы, в которой трансформатор тока не установлен, поэтому применяется только для действия при многофазных повреждениях.

0. 
   
   
   5.2.6 Автоматика ввода резерва (АВР.
   

Одной релейной защиты недостаточно для обеспечения надежности и бесперебойности электроснабжения. В этом также можно убедиться на примере рассмотренных схем электроснабжения. Шины распределительного пункта РП обычно выполняются в виде двух секций. Секционный выключатель при нормальной работе отключен. Каждая отходящая от шин линия электроснабжения потребителей связана только с определенной секцией. При повреждении одной из питающих РП линий и отключении ее релейной защитой электроснабжение потребителей соответствующей секции прекращается. Электроснабжение можно восстановить включением секционного выключателя устройством автоматического включения резерва (УАВР).

Устройства АВР выполняются как на постоянном, так и на переменном оперативном токе, и их схемы имеют некоторые различия, обусловленные видом этого тока и конструкцией привода выключателя.

Принцип осуществления команды на включение резервного питания при постоянном оперативном токе показан на рисунке 15. Нормально при включенных выключателях рабочего питания Q1, Q2 обмотка реле KLоднократности действия АВР (РОД), имеющего задержку на возврат, обтекается током, и его контакт замкнут. После отключения выключателя Q1 или Q2 в схеме через контакт РОД подается команда на включение выключателя Q3. Одновременно цепь обмотки РОД размыкается и команда на включение существует лишь в течение времени замедления РОД на возврат, достаточного для надежного включения выключателя Q3.

Рисунок 15- Принцип работы АВР при неявном резерве.
В данном проекте выполнена схема АВР 10 кВ с воздействием на включение секционного выключателя при отключении одного из вводных (трансформаторных) выключателей 10 кВ.