Трансформатордың қорғаныстары

Жұмыс түрі: Дипломдық жұмыс
Тегін: Антиплагиат
Көлемі: 77 бет
Таңдаулыға:

ЖОСПАР

Кіріспе 9

1 1103510 кВ қосалқы стансасының электрлік бөлігін жасау 10

1.3 Қысқы тұйықталу тоқтары 15

1.4 Жабдықтар мен коммутациялық аппараттарды таңдау 18

2 Трансформатордың қорғаныстары 38

2.1 Негізгі жағдайы 38

2.2 Трасфоматордың дифференциалды тоқты SIEMENS фирмасыны. 7UT613
типтегі сандық релелік терминалымен қорғау 39

2.3 Максималды тоқ үзіндісі(МТҮ) 49

2.4 Максималды ток қорғанысы 50

2.5 Асқын жүктемеден қорғау 53

2.6 Газдық қорғаныс 53

3 Қосалқы станцияның релелік қорғанысы 60

3.1 Желінің қорғанысы 60

3.3 Дистанционды қорғаныс 62

3.4 Нөлінші реттік тоқ қорғанысын (НРТҚ) есептеу 67

3.5 НРТҚ есептеу 69

4 Автоматты резервті қосылуының логикалық сұлбасын жасау. 82

4.1 Резервті автоматтық қосу (АРҚ) және оның қызметі 82

4.2 АРҚ сұлбаларына қойылатын негізгі талаптар 84

4.3 АРҚ құрылғыларының топталуы 85

4.4 Логикалық сұлбасын жасау. 86

5 Тіршілік қауіпсіздігі 91

5.1 Қосалқы стансадағы диспетчерлік қызмет орнындағы жұмыс жасау жағдайына
талдау 91

5.2 Диспетчерлік қызмет орындағы ауаны алмастырылуды есептеу 93

5.3 Қоршаған ортаны қорғау 97

6 Экономикалық бөлім 102

ҚОРЫТЫНДЫ 6

ӘДЕБИЕТТЕР ТІЗІМІ 7

Кіріспе

Бітіру жұмысында 1103510 кВ 2х80 МВА №13 қосалқы станциясының
релелік қорғанысы және автоматты іске қосылу резерві қарастырылған. Бұл 110
кВ қосалқы станция үш энергия жүйесінен қоректенеді және ортанғы кернеуі
жағынан 6 желі, төменгі кернеуден жергілікті тұтынушыларға 20 фидер шығып
жатыр. Бітіру жұмысын есептеу барысында бастапқы берілген деректер, қазіргі
заман талаптарына сай негізгі электр жабдықтары таңдалынып, соларға тиісті
релелік қорғаныс есептері жүргізілді. Сонымен қатар, негізгі бөлімде
релелік қорғаныстың түрлері керекті жабдықты қорғау үшін есептелінді, уақыт
ұстанымдары таңдалынды және селективтілік карталары сызылды.
Бітіру жұмысының өмір тіршілік қауіпсіздігі бөлімінде диспетчерлік
орынның жұмыс істеу жағдайы, сонымен қатар aya алмастыру мәселелері және
шаң аулағыш қодырғылардың сипаттамалары қарастырылған , экономикалық
бөлімде қосалқы станцияның қазіргі заманға сай , жаңа қондырғылар, яғни
модернизазия жүргізілді.
Ұсынылып отырған бітіру жұмысы алты бөлімнен тұрады. Олардың қысқаша
сипаттамасы төменде келтірілген.

1 1103510 кВ қосалқы стансасының электрлік бөлігін жасау

1.1 Қосалқы стансаның бас электрлік сұлбасы

Сурет 1.1- Стансаның бас электрлік сұлбасы

Бітіру жұмысына бастапқы берілгендері:

С –1 қорек жүйесі:
МВА; МВА;

С-2 қорек жүйесі:
МВА; МВА;

С-3 қорек жүйесі:
МВА; МВА;

Трансформаторлардың параметрлері:

Екі орамды трансформатор ( гидр. және турб.) ТДЦ - 8000011010
Sном=80 МВА; Uвн=121 кВ; Uнн=10.5кВ; uк=11%; [1]

№ 13 қосалқы станцияга арналған трансформатор.

Үш орамды трансформатор ТДЦТН – 800001103510:
Sном=80 МВА; Uвн=115 кВ; Uсн=38.5 кВ; Uнн= 11 кВ .
В-С=11; В-Н=18.5; C-H=7; кВт; кВт; % [1]

Гидрогенератордың бастапқы параметрлері:

ВГС 1525135 – 120 Uн=10.5 кВ [1]
Х"d = 0,28 c.б; Cos φ = 0.85

Турбогенератордың бастапқы берілгендері:

ТВФ – 63 – 2EY3; S = 78.75 МВА; [1]
Х"d = 0.1361 c.б

Кесте 1.1 - Желінің ұзындықтары.
№ КЖ КЖ ұзындығы, км Худ, Омкм
1;2 Біртізбекті 12.5 0,4
3;4 Біртізбекті 17 0,4
5 Біртізбекті 10 0,4
6 Біртізбекті 18 0,4
7;8 Біртізбекті 9.7 0,4
9;10 Біртізбекті 7.9 0,4
11.1 Біртізбекті 8.7 0,4
11.2 Біртізбекті 5.5 0,4
12 Біртізбекті 7.3 0,4
13.1 Біртізбекті 5.3 0,4
13.2 Біртізбекті 9.4 0,4
14 Біртізбекті 13.8 0,4
15;16 Біртізбекті 14 0,4
18 Біртізбекті 20 0,4
19.1 Біртізбекті 11 0,4
19.2 Біртізбекті 3 0,4
25;26 21 0,4
Біртізбекті
27;28 8.2 0,4
Біртізбекті
20 Біртізбекті 25 0,4
21Біртізбекті 19 0,4
22;23 Біртізбекті 9 0,4
24.1 Біртізбекті 7 0,4

.
24.2 Біртізбекті 18 0,4

1.2 Жүйе элементтерінің кедергілерін анықтау

Желілердің кедергілері келесі формуламен анықталады

,Ом
(1.2.1)

Желілердің кедергілері кестеде 1.1.2 - көрсетілген

Кесте 1.2.1 – Желі кедергілері
Желі № Хж, Ом
1;2 5
3;4 6,8
5 4
6 7,2
7;8 3,88
9;10 3,16
11.1 3,48
11.2 2,2
12 2,9
13.1 2,12
13.2 3,76
14 5,52
15;16 5,6
18 8
19.1 4,1
19.2 1,2
25;26 8,4
27;28 3,28
20 10
21 7,6
22;23 3,6
24.1 2,8
24.2 7,2

Екі орамалы трансформатордың кедергісі келесі формуламен анықталады

(1.2.2)

№13 қосалқы стансаның кедергісін есептеу.
Үш орамалы трансформатордың кедергісі келесі формуламен анықталады:
, (1.2.3)
, (1.2.4)
. (1.2.5)

1.2.2 кестелерінде көрсетілген

Кесте 1.2.2 – Үш орамды және төменгі орамы ажыратылған екі
орамды трансформаторларлар кедергілері.
Трансформатордың түрі
Үш орамды трансформатор ТДЦТН - 80110:
Sном=80 МВА; Uвн=115 кВ; Uсн=38.5 кВ; Uн=11 кВ
. В-С=11; В-Н=18.5; С-H=7;
кВт кВт %
Трансформатор кедергісі Хтр, Ом
Хвтр Хстр Хнтр
18,6 0,4 11,98
Екі орамды трансформатор ТДН - 4011010
Sном=40 МВА; Uвн=115 кВ; Uсн=38.5 кВ; Uнн= 11 кВ
ВН –НН =10.5; Ом
Екі орамды трансформатор ТДН- 1611010
Sном=80 МВА; ; Uвн=115 кВ; Uсн=16.5 кВ; ; ВН –НН
=10.5; Ом

Жүйе кедергілері келесідей анықталады:

(1.2.6)

(1.2.7)

Кесте 1.2.3- шығарылым мәндері енгізілген.
Жүйе нөмірі Uб, кВ Mаксимал режим,Минималды
Ом режим,Ом
С - 1 115 3,48 3,67
С - 2 115 3,22 3,39
С - 3 115 3,9 4,1

1.3 Қысқы тұйықталу тоқтары

ҚТ тоқтарын есептеу үшін орынбасу сұлбасын құрастырамыз және "ELECTRONICS
WORKBENCH" бағдарламасының көмегімен тоқтарды анықтаймыз. № 13 қосалқы
стансаның 25 - трансформаторы бойынша есептейміз:

Сурет 1.3.1 – Электр сұлбаның максимал режиміндегі 110кВ-тағы ҚТ тоғы

Сурет 1.3.2 – Электр сұлбаның максимал режиміндегі 35кВ-тағы ҚТ

Сурет 1.3.3 – Электр сұлбаның максимал режиміндегі 10кВ-тағы ҚТ

Минималды режим режим бойынша 25 трансформатордың қ.т.

Сурет 1.3.4 – Электр сұлбаның минимал режиміндегі 110кВ-тағы ҚТ тоғы

Сурет 1.3.5 – Электр сұлбаның минимал режиміндегі 35кВ-тағы ҚТ тоғы

Минималды режим кезіндегі 35 кВ қ.т.

Сурет 1.3.6 – Электр сұлбаның минимал режиміндегі 10кВ-тағы ҚТ тоғы

№ 26 трансформатордын №25 трансф арасында ҚТ айырмашылығы коп емес.
Сондықтан ол жағдайды есептеуді қажет етпейді.

1.4 Жабдықтар мен коммутациялық аппараттарды таңдау

1.4.1 Ажыратқыштарды таңдау

МЕМСТ 687-78 –қа сәйкес ажыратқыштар мына шарттар бойынша таңдалады.

(1.4.1.1)

мұндағы Uном – ажыратқыштың номинал кернеуі; Uсети.ном – желінің
номинал кернеуі; Iном – ажыратқыштың номинал тоғы; Iном.расч – номинал
режимдегі есептік тоқ; kn – ажыратқыштың мүмкін болатын жүктеменің
нормаланған коэффициенті; Iпрод..расч – ағымдық режимдегі есептелетін тоқ.
Осыдан кейін ажыратқыштың өшіру қабілеті мына шарт бойынша
тексеріледі.

(1.4.1.2)

мұндағы Iвкл – ажыратқыштың номинал қосылу тоғының периодты
құраушысының бастапқы әсерлік мәні (номинал қосылу тоғын ҚТ ең үлкен
мәнінде ажыратқыштың сенімді өшіру қабілеті деп түсіну керек); iвелI –
номинал қосылу тоғыың ең шыңы.
Содан соң өшірілудің симметриялық тоғы тексеріледі:

(1.4.1.3)

мұндағы Iоткл.ном – ажыратқыштың номинал сөндіру тоғы; IП.τ – ҚТ
тоғының периодты құраушысы, (ҚТ-ң бастапқы кезінде ажыратқыш түйіспелерінің
тарау тоғы).
ҚТ-ң апериодты құраушы тоғының мүмкін болу ажыратылуы келесі
қатынаспен анықталады:

(1.4.1.4)

мұндағы iaH0M – ажыратылудың апериодты құраушы тоғының номинал мәні;
βнорм – ажыратылу тоғындағы апериодты құраушының нормаланған пайыздық
бөлігі; iaτ - ҚТ тоғының апериодты құраушысы (ҚТ-ң бастапқы кезінде
ажыратқыш доғасөндіргіш түйіспелерінің тарау тоғы).
Егер Iоткл.ном Iп.τ, aл ia.HOM iaτ, болса, онда толық
тоқтардың шартты мәндерін салыстыру керек..

(1.4.1.5)

Сөндірудің есептік уақыты τ немесе tоткл өзіндік өшірілу уақытының
қосындысынан құралады: ажыратқыштың өзіндік өшірілу уақыты tс.в.откл мен
негізгі қорғаныстың 0,01-ге тең болатын мүмкін минимал әсер ету уақыты:

(1.4.1.6)

Ажыратқыштың электродинамикалық тұрақтылығы ҚТ-ң шектік өтпе тоғымен
тексеріледі:

(1.4.1.7)

мұндағы Iпр.скв – шектік өтпе тоғының периодты құраушысының бастапқы
әсерлік мәні; iпр.скв – шектік өтпе тоғының ең шыңы.
Термиялық тұрақтылыққа тексеру келесі түрде болады: Егер tоткл tтер
(көп кездесетін жағдай ), онда тексеру шарты:

(1.4.1.8)

мұндағы I тер – ажыратқыштың термиялық тұрақтылығының номинал тоғы;
tтер – термиялық тұрақтылығының нормаланған тоғының шектеулі рұқсат
етілетін уақыты; Вк – есептеу бойынша ҚТ тогының жылулық импульсі.
Әдетте,ажыратқыштың қайта қалпына келу параметрлері бойынша тексеру
жүргізілмейді, өйткені энергожүйелердің көпшілігнде ажыратқыштың
түйіспелеріндегі қайта қалпына келу кернеуі сынақ шарттарына сәйкес келеді.
Қайта қалпына келу кернеуінің жылдамдығын кВмкс тексеру қажеттілігі
туындайтын болса, онда ол тек әуелік ажыратқыштар үшін іске асырылады.
Жоғарғы кернеулі ажыратқыштарды таңдау
Трансформатордың ЖК (110 кВ) жағындағы ажыратқыштарды таңдау
Трансформатордың ЖК жағындағы тоқ

(1.4.1.9)

Осы мәндерге қарап 100-SFMT-40E Mitsubishi Electric Simens маркасының
типті элегазды ажыратқыштарын таңдаймыз.

Кесте 1.4.1-Ажыратқыштың параметрлері:
Uном кВ; 123
Iном А 1200
40
Iоткл.ном кА
Iдин100
кА
Iдоп кА 40
tс.в.откл с 0,035
βнорм% 20
tтер сек; 3
Iтер кА 40

Сөндірудің есептік уақыты
ҚТ соққы тоғы

; (1.4.1.10)

мұндағы kуд=1,8 – соқтық коэффициенті; Iкз=6,746кА – ЖК жағындағы үшфазалы
ҚТ тоғы.

Iп0вн=6,746кА; Та:=0.06с;

(1.4.1.11)

, болғандықтан, ажыратқышты сөндіру қабілетіне тексеру ҚТ
толық тоғы бойынша жүзеге асады. Сөндірудің толық тоғы:
Iп.τ.вн:=Iп.0.вн,
Iоткл.ном=40 кАIп.τ.вн=6,746
кА,

(1.4.1.12)
кА

tоткл=0,04 trep=3 с болғандықтан, жылулық тұрақтылыққа тексеру мына шартпен
орындалады:
Та:=0.06 с; tоткл:=0.04c; Iп0вн=6,746А; Iтер:=40 кА;

(1.4.1.13)

(1.4.1.14)

Ажыратқыштың параметрлері Есептелген мәндері
Uном кВ; 123 U уст.ном, кВ 110
Iном А 1200 Iраб.нб, A 420
Iоткл.ном кА 40 i уд, кА 17,12
Iдин кА 100 I n,0, кА 6,746
Iдоп кА 40 I n,τ, кА 6,746
tс.в.откл с 0,035 В, кА2 • с 4,78

Кесте 1.4.2 – 100-SFMT-40E Mitsubishi Electric типті элегазды
ажыратқыштың параметрлері

Ажыратқыш барлық шарттарды қанағаттандырады.
110 кВ шинадағы секциялық ажыратқышты таңдау
Желімен ағатын тоқ

. (1.4.1.15)

Аппаттық режимдегі тоқ

Iа=1,4xIp
(1.4.1.16)
Iа=1,4х420=588A

Секциялық ажыратқышты таңдаймын: 100-SFMT-40E Mitsubishi Electric

Кесте 1.4.3 - 100-SFMT-40E Mitsubishi Electric типті секциялық
ажыратқыштың параметрлері

Ажыратқыштың параметрлері Есептелген мәндері
Uном кВ; 123 U уст.ном, кВ 110
Iном А 1200 Iраб.нб, A 588
Iоткл.ном кА 40 i уд, кА 17,12
Iдин кА 100 I n,0, кА 6,746
Iдоп кА 40 I n,τ, кА 6,746
tс.в.откл с 0,035 В, кА2 • с 4,82

Трансформатордың ОК (35 кВ) жағындағы ажыратқыштарды таңдау
Трансформатордың ОК жағындағы тоқ

(1.4.1.17)

Берілген мәндерге қарап ВГБ-35-402000У1 типті элегазды
ажыратқыштарын таңдаймыз.

Кесте 1.4.4 - Ажыратқыш параметрлері
Атауы ВГБ-35-402000У1
Номинал кернеу, кВ 35
Номинал ток, А 2000
Қ.т. кезіндегі номинал ажырату тогы,40
кА
Номинал қосу тогы, кА 102
Термиялық тұрақтылық тоғы, кА 40
Қ.т. номинал ұзақтығы, с 3
Өшіру уақыты, с 0,07
Өзіндік өшіру тоғы, с 0,05
Апериодты құр.нормаланған бөлігі, % 30

ҚТ-ң соқтық тоғы:

(1.4.1.18)

мұндағы kуд=1,8 – соқтық коэффициенті; Iкз=7,155 кА – ЖК жағындағы
үшфазалы ҚТ тоғы.

.

τ кезіндегі ҚТ тоғының апериодты құраушысы:
Iп0вн=7,155 кА; Та:=0.06с;

(1.4.1.19)

, болғандықтан, ажыратқышты сөндіру қабілетіне тексеру ҚТ
толық тоғы бойынша жүзеге асады. Сөндірудің толық тоғы:
Iп.τ.вн:=Iп.0.вн
(1.4.1.20)

Iоткл.ном=40 кАIп.τ.вн=7,155 кА, (1.4.1.21)

(1.4.1.22)
(1.4.1.23)
кА (1.4.1.24)

tоткл=0,06с trep=3 с болғандықтан, жылулық тұрақтылыққа тексеру мына
шартпен орындалады:

Та:=0.06 с; tоткл:=0.06 c; Iп0вн=7,155 кА; Iтер:=40 кА;

(1.4.1.25)

(1.4.1.26)

Кесте 1.4.5 – ВГБ-35-402000У1 типті элегазды ажыратқыштың
параметрлері
Ажыратқыштың параметрлері Есептелген мәндері
Uном, кВ 35 Uуст.ном, кВ 35
Iном, A 2000 Iраб.max, А 1319,69
i дин , кА 40 iуд, кА 18,159
i вкл , кА 102 iуд, кА 18,159
I ном.отк , кА 40 , кА 7,155
Iтер2 * tтер, кА2 *с4800 В, кА2*с 6,14
ia,ном , кА 16,971 ia,t , кА 3,726

Ажыратқыш барлық шарттарды қанағаттандырады.

35 кВ шинадағы секциялық ажыратқышты таңдау

. (1.4.1.27)

Аппаттық режимдегі тоқ

Iа=1,4×Iр (1.4.1.28)
Iа=1,4×Iр=1,4х1319,69=1847,56 А

Кесте 1.4.5 – ВГБ-35-402000У1 типті ажыратқыштың параметрлері
Ажыратқыштың параметрлері Есептелген мәндері
Uном, кВ 35 Uуст.ном, кВ 35
Iном, A 2000 Iраб.max, А 1847,56
i дин , кА 40 iуд, кА 18,159
i вкл , кА 102 iуд, кА 18,159
I ном.отк , кА 40 , кА 7,155
Iтер2 * tтер, кА2 *с4800 В, кА2*с 6,14
ia,ном , кА 16,971 ia,t , кА 3,726

Ажыратқыш барлық шарттарды қанағаттандырады.

Трансформатордың ТК (10 кВ) жағындағы ажыратқыштарды таңдау
Трансформатордың ТК жағындағы тоқ

. (1.4.1.29)

Берілген мәндерге ВБЭК-10-31,52500 НПП Контакт типті вакуумды
ажыратқыштарын таңдаймыз

Кесте 1.4.6 –.Ажыратқыш параметрлері
Uном, кВ 10
Iном, A 2500
i дин , кА 31,5
i вкл , кА 170
I ном.отк , кА 31,5
Iтер2 * tтер, кА2 *с 2976,75
ia,ном , кА 8,91
Uном, кВ 10
Iном, A 2500
i дин , кА 31,5

ҚТ-ң соқтық тоғы:

мұндағы kуд=1,8 – соқтық коэффициенті; Iкз=17,984кА – ЖК жағындағы
үшфазалы ҚТ тоғы.

.

τ кезіндегі ҚТ тоғының апериодты құраушысы:

Iп0вн=10,8 кА; Та:=0.06с;
(1.4.1.31)

, болғандықтан, ажыратқышты сөндіру қабілетіне тексеру ҚТ
толық тоғы бойынша жүзеге асады. Сөндірудің толық тоғы:

Iп.τ.вн:=Iп.0.вн, (1.4.1.32)
Iоткл.ном=63 кАIп.τ.вн=17,984кА, (1.4.1.33)

(1.4.1.34)
(1.4.1.35)
кА

tоткл=0,08с trep=3 с болғандықтан, жылулық тұрақтылыққа тексеру мына
шартпен орындалады:
Та:=0.06 с; tоткл:=0.08 c; Iп0вн=17,984кА; Iтер:=64 кА;

(1.4.1.36)

(1.4.1.37)

Кесте 1.4.7- ВБЭК-10-31,52500 НПП Контакт типті вакуумды
ажыратқыштың параметрлері
Ажыратқыштың параметрлері Есептелген мәндері
Uном, кВ 10 Uуст.ном, кВ 10
Iном, A 2500 Iраб.max, А 4624
i дин , кА 31,5 iуд, кА 45,64
i вкл , кА 170 iуд, кА 45,64
I ном.отк , кА 31,5 Inτ, кА 17,984
Iтер2 * tтер, кА2 *с2976,75 В, кА2*с 45,279
ia,ном , кА 8,91 ia,t , кА 6,724

Ажыратқыш барлық шарттарды қанағаттандырады.
10 кВ шинадағы секциялық ажыратқышты таңдау
Желімен ағатын тоқ

(1.4.1.38)

Аппаттық режимдегі тоқ

Iа=1,4×Iр (1.4.1.39)
Iа=1,4×Iр=1,4×4624,6= 6474,4 A.

Берілген мәндерге қарап МГУ-20-909500-У3 типті аз майлы ажыратқышын
таңдаймыз.

1.4.8 –кесте. ВБЭК-10-31,52500 НПП Контакт типті вакуумды
ажыратқыштың параметрлері
Ажыратқыштың параметрлері Есептелген мәндері
Uном, кВ 10 Uуст.ном, кВ 10
Iном, A 2500 Iав, А 6474,4
i дин , кА 31,5 iуд, кА 45,64
i вкл , кА 170 iуд, кА 45,64
I ном.отк , кА 31,5 Inτ, кА 17,984
Iтер2 * tтер, кА2 *с2976,75 В, кА2*с 45,279
ia,ном , кА 8,91 ia,t , кА 6,724

Ажыратқыш барлық шарттарды қанағаттандырады.
Желідегі ажыратқыштарды орнату;

Sф10кВ*2=Sж35кВ

(1.4.1.40)

Iа=2×Iр=2×289=578 A.

Кесте 1.4.9 –. SIEMENS 3АН1-4 типті вакумды ажыратқыш таңдалынды.
Ажыратқыш параметрлері Есжыратқыш есептелген мәндер
, кВ = 12 , кВ = 10
,А = 800 ,А = 289
, кА = 80 , кА = 45,279
,кА = 25 ,кА = 17,984
,= 1920 , = 45,279

Ажыратқыш барлық шарттарды қанағаттандырады.
35 кВ желісіндегі ажыратқыш

Sф10кВ*2=Sж35кВ
Sж35кВ=2*5МВА=10МВА
(1.4.1.41)

Осы мәндерге қарап 3АЗ1 FG типті элегазды ажратқыштарын таңдаймыз,

Кесте 1.1.4.10- Ажыратқыштың параметрі.
Uнom 35 кВ,
IН0М 630 А;
IОТКЛ.Н0М 31,5 кА;
Iдин 31,5 кА
Iдоп 40 кА
Iтер 31,5 кА
tтер 4 сек
tс.в.откл 0,09 с
βнорм 0%
80кА

Сөндірілетін уақыт τ = 0,01+ tс.в.откл =0,1 с;

(1.4.1.42)

Мұндағы kуд=1,8 – соқтық коэффициенті.
Iкз=7,155кА – ТК жағындағы үшфазалы тоқ.

Таңдалған ажыратқышты сөндіру уақытына тексереміз:

Iдоп=40 кА Iуд=18,159кА;

τ кезіндегі ҚТ тоғының апериодты құраушысы:

(1.4.1.43)

термиялық тұрақтылыққа тексеру мына шартпен орындалады:

Та := 0.06 с
Вк = 8,1кА2*с

Вк = 8,1кА2*с
(1.4.1.43)

Кесте 1.4.11 -3AP1 FG-типті элегазды ажыратқыш.
Uном=35 кB ( Uном.c=35 кB
Iном=630 А ( Iном.c=577 A
IОТКЛ.Н0М =31,5 кА ( In(=7,155 kA
Iдин=31,5 кА ( In.o=7,155 kA
iдин=143 кA ( iуд.=2,255 кA
( Вк = 8,1 кА2*с

Ажыратқыш барлық шарттарды қанағаттандырады.

1.4.2 Айырғыштарды таңдау

Айырғыштар мына шарттар бойынша таңдалады:

(1.4.2.1)
Әрбір кернеу сатысына сәйкес айырғыштарды таңдаймыз:
110 кВ жоғарғы кернеуге РНДЗ-1-1101000У1 типті;
35 кВ жоғарғы кернеуге РНДЗ-1-35-2000У1 типті;

1.4.12 – кесте. 110 кВ жоғарғы кернеуге РНДЗ-1-1101000У1 типті
Айырғыштытың параметрлері Есептелген мәндері
Uном, кВ 110 U уст.ном, кВ 110
Iном, A 1000 Iраб.мах, A 420
i дин , кА 80 i уд, кА 17,12
Iтер2 * tтер, кА2 *с992,25 В, кА2 • с 4,78

1.4.13 – кесте. 35 кВ жоғарғы кернеуге РНДЗ-1-35-2000У1 типті
Айырғыштытың параметрлері Есептелген мәндері
Uном, кВ 35 U уст.ном, кВ 35
Iном, A 2000 Iраб.мах, A 1319,69
i дин , кА 80 i уд, кА 18,159
Iтер2 * tтер, кА2 992,25 В, кА2 • с 6,14
*с

Айырғыштар барлық шарттарды қанағаттандырады.

1.4.3 Асқын кернеуді шектеушілерді таңдау

Қосалқы станса трансформаторын сыртқы және ішкі асқын кернеулерден
қорғау мақсатында ОПН орнатамыз.
Номиналдық кернеу бойынша
Жоғарғы жағында 3EP2 192 – 2PL3
Ортанғы жағында 3EP4 Q96 – 2PL3
Төменгі жағында 3EK5 100 – QBA.

1.4.4 Ток трансформаторларын таңдау

Келесі шарттар бойынша ток трансформаторларын таңдаймыз:

(1.4.4.1)

немесе (1.4.4.2)
немесе (1.4.4.3)
(1.4.4.4)

мұндағы кдин және ктер – термиялық және динамикалық тұрақтылыққа
сәйкес біркелкілі тоғы; Z2hOm – ТТ-ның екіншілік тізбегіндегі номинал
кедергісі, берілген дәлділік классына сәйкес жұмыспен қамтамасыз етеді, Ом;
Z2pacч —екіншілік тізбектің есептік кедергісі, Ом.
ТТ дәлдік классын тағайындалуына сәйкес таңдалады. Егер ТТ-на электр
энергиясының есептемелік счетчиктер орнатылса, онда оның дәлдік классы 0,5-
тен кем болмау керек. Ал тек щитты өлшегіш құрал қосылатын болса, онда
дәлдік классы 1 болса жетклікті.
Дәлдік классымен алынған мән бойынша ТТ жұмыс істеуі үшін, екіншілк
тізбектегі жүктеме номиналдық мәннен аспауы керек, яғни
I2ном=5 А

(1.4.4.5)

ТТ есептемелік жүктемесі Z2pacч түйіспелер мен сымдардағы қуат
шығынынан, өлшеуіш құралдардың жүктемелерінен құралады трансформатордың
екіншілк тізбегіне тізбектей қосылған құрал орамдарының қосынды кедергісі
Z∑приб, фаза бойынша таралуы және қосылу сүлбесіне сәйкес есептейді.
Өлшеуіш құралдардың үшсызықты қосылу сүлбесін құрастыру кезінде құралдың
жалғану сүлбесін есепке алу қажет.
Екіншілк тізбек сымның кедергісі жолға орнатылған сымның LTp
ұзындығынан,қимасынан және ТТ-ң қосылу сүлбесінен тәуелді
110 кВ ҚСт-ның екіншілік тізбегінде алюминді кабель қолданылады
(р=0,028 Ом-мм2м). Сымның қимасын өлшеу дәлдік талаптарына сәйкес
таңдайды.
ТТ-ның дәлдік классының жұмысын қамтамасыз ету үшін рұқсат етілген
жүктеме шартына қарап сымның кедергісі мынадай болады:

(1.4.4.6)

мұндағы ZK0HT – түйіспелер кедергісі.
Zпров ≈гпров. теңсіздігін тексерсек, онда сымның рұқсат етілген қимасы
төмендегі өрнектен кем болмау керек, мм2,

(1.4.4.7)

мұндағы р – сымның материалының меншікті кедергісі; Lpacч - ТТ –ның
қосылу сұлбасынан тәуелді сымның есептік ұзындығы.

Кесте 1.4.15-110 кВ жағында ТТ-н таңдау:
Приборлар Типтері Жүктеме ВА
А В С
Универсалды счетчик СЭТ-4ТМ.02 0,1 0,1 0,1
Амперметр Э-335 0,5 - 0,5
Қосындысы 0,6 0,1 0,6

0,5 класс дәлдігінде номиналды екіншілік жүктемесі 1,2 Ом құрайды.
Түйіспелердің кедергісін 0,05 Ом деп қабылдап, онда сымның кедергісі:

, (1.4.4.8)

Мыс өзекшесі бар біріктірілетін сымның ұзындығын LTp=60 метр деп
қабылдап, екі фазаға ТТ орналасуын ескеріп, олардың қимасын анықтаймыз:

, (1.4.4.9)

2,5 мм2 қимасымен КРВГ маркалы бақылау кабелін таңдаймыз

Кесте 1.4.16- ТВ-11020
ТТ параметрлері Есептелген мәндері
Uном, кВ 110 U уст.ном, кВ 110
Iном, A 600 Iраб.мах, A 420
I скв , к 62 i уд, кА 17,5
Iтер2·Iтер, кА2·с 432 Вк, кА2 • с 5,202

35 кВ жағында ТТ-н таңдау:
ТТ - көбірек жүктелген фазасы – А. Осы фазаға қосылған құралдың жалпы
кедергісі:

Кесте 1.4.17-.35 кВ арналған
Приборлар Типтері Жүктеме ВА
А В С
Универсалды счетчик СЭТ-4ТМ.02 0,1 0,1 0,1
Амперметр Э-335 0,5 - 0,5
Қосындысы 0,6 0,1 0,6

Sприб: =6,5 BA I2:=5A
(1.4.4.10)
Rприб = 0,26 Ом

0,5 класс дәлдігінде номиналды екіншілік жүктемесі 1,2 Ом құрайды.
Түйіспелердің кедергісін 0,05 Ом деп қабылдап, онда сымның кедергісі:

R2hom:=1,2 Om Rkoht:=0,05
(1.4.4.11)

Мыс өзекшесі бар біріктірілетін сымның ұзындығын LTp=40 метр деп
қабылдап, екі фазаға ТТ орналасуын ескеріп, олардың қимасын анықтаймыз (ТТ
мен құралдың жалғануы - жұлдызша):

(1.4.4.12)

Табылған қима бойынша 2,5 мм2 қималы КРВГ маркалы бақылау кабелін
таңдаймыз.

Кесте 1.4.18 – ТВ-3525:
ТТ параметрлері Есептелген мәндері
Uном, кВ 35 U уст.ном, кВ 35
Iном, A 1500 Iраб.мах, A 1319,69
I скв , кА 125 i уд, кА
19,06
Iтер2·Iтер,кА2·с 7203 Вк, кА2 • с 6,72

10 кВ қа арналған ТТ
ТТ- көбірек жүктелген фазасы – А. Осы фазаға қосылған құралдың жалпы
кедергісі:

1.4.19 – кесте прибордың параметрлері

Приборлар Типтері Жүктеме ВА
А В С
Универсалды счетчик СЭТ-4ТМ.02 0,1 0,1 0,1
Амперметр Э-335 0,5 - 0,5
Қосындысы 0,6 0,1 0,6

Sприб: =6,5 BA I2:=5A
(1.4.4.13)
Rприб = 0,26 Ом

0,5 класс дәлдігінде номиналды екіншілік жүктемесі 0,8 Ом құрайды.
Түйіспелердің кедергісін 0,05 Ом деп қабылдап, онда сымның кедергісі:

R2hom:=0,8 Om Rkoht:=0,05
(1.4.4.14)

Мыс өзекшесі бар біріктірілетін сымның ұзындығын LTp=20 метр деп
қабылдап, екі фазаға ТТ орналасуын ескеріп, олардың қимасын анықтаймыз (ТТ
мен құралдың жалғануы- жұлдызша):

(1.4.4.15)

Табылған қима бойынша 2,5 мм2 қималы КРВГ маркалы бақылау кабелін
таңдаймыз.

Кесте 1.4.20 –. ТВТ- 10 параметрлері:
ТТ параметрлері Есептелген мәндері
Uном, кВ 10 U уст.ном, кВ 10
Iном, A 5000 Iраб.мах, A 4624,2
I скв , кА 100 i уд, кА 47,65
Iтер2·Iтер, кА2·с 3675 Вк, кА2 • с 7

1.4.5 Кернеулік трансформаторларды (КТ) таңдау

Келесі шарттар бойынша таңдалады:
1. U1ном ≥ U сети.ном;
2. Sном≥S2расч.;

3. дәлдік класы бойынша;
4. құрылымы және қосылу сұлбасы бойынша.

мұндағы S2hom – берілген дәлдік классының жұмысына сәйкес және КТ-ң
екіншілік тізбегінде пайдаланылатын номинал толық қуат; S2расч - екіншілік
тізбегінде пайдаланылатын есептік толық қуат.
КТ-ң тізбегіндегі сымның қимасы механикалық беріктік және рұқсат
етілетін кернеу шығынынан анықталады.. Бұндайда алюминді сымның қимасы
механикалық беріктік шарты бойынша 2,5 мм2 аспауы керек.
КН типі оның тағайындамасымен таңдалынады.. Егер Кт-нан есептік
счетчиктер қорек көзін алатын болса, онда екі бірфазалық НАМИ серилы КТ-н
қолдану тиімді. Жалғыз үшфазалы КТ-на қарағанда, екі бірфазалық КТ қуатты
болып келеді, және де бағалары шамалас. 110 кВ және одан жоғары кернеуде
НКФ сериялы каскадты КТ қолданады.

110 кВ НКФ – 110 – 83Т1 типті кернеу трансформаторын таңдаймыз.

Кесте 1.4.21- Есептегіш құралдар
Құрал Құрал түрі Робщ. Вт Q∑. Вар
V Ц-3011 3 -
V Ц-3011 3 -
Счетчик СЭТ-4ТМ.02 38,4 89,28
Барлығы 44,4 89,28

(1.4.5.2)

0,5 класс дәлдігінде номиналды екіншілік жүктемесі 400 В*А құрайды,
ол есептік жүктемеден неғұрлым жоғары.

Кесте 1.4.21- параметрлері
ТТ параметрлері Есептелген мәндері
Uном, кВ 110U уст.ном, кВ 110
Iном, A 600Iраб.мах, A 420
Sном, ВА 400S2расч 99,72

Приборлар Түрі
Uном, кВ 35 U уст.ном, кВ 35
Iном, A 1500 Iраб.мах, A 1319,69
Sном, ВА 400 S2расч 21,7

1.4.24– кесте.- 10 кВ НАМИ – 10 – 66У3 типті кернеу трансформаторын
таңдаймыз.
ПриборлТүрі Бір орамның Орам
ар қуаты саны
103 Grp Chge OPTION Қосулы Қосулы Тағайыншама
тобының өзгеруі
105 PROT. OBJECT Үш фазалы Үш фазалы Қорғалатын
трансформатор трансформатор объект
112 DIFF. PROT. Қосулы Қосулы Дифференциялдық
қорғаныс
181 M.V. SUPERV Қосулы Қосулы Өлшеу шамаларды
бақылау.
1271 2. HARMONIC 10..80 % 15 % 2-ші гармоника
бойынша
дифференциялдық
қорғанысы

2.3 Максималды тоқ үзіндісі(МТҮ)

Қорғаныстың іске қосылу тоғы:

(2.3.1)

мұндағы - ҚТ тоқтарын есептелуінің қателіктерін, реле қателігін,
біріншілік жєне екіншілік тоқтардағы апериодикалық құраушылардың және
қажетті қордың әсерін ескеретін реттеу коэффициенті.

Сурет 2.6-Т2 трансформатордағы максималды ҚТ тоғы.
А

Реленің іске қосылу тоғы:

-тоқ трансформаторының трансформация коэффициенті
110кВ кернеудегі трансформатордың трансформация коэффициенті
=120
Ксх=1-сұлба коэффициенті
Максимал тоқ үзіндісін сезімталдыққа тексермейміз.
Максимал тоқ үзіндісінің (МТҮ)уақыт ұстанымын нөлге тең деп
аламыз:tмтy=0с

2.4 Максималды ток қорғанысы

Қорғаныстың іске қосылу тоғы:

мұндағы Iраб.макс– трансформатордың максимал тоғы
Kсз = 2,5 – жалпылама жүктеменің өзіндік іске қосылу коэффициенті;
Kотс=1,1- цифрлық терминалдар ушін
Kвоз=0,95-реленің қайту коэффициенті(цифрлық терминалдар ушін)

(2.4.1)

Сурет 2.7 - Трансформатордың төменгі жағындағы қ.т.

=1639 А

Сезімталдық коэффициенті:

==

Сезімталдық шарты орындалмаған соң максималды тоқ қорғаныс кернеу
блакировкасы арқылы шығарамыз:

(2.4.2)
=0,95

Реленің іске қосылу тоғы:

-тоқ трансформаторының трансформация коэффициенті
110кВ кернеудегі трансформатордың трансформация коэффициенті
=120
Ксх=1-сұлба коэффициенті

Сурет 2.8 - Трансформатордың төменгі кернеуді есептеу

(2.4.4)

=1,05

Реленің іске қосылу кернеуі:

-кернеу трансформаторының трансформация коэффициенті
110кВ кернеудегі трансформатордың трансформация коэффициенті
= 1100
Ксх=1-сұлба коэффициенті

Сезімталдыққа тексеру:

,5

Сезімталдылық шарты орындалды.

10кВ кернеудегі фидерлерде МТҚ уақыт ұстанымы:
қойылған,трансформатордағы МТҚ уақыт ұстанымын 10 кВ фидерлердегі МТҚ уақыт
ұстанымынан реттейміз.
tмтқ=tмтқфидер+Δt=1+0,5=1,5c

2.5 Асқын жүктемеден қорғау

Асқын жүктемеден қорғау трансформатордың бір фазасына
орнатылады,себебі асқын жүктеме тоқтары симметриялы болып
келеді.Қорғаныстың іске қосылу тоғы трансформатордың номинал тоғындағы
қайту релесі шартынан алынады:

А (2.4.3)

Kотс=1,05- цифрлық терминалдар үшін
Kвоз=0,95-реленің қайту коэффициенті(цифрлық терминалдар ушін)

Асқын жүктемеден қорғаныстың уақыт ұстанымы болмайды,ол тек сигналға
әсер етеді.

2.6 Газдық қорғаныс

2.6.1 Газдық қорғаныстың жұмыс істеу принципі және оның тағайындалуы

Біздің елдің энергетикасы жоғары қарқынмен өсіп келеді. Техникалық
прогресті анықтаушы ретінде ол болашақта алдыңғы қатарда дамитындығы
қаралуда. Өз алдына электр желілері арқылы байланысқан көптеген электр
стансалары мен қосалқы стансалардан құралған энергетикалық жүйелері дамып,
оның параллельді жұмысына бірігеді; таяу уақытта еліміздің оқшауланған
энергетикалық жүйелері жұмыс істемейтін болады.
Энергетикалық жүйенің негізгі мақсаты − тұтынушыларды электр
энергиясымен үзіліссіз қамтамасыз ету, ол энергетикалық жүйелердің барлық
элементтерін, әсіресе негізгі элементтерінің тек қана сенімді жұмысын
қамтамасыз етеді. Энергожүйенің негізгі элементтеріне күштік
трансформаторлар мен автотрансформаторлар жатады, сондықтан да олардың
сенімді жұмыс істеуі өте маңызды.
Трансформаторлар мен автортансформаторлардың түрлі релелік қорғаныстары
бүліну немесе қалыпсыз режим кезінде өшіруге не сигнал беруге әрекет ету
керек.
Іс жүзінде қолданылатын ережелер бойынша жоғарғы орамды 35 кВ кернеу,
қуаты 6300 кВА және одан жоғары сыртқа орналастырылатын май толтырылған
трансформаторлар газдық қорғаныспен жабдықталады. Егер кіші қуатты
трансформаторлар панажайдың ішінде орналастырылған болса, газдық
қорғаныспен жабдықтауға да болады. Егер 1000-4000 кВА қуатты
трансформаторларда тез әрекет етуші қорғаныстар (дифференциалды, тоқкесер
немесе 1с аспай әсер ететін максималды тоқ қорғанысы) болмаса, онда газдық
қорғаныспен жабдықтау қарастырылады.
Қазіргі уақытта энергожүйелерде 10 мыңнан астам түрлері пайдаланылуда.
РГЧЗ-66 газдық релесі және олардың саны тез қарқынмен өсуде. Газдық
қорғаныс осы релемен орта есеппен алғанда 82-85% жағдайында ғана дұрыс
жұмыс істейді. Олардың дұрыс атқарылмаған жұмысының жартысынан көбі
қорғаныстың өзінің кемшіліктерінен емес, монтаждау мен пайдалану кезінде
болған кемшіліктерінен болып отыр, сондықтан қорғаныстың монтаждауы мен
пайдаланылуына аса көңіл бөлу қажет. Газ қорғанысын монтаждау мен пайдалану
талаптары орындалған энергетикалық жүйелерде дұрыс жұмыс атқарылу пайызы
(95-97%) өсуде.
Трансформаторлардың, автортансформаторлардың және реакторлардың май
жүйесі ұқсас орындалған және электр аппараттарында ішкі зақымдану ағыны тез
өтеді. Сондықтан да төменде трансформаторлардың май жүйесінің құрылғысын
қарастырамыз.
Газдық қорғаныс май толтырылған ұлғайтқыш бакта орналастырылған
трансформаторларда, автотрансформаторларда, реакторларда және басқа да
электр аппараттарда қолданылады; ол трансформатордың багының ішіндегі
барлық зақымдануларға: газдардың бөлінуінің пайда болуы, май ағынының үдеуі
немесе газдың майлы қоспаларының бактан ұлғайтқышқа, сондай-ақ майдың
деңгейінің төмендеуіне әсер етеді.
Трансформатордың кейбір қауіпті зақымдануларында газдық қорғаныс қана
әрекет етеді. Сол уақытта трансформатордың “электрлік” қорғаныстары
(дифференциалдық, максималды тоқ қорғанысы және т.б.) әсер етпейді.
Трансформатордың мұндай зақымдануларына орамдардың орамалық тұйықталуы,
болат магнит өткізгішіндегі өрт, кейбір ауыстырып қосқыш тармақтарының
ақаулылықтары және басқа да зақымданулар жатады.
Бүліну пайда болуының басында орамаралық тұйықталу тоқтарының немесе
ораманың корпусқа тұйықталу тоқтары аз кезінде газдық қорғаныстың істеуі
маңызды жағдай болып табылады, сондықтан трансформатордың зақымдануына
газдық қорғаныс бөгет болады және көп жағдайда оның жөндеу көлемін
қысқартады.
Трансформатордың жоғарыда қарастырылған зақымдануларынан басқа,
біртіндеп пайда болатын әртүрлі фазада орамдар арасындағы тұйықталулар
болуы мүмкін. Мұндай зақымдану кезінде тұйықталған орамалардан үлкен тоқ
өтеді де, олар динамикалық күш береді. Қысқа тұйықталу болған кезінде бүкіл
трансформатор мен тұйықталған орамалардың теңселу нәтижесінде, кейбір
бөліктері арқылы бактан ұлғайтқыштан май (немесе газбен араласқан май)
құйылады. Фаза аралық тұйықталу кезінде трансформатордың дифференциалдық
қорғанысы мен газдық қорғанысы бір уақытта жұмыс атқарады. Дифференциалдық
қорғаныс жоғарыда қарастырылған бүлінулер кезінде жұмыс істемейді, себебі
олардың тоқ тізбектерінде өзгеріс болмайды.
Реледе бір-бірінен тәуелсіз жұмыс істейтін екі элемент бар (2.5-сурет):
жоғарғы элемент − белгі беруші, төменгі − сөндіруші. Әр элементтің өз
түйіспесі бар. Реле майға толған кезінде, екі элементтің түйіспелері
ажыратылып, қалқып жүрген күйде болады.
Трансформатор зақымдалған кезінде кішігірім газтектеспен жетектеледі,
осы кезде газдың асқын ағыны ұлғайтқышқа өтеді; осы кезде газ майды
ығыстырып, газ релесінің корпусының жоғарғы жағына жиналады. Май деңгейінің
белгілі төмендеуі кезінде реленің жоғарғы белгі беруші элементі енді майда
болмайды және белгі беруші түйіспелерін тұйықтап, ауырлық күші әсерінен
төмендейді. Белгі беруші элемент осыған сәйкес жұмыс істейді.

а) ә)
Сурет 2.9 РГЧЗ-66 газдық релесінің элементтері.
а) белгі беруші элемент
ә) сөндіруші элемент

Бактан майдың жылыстауынан немесе май температурасының қатты түсіп кетуінен
реледегі май деңгейі төмендейді. Егер май деңгейі рұқсат етілген мәннен аз
болған жағдайда, белгі беруші элемент жұмыс істейді, өйткені өз уақытында
май толық құйылмаған. Сипатталған жағдайда сөндіруші элемент майдың ішінде
тұрып, жұмысын атқармайды. Трансформатордың маңызды бүлінулері кезінде
құйынды газдың пайда болу әсерінен ұлғайтқышқа май лақтырылады (немесе
газбен араласқан май), сол себептен сөндіруші элемент релесі май ағынының
әсерінен бұрылады және оның түйіспелері тұйықталады. Май деңгейінің
біртіндеп төмендеуі әсерінен ең алдымен белгі беруші элемент, содан кейін
сөндіруші элемент майсыз қалады. Трансформатордың бүлінулерінің түрлеріне
байланысты белгі беруші және сөндіруші элементтерінің релелері тізбектей
және бір уақытта жұмыс істеу мүмкіндігі бар.

2.6.2 Трансформатордың май жүйесінің құрылғысы

Трансформатордың ішкі бөлігі трансформаторлық май толтырылған бакта
орналасқан. Ол трансформатордың орамалары мен магнит өткізгіштері үшін
салқындату жүйесінің қызметін атқарады, сонымен қатар орамалардың оқшаулау
деңгейін көтереді. Ұлғайтқыштың көмегі арқылы бакты үнемі маймен толтыруды
қамтамасыз етеді. Ұлғайтқыш трансформатордың “тыныс алуына” мүмкіндік
жасайды. Бактағы май көлемінің ұлғаюы кезінде (жүктеме көбейді және
қоршаған орта ауасының температурасы жоғарылады) оның ұлғайтқыштағы деңгейі
көтеріледі, ал көлемі азайғанда май деңгейі төмендейді. Ұлғайтқыштағы
ауаның маймен жанасуының шағын беті, майдың ылғалдану мен тотығу деңгейін
төмендетеді, яғни ол да трансформатордың сенімді жұмыс істеуі үшін қажет.
Ұлғайтқыш көлемі (2.6-сурет) мынандай болу керек, яғни жазда істеп тұрған
трансформатордың максималды температурасы кезінде де, сондай-ақ қыста
ажыратылған трансформатордың минималды температурасы кезінде де ұлғайтқышта
үнемі май болуы тиіс.
Ұлғайтқыштағы май деңгейін бақылау үшін металды шыны түтікше бейнесі
іспеттес, ұлғайтқыштың торцпен бірлескен, 6 май көрсеткіш әйнегі қызмет
етеді.

Сурет 2.10-сурет. Трансформатордың ұлғайтқышы

МЕМСТ 11677-65[14] бойынша пайдалануға берілген трансформаторларда
шынының май көрсеткіші жанындағы ұлғайтқыштың торцтық бөлігіне бояумен
анықтап, үш бақылау сызықтары белгіленеді. Олар майдың температурасымен
сәйкес -45°С, +15°С және +40°С (ескі МЕМСТ 401-41[15] бойынша пайдаланылған
трансформаторлар үшін -35°С, +15°С және +35°С).
Жаңа қуатты трансформаторларда май көрсеткіш шыны орнына бағыт беруші
май көрсеткіштері бар. Ұлғайтқыштағы қалқыманың қалпы рычагты жүйелер
арқылы ұлғайтқыштың сыртқы бөлігінде орналасқан бағыттаушы аспаптар арқылы
беріледі.
Трансформатордың ұлғайтқышы мен бакты қосатын түтікше сымдарында
газдық реле, ал құбырды бекіндіру үшін реле мен ұлғайтқыш арасында кран
(вентиль) орналасқан. Құбырды бекіндіру жөндеу немесе басқа жұмыстар
кезінде бакты ұлғайтқыштан бөлу үшін керек болады. Ұлғайтқыштың жоғарғы
бөлігі майға толтырылмаған, сондықтан түтікше 2 көмегі арқылы қоршаған
ортамен байланыста болып, жабық металдық тор арқылы ұлғайтқышқа ауа кіреді.
Кейде осы түтікшені “тыныс алушы” деп те атайды. Ұлғайтқыштың жоғарғы
бөлігінде таза май құйып отыру үшін 1 саңылау бар. Ұлғайтқыштың түбінде
грязевик бар. Ол қожбен бірге ылғал мен лас май жиналатын саңылау болып
табылады. Тығынды 4 бұрап шығарғаннан кейін грязевиктің тесігі арқылы ылғал
мен лас май төгіледі. Ұлғайтқышқа атмосфера арқылы ластанған ылғал мен май
транфсорматорға ұлғайтқыш арқылы түспеу үшін 5 құбырдың соңы ұлғайтқыш пен
трансформатор багын қосатын ұлғайтқыштың түбінен жоғарырақ болу керек,
өйткені ол таза май қабатында орналасқан.

2.6.3 Газдық қорғаныстың принципиалды сұлбасы

Трансформатордың газдық қорғанысының оперативті тұрақты тоқ көзінде
орындалаған принципиалды сұлбасы 2.12.3-суретте келтірілген. Жоғарыда
айтылғандай, газдық реленің РГ сөндіруші түйіспесі май ағының немесе газбен
араласқан май қоспасының әсерінен дірілдеуі мүмкін. Сондықтан, ереже
бойынша тізбектелген орамдары бар өзін өзі ұстап тұратын аралық реле РП
қолданылады. Өзін өзі ұстап тұру В1 және В2 ажыратқыштарының өшірілуінен
кейін автоматты түрде алынып тасталынады. Газдық қорғаныстың оперативті тоқ
тізбектері өшіру әрекетімен байланысты трансформатордың қорек көзі жағынан
В1 ажыратқышының сақтандырғышы арқылы беріледі. В1 және В2 ажыратқыштарының
өшіру тізбектері аралық реле РП түйіспелеріне бөлінген және олар В1
ажыратқышының сақтандырғышы арқылы қоректенеді.

Сурет 2.11- Трансформатордың газдық қорғанысының оперативті тұрақты
тоқ көзінде орындалаған принципиалды сұлбасы

Реленің РГ белгі беруші түйіспелері бөлек сақтандырғыш арқылы
қоректенеді; олар В1 ажыратқышынан В2 сигнал беру үшін қосылған күйде
тәуелсіз жұмыс істеуі керек, мысалы, бак ағысының пайда болуы немесе басқа
себептерден реледен РГ майдың кетуі кезінде. Бір фазалық
трансформаторлардың үш топтық қорғанысы кезінде әр қайсысына газдық реле
қойылады және ортақ шығыстық аралық реле арқылы трансформаторлардың топтық
өшірілуіне әсер етеді.
Тупиктік қосалқы стансасындағы трансформатордың газдық қорғанысының
оперативті айнымалы тоқ көзінде орындалаған принципиалды сұлбасы 2.7-
суретте келтірілген; оперативті тоқ көзі ретінде әдетте өлшеуіш кернеу
трансформаторлары немесе қорек көзіне зарядтаушы құрылғы УЗ қосылған
конденсатор батареялары қолданылады. Газдық қорғаныс қысқа тұйықтауыштың КЗ
қосылуына әсер етеді, содан кейін бас учаскеде желі қорғанысы өшіріледі.
Желінің қосылуы кезінде бірнеше тармақталған қосалқы стансалардың соңғылары
бөліктеуіш көмегімен желілерге қосылады.

Сурет 2.12- Трансформатордың газдық қорғанысының оперативті айнымалы
тоқ көзінде (тупиктік қосалқы станса) орындалаған принципиалды сұлбасы

Трансформатордың қорек көзі жағынан жалғанған жағдайында, бөліктеуіш
пен қысқа тұйықтауыштың көмегі арқылы трансформатордың газдық қорғанысы
қысқа тұйықтауыштың қосылуына әсер етеді. Осыдан кейін желі қорғанысы жұмыс
істейді және қорек көзі жағынан желінің ажыратқыштары өшіріледі. Қысқа
тұйықтағыш арқылы жерге тұйықталу тогы ағып кеткеннен кейін зақымдалған
трансформатордың бөліктеуіші сөндіріледі, яғни желінің ажыратқышы
өшірілгеннен кейін. Ары қарай желі АПВ құрылғысы арқылы қосылады да, осы
желіге қосылған басқа қосалқы стансалардың қоректенуі қайта қалпына келеді.
Сонымен газдық қорғаныстағы трансформатор багының ішінде болатын барлық
бүлінулердің іске қосылуын, жоғарғы сезімталдық, тез арада іске қосылу
артықшылықтарына, оның тізбектерінің қарапайым орындалуын қосамыз. Бірақ
газдық қорғаныстағы трансформатор багының сыртында болатын бүлінулердің
іске қосылмауы, ажыратқыштар арасындағы бүлінулердің жалғыз ғана қорғанысы
болу мүмкіндігі емес екендігіне алып келеді. Іс жүзіндегі ережелер бойынша
газдық қорғаныстың сөндіруші элементі трансформатордың өшірілуі кезінде
қосылуы қажет.

3 Қосалқы станцияның релелік қорғанысы

3.1 Желінің қорғанысы

ПУЭ талаптары бойынша барлық қондырғылар релелік қорғаныс
құрылғыларымен жабдықталуы тиіс. Олар арналған:
- ажыратқыш көмегімен бүлінген элементті қалғанынан, яғни бүлінбеген
энергожүйе бөлігінен автоматты түрде сөндіру. Егер (нейтралы тұйықталмаған
тораптардағы жерге тұйықталу) бүліну электр жүйелердің жұмысын бұзбаса,
онда релелік қорғаныс тек сигналға жіберілуі рұқсат етіледі.
- энергожүйедегі элементтің қауіпті, яғни қалыпты емес жұмыс істеу
режиміне оның релелік қорғанысы сигналға немесе істе қалған элементтің
бүлінуге алып келмейтіндей сөндіруге әрекет жасау.

3.2 110 кВ желі қорғанысы.

-110-220 кВ желілер үшін негізгі қорғанысты қарастырған кезде бірінші
кезекте энергожүйесі жұмысының тұрақтылығын сақтау талабын ескеру қажет.
Тұрақтылықты есептегенде басқа қатаң талаптар көрсетілмесе үш фазалы ҚТ
кезінде электростасасы мен қст- ның шиналарындағы қалдық кернеу 0,6-
0,7Uном –төмен деп қабылданып уақыт ұстамынсыз өшіріледі.
-110-220 кВ –ты желі үшін негізгі қорғаныс ретінде дистанционды және
нөлдік бағытталған ток қорғанысын аламыз, бұлар сезімталдық шарты бойынша
тиімді.

Кесте 3.2.1 - Параметрлер кестесі
Адресі Параметрі C Тағайындамалар Берілген Түсіндірмелер
варианты тағайындама
1201 FCT Distance ON (ҚОСУ) ON Дистанционды
(Ф-я ДЗ) OFF (ӨШІРУ) қорғаныс
қосулы (ON)
өшірулі (OFF)
1210 Start Timers on Dis. Pickup ... жалғасы

Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.