Дипломдық жобада «110/35/10 кВ 2х63 мва №211»



жүктеу 5.01 Kb.

бет2/4
Дата14.09.2017
өлшемі5.01 Kb.
түріДиплом
1   2   3   4
2 Есептік  бөлімі 
 
2.1 Трансформатордың  қорғаныстары 
 
2.1.1 Негізгі  жағдайы 
 
Күштік трансформатор қосалқы  стансаның аса  маңызды құрылғылары- 

42 
 
ның бірі  болып  табылады. 
Трансформатор  энергожүйенің  қымбат  құрылғыларының  бірі  болып  
табылады.  Сондықтан    оны    болатын    зақымдалулардан    қорғау    керек. 
Трансформаторда  келесідей  зақымдалулар  болуы  мүмкін: 
 
-  орамалар  арасындағы  тұйықталулар; 
 
- трансформатор  орамасының  корпусқа  тұйықталуы; 
 
- асқын  жүктеме; 
 
- трансформатор  шығыстарындағы  қысқа  тұйықталулар; 
 
- трансформатор  май  деңгейінің  төмен  түсіп  кетуі. 
 
Міне    осындай    зақымдалулардан    қорғану    үшін    трансформатор  
қорғаныстарының  көптеген  түрлері  бар: 
 
-  бойлық    дифференциалды    қорғаныс  –  бұл    трансформатордың  
орамалары    мен    шығыстарын  қысқа    тұйықталудың    барлық    түрінен  
қорғайды.  Бұл    қорғаныс    қуаты    6,3  МВА    трансформаторлардан    бастап  
қойылады; 
 
-  уақыт    ұстанымысыз    ток    үзіндісі  –  бұл    трансформатордың    қорек  
көзінің  шығыс  жағын  қысқа  тұйықталудың  барлық  түрінен  қорғайды. Бұл  
бойлық  дифференциалды  қорғанысы  жоқ  трансформаторларға  қойылады; 
 
- газдық  қорғаныс – трансформатор  майының  төмен  түсіп  кетуінен, 
жоғары    температурада    майда    пайда    болатын    газдан,  трансформатор  
багының  кез  келген  зақымдануынан  қорғайды. Бұл  кеңейткіш  багы  бар, 
қуаты  1 МВА  басталатын  барлық  трансформаторларға  қойылуы  міндетті  
болып  келеді. 
 
- бір  фазалық  максималды  ток  қорғанысы  немесе  кернеу  бойынша  
бұғаттайтын    максималды    ток    қорғанысы    –  бұл  асқын    токтан,  асқын  
жүктемеден  қорғайды;  
2.1.2  Трансформатордың    дифференциалдық    қорғанысы    үшін    Micom 
P63X терминалының  қойылымдарды  қоюы  жайлы  мәліметтер 
2.1.2.1 Амплитудалық  үйлестіру 
Амплитудалық    үйлестіру    жасау    үшін    бізге    қорғалатын    объектіміздің  
барлық    жағына    бірдей    базистік    қуатты    орнату    керек.  Базистік    қуат  
ретінде    қорғалатын    трансформатордың    барлық      жағына    оның    оның  
номиналды  қуаты  қойылады.  Егер  трансформатордың  орамалары  әр  түрлі  
қуатқа    ие    болса,  онда    соның  ішіндегі    үлкені    базистік    қуат    ретінде  
алынады. 
Базистік  қуатқа  сүйене  отырып, Р63Х  құрылғысының  базистік  тогы  
орамаларға  берілген  біріншілік  кернеуге  есептелген.  Базистік  ток  әрбір  
фазаға    есептелетін    болады.  Базистік    токты    анықтау    келесідей    формула  
бойынша  жүреді: 
 
А
НОМ
БАЗ
А
БАЗ
U
S
I
,
,
3




43 
 
B
НОМ
БАЗ
B
БАЗ
U
S
I
,
,
3



                                   (2.1) 
C
НОМ
БАЗ
C
БАЗ
U
S
I
,
,
3



D
НОМ
БАЗ
D
БАЗ
U
S
I
,
,
3



 
мұндағы  
БАЗ
S
 - базистік  қуат;  
       
D
А
БАЗ
I
...
,
 - A…D  жағындағы  базистік  ток;  
       
D
А
НОМ
U
...
,
 - A…D  жағындағы  номиналды  кернеу. 
 
Трансформатордың    номиналды    қуаты    қорғалатын    жақтан    ағатын  
номиналды  токқа  сәйкес  келетін  базистік  ток. 
 
Базистік    қуат,  трансформатордың    номиналды    кернеу    жағында  
қойылым  ретінде  орнатылады.  
 
Р63Х    құрылғысы    негізінде    есептелген    базистік    токтар    үйлестіру  
коэффициенттерін  амплитуда  бойынша  есептейді. 
 
А
БАЗ
А
НОМ
A
AM
I
I
k
.
.
.

,   
В
БАЗ
В
НОМ
В
AM
I
I
k
.
.
.

,   
С
БАЗ
С
НОМ
С
AM
I
I
k
.
.
.

,   
D
БАЗ
D
НОМ
D
AM
I
I
k
.
.
.

 .        (2.2) 
 
мұндағы 
AM
k
 - қорғалатын  орамдағы  амплимтудалық  коэффициент;  
      
НОМ
I
 - трансформатордың  қорғалатын  жағындағы  біріншілік  
номиналды  тогы. 
 
Амплитудалық  үйлестіру  коэффициенттері  0,5 ≤
AM
k
≤ 1,6 аралығында  
болады. 
 
2.1.2.2 Фаза  бойынша  токты  сәйкестендіру 
 
Қорғалатын    трансформатордың    төменгі    кернеу    жағындағы    ток  
трансформаторының    екіншілік    тогы    жоғары    кернеу    жағындағы    ток  
трансформаторының    екіншілік    тогынан    қорғалатын    трансформатор  
орамдарының  жалғану  тобына  сәйкес  белгілі  бұрышқа  қалады, сондықтан  
құрылғыда    дифференциалдық    қорғаныстың    екіншілік    токтардың    фаза  
бойынша    сәйкестендіруін    орамдардың    жалғану    тобын    өзгертумен  
орындайды. 
 
Р63Х    құрылғысында    жалғану    топтарын    математикалық    жолмен  
орындайды. Ток  трансформаторларының  қателіктерін  азайту  үшін  балрылқ  
құрылғыда    ток    трансформаторын    жұлдызша    етіп    жинайды.  Р63Х  
құрылғысында  топтарын  өзгерту  төмен  кернеу  жағындағы  (В,С немесе D) 
I
a
 – I
b
, I
b
 – I
c
, және I
c
 – I
a
 фазалық  токтардың  геометриялық  айырмашылығын  
туындатумен    іске    асырады.  Орамалардың    тақ    топтар    жалғануында  
алдыңғы    амплитудалық    сәйкестендіруді    сақтау    үшін    оны   
3
/
1
  

44 
 
коэффициентіне    көбейтеді.  Міне    осылай    фаза    бойынша    теңестірулер  
орындалып, көлемі  бойынша  қосымша  түзетулер  енгізіледі. 
 
Жалғану    топтарын    сәйкестендіруді    орнатуда    қорғалатын  
трансформатордың    төменгі    және    жоғары    кернеу    жағындағы    фазалық  
токтардың    стандартты    қосылуы,  ток    трансформаторының    фазалау  
нормалды    жұлдызша    қосылу    сұлбасында    орамның    топ    нөмерін    беру  
арқылы  орындайды. 
2.1.2.3 Токтың  нөлдік  реттілікті  фильтранцияланылуы 
Сыртқы    жерге  қысқа    тұйықталуда    дифференциалдық    қорғаныстың  
жалған    жұмыс    жасап    кетуінің    алдын    алу    үшін,  екіншілік    фазалық  
токтарды  нөлдік  реттілікті  токтардан  айырып  тастау  керек  болады. Себебі  
жерге    қысқа    тұйықталуда,  қысқа    тұйықталу    жерінен    жерленген  
трансформатордың    нейтрал    орамасының    әсерінен    нөлдік    реттілікті  
қорғанысқа  түсіп  қалады.  
Нөлдік  реттілікті  симметриялық  ток  құраушыларының  теориясымен  
сәйкестенетін  келесідей  ұйғарым  пайда  болады: 
 


Z
C
AM
Z
B
AM
Z
A
AM
Z
AM
I
I
I
I
,
,
,
,
,
,
,
0
,
3
1




 .   
 
       (2.3) 
 
мұндағы z – A,B,C  немесе  D  жақтары;  
      
AM
I
  -  А,В,С    фаза    тогының    амплитуда    бойынша  
сәйкестендірілген  мәні. 
 
Р63Х    құрылғысында    А    жағындағы    фазалық    токтарды    алу  
қарастырылған. 
 
Нейтралы    жерленбеген    жағдайда    нөлдік    реттілікті    токты  
фильтрлеуде,  жұмыс    режимінің    шартына    сәйкес    нейтралы    жерленуі  
мүмкін  болатын  трансформатор  жақтары  шығарылуы  тиіс. 
 
2.1.2.4 Дифференциалдық  қорғаныстың  қойылымдарын  таңдау 
 
Қорғалатын    объектідегі    токтың    өту    процесі    Кирхгофф    заңымен  
анықталады. Идеалды  жағдайда  шарт, осы  заңға  сәйкес  барлық  жақтағы  
токтардың    векторлық    қосындысы    нөлге    тең    болады.  Дифференциалды  
қорғаныстың  аймағында  тұйықталу  пайда  болған  кезінде, бүкіл  токтардың  
жиынтығы    нөлден    ерекшеленеді,  ол    I
d
  дифференицалдық    токқа    тең  
болады.  Дифференциалдық    ток    тұйықталу    болмаса  да    трансформатордың  
конструкциясына  байланысты  пайда  болады. 
 
Р63Х    терминалында    дифференциалдық    қорғаныстың    жұмыс    жасау  
сипаттамасы    I
d
    және  I
r
      координаталарында    екі    еңкейген    және  
горизонталды    бөлік    аумағынан    тұратын    сынған    қисық    сызыққа    ие. 
Терминал    өзіне    I
d>>
    трансформатор    жүктелмегенде    қосылуы    және  
қорғалатын  трансформатордың  артығымен  қоздырылуын  тұрақтандыратын  
блоктан,  блоксыз    жұмыс    жасайтын    магнителуді    трантандырғыш    токтан  

45 
 
және  I
d>>
 тежеу  тогының  көлеміне  тәуелсіз  тұрақтандырғыш  блокты  іске  
асыратын  дифференциалды  үзіндіге  ие. 
I
d
 және I
r
  токтарын  анықтау 
 
Кирхгоффтың    бірінші    заңына    сәйкес    дифференциалды    қорғаныс  
тогы  I
d
  әрқашан  кіріс  токтарының  геометриялық  қосындысына  тең. 
 
...




C
B
A
d
I
I
I
I
.   
 
 
     (2.4) 
 
 
 
2.1 сурет – Дифференциалдық  қорғаныстың  симметриялы  
үшфазылы  қоректегі  жұмыс  жасау  сипаттамасы 
 
 
Тежеу    тогы    I
r
    екі    орамды    трансформатор    үшін    векторлық  
қосындыдағы  токқа  тең: 
 
 
B
A
r
I
I
I


2
1

 
 
 
 
   (2.5) 
 
 
Осы    жағдайда    тежеу    эффектісі    ішкі    тұйықталуда    ешқашан    жоқ  
болмайды;  тежеу    эффектісі    осы    жағдайда    одан    әрі    ҚТ    мәнін    бірнеше  
жақтан    толықтырып,  жоғарылатады.  Бірақта    тежеу    тогындағы    формулада  
1/2    коэффициентінің    осылай    болуы,  тұйықталулар    бірнеше    жерден  
толықтырылғанда  сенімді  өшіруге  кепілдік  беретін  дифференциалдық  ток  
I
d
 – ның  мәнін  тежеу  тогынан  екі  есе  болуын  көрсетеді. 
Бірінші    аймақ    сипаттамасы    жұмыс    жасау    сипаттамасының    ең  
сезімтал    бөлігі    болып    табылады    және    ол    қойылым    реттелетін    I
d>
  

46 
 
горизонталды  аймаққа  ие. Қойылым  мәні  бастапқыда  0,2-ге  теңестіріліп  
қойылған,  бұл    жерде    трансформатордың    магниттеу    тогын    ескеріп,  бос  
жүрісте  оның  номиналды  тогының  5%-да  аспайтынын  ескеру  қажет. I
d>
  
қойылымы    қалыпты    жүктеме    режиміндегі    балансталмаған    токтан  
алшақтатылып  таңдалады: 
 
ТР
НОМ
БМ
сен
d
I
k
I
.
.



.  
 
 
 
    (2.6) 
 
мұндағы 
сен
k
  -  сенімділік    коэффициенті    терминалдың    қателігінен  
ескеру  жасау  үшін  және  керекті  артық  мөлшерде  1,2÷1,5  арасында  
алынады; 
 
       
ТР
НОМ
БМ
I
.
.
 - бұл  балансталмаған  ток  мәні, А.  
Балансталмаған  ток келесідей  анықталады: 
 
ЖУК
НОМ
ЖУК
НОМ
ЖУК
НОМ
БТ
ОТП
ЕСЕП
БМ
I
f
I
U
I
k
k
I
.
.
.
.











.        (2.7) 
 
мұндағы 
ОТП
k
 - ауысу  режимін  ескеретін  коэффициент, мәні 1-ге  тең;  
      
БТ
k
  -  ток    трансформаторның      бір    типтілік    коэффициенті
мәні  0,5÷1  аралығында;  
      

  -  ток    трансформаторында    толық    қателігіне    қатысты  
коэффициент, мәнін  5% қателік  0,05  деп  алынады;  
       U

-  қорғалатын    объектіміздің    кернеуін    реттеудегі  
қатыстылық  қателік, мәнін  толық  реттелу  диапозонының  жартысына  
тең  деп  алынады;  
      
f

  -  терминалдың    сандық    түзетуіндегі    қателігі,  осы  
терминал  үшін 5%  мөлшерінде;  
      I
НОМ,ЖУК
 – номиналды  жүктеме  кезіндегі  ток  мөлшері. 
 
Біріншілік    аймақтық    сипаттамасы    біржақты    қоректенетін    жүктеме  
сызығының  қиылысына  дейін  горизонталды  болып  келеді. Бұл  реттеу  мен  
тексеру  жұмыстарын  оңайлатады. Біржақты  қоректенгенде  қажет  етілетін  
сипаттама  әрқашан  I
d>
  базистік  қойылымға  сәйкес  келеді  және  қосымша  
есептеулер  мен  қойылымдарын  тексеруді  қажет  етпейді. 
 
Р63Х    терминалында    тежеу    тогының    басы    берілмейді    және  
минималды  токтагы  қорғаныстың  іске  асу  функциясы  болып  табылады: 
 
 



d
m
r
I
I
2
1
1
,
 . 
 
 
 
        (2.8) 
 
 
Р63Х  терминалында  жүктелмеген  трансформаторды  қосу  барысында  
магниттелу    тогының    ырғуынан    алшақтау    үшін    екінші    гармоникалық  
тұрақтандыру  қолданылады. Р63Х  құрылғысында  дифференциалдық  токты  
фильтрлеу    орындалады.  Осыдан    дифференциалдық    токты    құраушыларын  

47 
 
негізгі    және    екінші    гармоникадан    анықтайды.  Егер    екіншілік  
гармоникалық  токтың  қатынасы  негізгі  гармоникалық  қойылымнан  асса, 
онда  дифференциалдық  қорғаныстың  тежеуін  бұғаттау  орындалады: 
 
- бәріне  ортақ  үш  өлшемді  дифференциалдық  қорғаныс  жүйесі; 
 
-  жоғары    пайызбен    өлшенген    екіншілік    гармоникалық    жүйе    үшін  
іріктемесі. 
 
Егер    екіншілік    гармоника    мәні    белгісіз    болса,  онда    қойылымды  


 
%
20
0
0
2

f
f
I
I
  деп  қабылдаймыз. Арнайы  жағдайлар  үшін  сезімталдықты  
жоғарылату  үшін  10-15%  қабылдауды  ұсынамыз. 
Екінші    аймақтың    іске    асу    сипаттамасы    жүктеме    токтарының  
аймағын  жабады, сондықтан  осы  аймақта   магниттелу  тогынан  ғана  емес  
сонымен  бірге  дифференциалдық  балансталмаған  токтан  алшақшауға  тура  
келеді. 
Егер    қателікті    трансформатордың    10Р    класы,  яғни    ең    жағымсыз  
жағдай  үшін  есептесек, онда  максималды  мүмкін  болатын  қателік  DIN EN 
600044-1  стандарты  бойынша  номиналды  токтың  3%  құрайды. Бұрыштық  
қателік  номиналды  токтың  20  дәрежесінде  қабылданады. Номиналды  ток  
кезіндегі    жалпы    қателік    шамамен    (0,0-3+sin20)  ≈6,5%    мөлшерінде  
бағаланады.  Токтың    шегінен    көтерілуі,  трансформатордың    максималды  
қателігін    анықтайтын    трансформатордың    дәлдік    класы    10Р    кезінде  
максималды  10%  жетеді. Қателік  максималды  еселік  токпен  шектелмейді, 
тек максималды  қателігімен  шектеледі. 
Терминал    әр    түрлі    бұрыштағы    екі    еңкейген    аймақты    іске    асу  
сипаттамасына    ие.  Тежеу    тогын,  үлкен    сезімталдық    коэффициенттеріне  
өтуіне    байланысты,  оның    мәнін    минималды    қойылым    I
r,m2
  =  1,5  -  ке 
теңестіруді  ұсынамыз. 
Бірінші  еңкейген  аймақтағы  тежеу  коэффициенті  балансталмаған  
токтан  алшақтауды  қамтамасыз  ететін  1,5·I
баз
  аралығында  қабылдай  керек. 
Тежеу    коэффициенті    де    дифференциалдық    токтың    артуының    кіріс  
токтарының    жалпы    соммасының    іске    асуы    шарттарының    қатынасында  
болады, m1 қойылымы: 
 







1
,
.
1
5
,
0
m
r
r
d
ЕСЕП
БМ
сен
I
I
I
I
k
m
.   
 
 
        (2.9) 
 
мұндағы  
сен
k
 - сенімділік  коэффициенті, мәні  1,2÷1,5  арасында; 
 
 
       
ТР
НОМ
БМ
I
.
.
 - бұл  балансталмаған  ток  мәні, А. 
 
КТ
СЫРТ
КТ
СЫРТ
КТ
СЫРТ
БТ
СЕН
ЕСЕП
БМ
I
f
I
U
I
k
k
I
.
.
.
.











 
    (2.10) 
 
мұндағы 
СЕН
k
  -  ауысу    режимін    ескеретін    коэффициент,  мәні    1÷1,5  
аралығында.  Аз      мәні    қорғалатын    қондырғының    біртипті    ток  

48 
 
трансформаторы    болуы    және    бірдей    қосылу    сұлбалары    кезінде  
қабылданады. Үлкен  мәні  әртүрлі  ток  трансформаторы  және  әртүрлі  
қосылу  сұлбаларында  қолданылады.  
                
БТ
k
  -  ток    трансформаторының    бір    типтілік    коэффициенті, 
мәні  0,5÷1  арасында
                 

  -  ток    трансформаторының    қатысты    толық    қателік    мәні, 
оны  5%  қателікте  0,05  деп  қабылдайды; 
 
       
f

  -  сандық    түзетудегі    қателікті    ескеретін    коэффициент, 
осы  терминал  үшін  5%  шамасында; 
 
       
2
,
.
m
r
КТ
СЫРТ
I
I

  -  сыртқы    қысқа    тұйықталу    тогы    бірінші  
еңкейген  аймақта  тежеу  токқа  тең  болады; 
 
       I
d>
 - қорғаныстың  іске  асуының  минималды  ток  мөлшері. 
 
 







D
КТ
СЫРТ
С
КТ
СЫРТ
В
КТ
СЫРТ
А
КТ
СЫРТ
r
I
I
I
I
I
.
.
.
.
.
.
.
.
5
,
0
5
,
0

 
мұндағы 
D
КТ
СЫРТ
C
КТ
СЫРТ
D
КТ
СЫРТ
А
КТ
СЫРТ
I
I
I
I
.
.
.
.
.
.
.
.
,
,
,
  -  қорғалатын    объектінің  
А,В,С  және    D    жағындағы    сыртқы    максималды    қысқа    тұйықталу  
тогы. 
        
1
,m
r
I
  -  бірінші    еңкейген    аймақ    үшін    тежеудің    бастапқы  
тогы. 
 
Үшінші  аймақтың  іске  асуы  сипаттамасы 
 
Екінші    еңкейген    аймақтың    үлкен    тежеу    коэффициентіне    ток  
трансформаторнын    қанықтырып,  қысқа    тұйықталудың    жоғары    еселігіне  
сәйкес  келеді. 
 
Екінші    еңкейген    аймақтық    тежеу    коэффициенті    бірінші    еңкейген  
аймақтыкіндей  анықталады, оны  m
2
  деп  белгілейді: 
 





2
,
2
,
.
2
5
,
0
m
r
r
m
d
ЕСЕП
БМ
СЕН
I
I
I
I
k
m
 . 
 
 
     (2.11) 
КТ
СЫРТ
КТ
СЫРТ
КТ
СЫРТ
БТ
СЕН
ЕСЕП
БМ
I
f
I
U
I
k
k
I
.
.
.
.












 (2.12) 
 
мұндағы 
СЕН
k
  -  ауысу    режимін    ескеретін    коэффициент,  мәні    1÷1,5  
аралығында.  Аз      мәні    қорғалатын    қондырғының    біртипті    ток  
трансформаторы    болуы    және    бірдей    қосылу    сұлбалары    кезінде  
қабылданады.  Үлкен    мәні    әртүрлі    ток    трансформаторы    және    әртүрлі  
қосылу  сұлбаларында  қолданылады.  
        
БТ
k
  -  ток    трансформаторының    бір    типтілік    коэффициенті, 
мәні  0,5÷1  арасында; 
        

 - ток  трансформаторының  қатысты  толық  қателік  мәні, 
оны  5%  қателікте  0,05  деп  қабылдайды; 

49 
 
 
 
        
f

  -  сандық    түзетудегі    қателікті    ескеретін    коэффициент, 
осы  терминал  үшін  5%  шамасында; 
 
 
        
КТ
СЫРТ
I
.
 - сыртқы  максималды  қысқа   тұйықталу  тогы. 
 







D
КТ
СЫРТ
С
КТ
СЫРТ
В
КТ
СЫРТ
А
КТ
СЫРТ
r
I
I
I
I
I
.
.
.
.
.
.
.
.
5
,
0
5
,
0

 
мұндағы 
D
КТ
СЫРТ
C
КТ
СЫРТ
D
КТ
СЫРТ
А
КТ
СЫРТ
I
I
I
I
.
.
.
.
.
.
.
.
,
,
,
  -  қорғалатын    объектінің  
А,В,С және  D  жағындағы  сыртқы  максималды  қысқа  тұйықталу  тогы; 
 
 
        
2
,m
r
I
 - дифференциалдық  ток  осі  бойынша  екінші  еңкейген  
аймақтық  бастапқы  тежеу  тогы, ол  геометриялық  әдіспен  анықталады. 
 
Қорғаныстың  сезімталдығы 
 
ПУЭ    талаптары    бойынша    сезімталдық    коэффициенті    2,0-ден    кем  
болмауы  керек. 
 
Сезімталдық  коэффициенті  келесідей  формуламен  анықталады: 
 
 
)
5
,
0
(
)
2
(
1
,
)
2
(
1
)
2
,
(
.






m
m
r
r
m
d
d
МИН
КТ
ч
I
I
m
I
I
k

 
       (2.13) 
 
 
Бұл    формула    екі    нұсқа    бойынша    берілген.  Нұсқа    реті    еңкейген  
кисық  аймағына  тура  келеді. 
Дифференциалдық  ток  үзіндісі 
Біріншілік  ток  үзіндісі  келесідей  анықталады: 
 
ТО
БМ
СЕН
d
I
k
k
I





 
 
 
      (2.14) 
 
мұндағы 
СЕН
k
 - сенімділік  коэффициенті, мәні  1,1-ге  тең;  
      
БМ
k
 - балансталмаған  коэффициент, мәні 1-ге тең;  
ТО
I
 - тесіп өту  тогы. 
 
2.1.3  Р63Х    терминалы  үшін    трансформатордың    дифференциалдық  
қорғанысының  есептелуі 
 
Трансформатор    типі:  ТДТН-63000/110.  Кернеуі:  U
ном
  =  110  кВ.  
Реттелуі: ±16%. 
 
2.1 кесте – Алғашқы  параметрлері 
Көлемнің аталуы 
Анықтау  үшін  
формула 
Жақтары  үшін  сандық  мәні 
115 кВ 
38,5 кВ 
11 кВ 
Базистік  ток 
ном
баз
баз
U
S
I


3
 
 
316,29 А 
 
944,75 А 
 
3307 А 
 
ТР-ның    орамалары  
жалғану  сұлбасы 
 
 
Ү 
 
Ү 
 
Δ 

50 
 
2.1 кестенің  жалғасы 
Ток  
трансформаторының  
жалған  сұлбасы 
 
орнатылған 
Ү 
орнатылған 
Ү 
орнатылған 
Ү 
Ток  
трансформаторының  
трансформациялық  
коэффициенті 
k
T
 
1200/5 
2000/5 
6000/5 
Ток 
 
бойынша  
түзету  
коэффициенті 
баз
ном
АМ
I
I
k

 
2,09 
1,101 
0,909 
Сәйкестендіру  коэффициентінің   тексерілу  шартының  орындалуы: 
0,5 < k
AM 
< 16 
Нөлдік    реттілікті  
токты  
конпенсациялаудың  
қажеттілігі 
 
Ия 
Ия 
Ия 
 
 
Ыңғайлылық    үшін    қойылымдарды    қатысты    базистік    санақ    жүйесі  
бойынша  таңдайтын  боламыз. 
2.1.3.1 Іске  асу  сипаттамасының  параметрлерін  таңдау: 
 
2.1.3.1.1 Қорғаныстың  іске  аусы  тогының  минималды  мәні  (2.6) және 
(2.7) формулалары   бойынша   анықталады, бұл    жерде    номиналды    жүктеме  
тогының    мәнін    жоғары    жағындағы    номиналды    трансформатор    тогының  
мәні  ретінде  қабылдаймыз. 
 


баз
баз
ТР
НОМ
БМ
I
I
I








26
,
0
05
,
0
16
,
0
05
,
0
1
1
.
.

баз
баз
d
I
I
I






39
,
0
26
,
0
5
,
1

 
 
Демек  қойылымды: 
баз
d
I
I



4
,
0
 деп  қабылдаймыз. 
 
2.1.3.1.2 Екіншілік  гармониканы  бұғатталуы: 


 
%
20
0
0
2

f
f
I
I

 
2.1.3.1.3  Бастапқы    тежелу    тогының    мәнін    (2.8)    формуласымен  
анықтаймыз:
баз
d
m
r
I
I
I





2
,
0
5
,
0
1
,

 
2.1.3.1.4  Бірінші    еңкейген    аймақ    үшін    тежелу    коффициентін    (2.9) 
формуламен    анықтаймыз.  Бұл    жерде   
ЕСЕП
БМ
I
.
  мәні    белгісіз.  Оны    (2.10)  
формуламен  анықтаймыз: 
 


баз
баз
КТ
СЫРТ
ЕСЕП
БМ
I
I
I
I











39
,
0
5
,
1
26
,
0
05
,
0
16
,
0
05
,
0
1
1
.
.

142
,
0
2
,
0
5
,
1
4
,
0
39
,
0
5
,
1
1





m

 

51 
 
 
Демек    қойылымды:  m
1
  =  0,2  деп    қабылдаймыз.  Себебі    оның  
сипаттама  бойынша  ең  кіші  мәні. 
 
2.1.3.1.5  Тежелу    коэффициентінің    екінші    аймақтағы    мәнін    (2.11)  
формуласымен    анықтаймыз,  балансталмаған    токты    (2.12)    формуламен  
анықталады. Сыртқы  тұйықталудың  максималды  мәнін  жоғары  жағындағы 
(110 кВ) үшфазалы  қысқа  тұйықталудың  (ЖК – 9163 А)   мәнімен  аламыз. 
Оның  мәні  қатысты өлшем  бірлікте 28,97·I
баз
  тең  болады. 
 


баз
ЕСЕП
БМ
I
I








43
,
10
97
,
28
05
,
0
16
,
0
1
,
0
1
5
,
1
.

 
 
I
d,m2
 – дифференциалдық  ток  осі бойынша  екінші  еңкейген  аймақтағы 
бастапқы    тежелу    тогын    геометриялық    әдіспен    анықтаймыз.  Ол    үшін 
бірінші аймақтағы  екі  іске  асуы  сипаттамасын  тұрғызамыз: 
 
баз
КТ
СЫРТ
m
r
I
I
I



5
,
1
.
2
,

 
 
 
2.2 сурет – Дифференциалдық  қорғаныстың бірінші аймақтағы   
жұмыс  жасау  сипаттамасы 
 
3
,
1
2
,
0
5
,
1
1
d
d
r
d
I
I
I
I
tg
m










 . 
 
осыдан  
d
I

  табамыз: 
 
26
,
0
3
,
1
2
,
0
3
,
1
1






m
I
d

 
енді  I
d,m2
  мәнін  анықтаймыз: 
 
66
,
0
26
,
0
4
,
0
2
,







d
d
m
d
I
I
I


52 
 
545
,
0
5
,
1
97
,
28
66
,
0
43
,
10
5
,
1
2





m

 
 
Демек  қойылымды: 
6
,
0
2

m
 деп  қабылдаймыз. 
 
2.1.3.2 Сезімталдыққа тексеру: 
Сезімталдыққа тексеру  (2.13)  формуласымен  орындалады: 
 
 
 
2.3 сурет – Дифференциалдық  қорғаныстың   
екінші  аймақтағы  жұмыс  жасау  сипаттамасы 
 
2.1.3.2.1 Қалыпты  режимдегі, 110 кВ  шығысындағы  бірфазалық  қысқа  
тұйықталу: 
 
баз
МИН
КТ
I
I


44
,
9
.

баз
баз
r
I
I
I





72
,
4
44
,
9
5
,
0



642
,
3
5
,
1
72
,
4
6
,
0
66
,
0
44
,
9





ч
k

 
Сезімталдық  коэффициенті  қанағаттандырылды. 
2.1.3.2.2  Сынамалау    режиміндегі,  10  кВ    шығысындағы    екі    фазалық  
қысқа  тұйықталу: 
 
баз
МИН
КТ
I
I


742
,
2
.

баз
баз
r
I
I
I





371
,
1
742
,
2
5
,
0



324
,
4
2
,
0
371
,
1
2
,
0
4
,
0
742
,
2





ч
k

 
Сезімталдық  коэффициенті  қанағаттандырылды. 
2.1.3.3  Дифференциалдық    ток    үзіндісі    (2.14)    формуласымен  
таңдалады: 

53 
 
2.1.3.3.1 Қойылымды  I
d>>
 = 6I
баз
  деп  қабылдаймыз. 
2.1.3.3.2 Дифференциалдық  ток  үзіндісі: 
 
баз
d
I
I






74
,
23
58
,
21
1
1
,
1

 
Қойылымды: 
баз
d
I
I



24

2.1.3.3.3    Таңдалған    қойылымдар    бойынша    іске    аусы    сипаттамасын  
тұрғызу: 
 
 
 
2.4 сурет – Дифференциалдық  қорғаныстың  жалпы   
аймақтағы  жұмыс  жасау  сипаттамасы 
 
2.1.4  Р63Х    терминалының    параметрлерін    Micom  S1  Studio  
бағдарламасында  орнату 
Параметрлерін  орнату  үшін  S1 Studio  бағдарламасына  Micom P63X  
терминалдарының    каталогын    жаздыру    керек  болады.  Ол    Data    Model  
Manager  бағдарламашасы  көмегімен  іске  асады. 

54 
 
 
 
2.5 сурет – Жобаның  құрам  реті 
 
Трансформатордың    дифференциалдық    қорғанысына    Р63Х  
терминалының  Р633-610  типін  таңдадым.  
 
2.2 кесте – Р633-610  терминалы  параметрлерінің  типтері 
Адресі 
Параметр  аты 
Параметр 
қойылымы 
Параметрге  түсініктеме 
 056.027  Differential PR (87) 
Enabled 
Бұл 
 
параметр  
дифференциалдық  
қорғанысты  іске    қосу  
мен 
 
ажыратуды  
орындайды 
019.016 
Rated Ref Power Sref 
63.0 MVA 
Трансформатор    қуаты  
мәні  беріледі 
019.017 
Vn prim., end a      
110.0 kV 
Жоғары    жағындағы 
кернеу 
019.018 
Vn prim., end b      
35.0 kV 
Ортаңғы    жағындағы 
кернеу 
019.019 
Vn prim., end c      
10.0 kV 
Төменгі    жағындағы  
кернеу 
072.142 
Idiff>           SG1 
0.40 Iref 
Бірінші 
аймақ  
сипаттамасындағы  
қойылым 
072.144 
Idiff>>>         SG1 
24.0 Iref 
Дифференциалдық    ток  
үзіндісінің    біріншілік  
қойылымы 
072.145 
m1               SG1 
0.20 
Бірінші 
 
еңкейген  
аймақтағы 
 
тежелу  
коэффициенті 

55 
 
2.2 кестенің  жалғасы 
072.146 
m2               SG1 
0.60 
Екінші 
 
еңкейген  
аймақтағы 
 
тежелу  
коэффициенті 
019.010 
Vec.Gr. Ends b-a SG1 
11 
А-В  жалғану  тобы 
019.011 
Vec.Gr. Ends c-a SG1 

А-С жалғану  тобы 
072.147 
IR,m2            SG1 
1.5 Iref 
Екінші 
 
аймақ  
бойынша    бастапқы  
тежелу тогы 
072.155 
I0 filt a Enab   SG1 
Yes 
А  –  жағының    нөлдік  
реттілік 
 
токты  
фильтрлеу 
072.156 
I0 filt b Enab   SG1 
Yes 
В  –  жағының    нөлдік  
реттілік 
 
токты  
фильтрлеу 
072.157 
I0 filt c Enab   SG1 
Yes 
С  –  жағының    нөлдік  
реттілік 
 
токты  
фильтрлеу 
072.159 
Inrush 2nd HarmonSG1 
20 % 
Екінші 
 
гармоника  
бойынша  бұғаттау 
010.030 
Frequency fn         
50 Hz 
Токтің  жиілігі 
010.009 
Vn VT. Sec.          
100 V 
Кернеу  
трансформаторының  
кернеуі 
 
 
 
2.6 сурет – Micom S1 Studio  бағдарламасындағы 
 PCL  Editor  бағламашасының  Р633-610   
терминалының  логикалық  сұлбасы 
 
 
Бұл    кестедегі    параметрлердің    сол    бағдарламада    орналылғандығын  
дәлелдеу    үшін    келесі    суретте    сол    бағдарламадағы    жоба    құрамындағы  
қойылымдар  орналыған  жерінің  суреті  беріледі. 
 

56 
 
 
 
2.7 сурет – Жобадағы  дифференциалдық  қорғаныстың   
бағдарлама  бойынша  параметрлеу  орнының  суреті 
 
 
2.1.5 Трансформатордың  ревервті  қорғанысы, МТҚ  және  ток  үзіндісі 
 
 
2.1.5.1 Максималды  ток  үзіндісі: 
 
Қорғаныстың    іске    қосылуы    тогын    келесідей    формуламен  
анықтаймыз: 
 
 
)
3
(
.
.
МАКС
КТ
СЕН
К
КОС
I
k
I



 
 
 
    (2.15) 
 
мұдағы 
СЕН
k
  -  сенімділік  коэффициенті,  бұл    құрылғыларда    болуы  
мүмкін    қателіктері    ескеретін,  қорғаныстың    жалған    жұмыс    істеп  
кетуін    алдын    алу    мақсатында    қолданылатын    коэффициент,  мәні  
1,1÷1,3   арасында;  
    
)
3
(
.МАКС
КТ
I
 - трансформатордың  максималды  режимі  кезіндегі  үш 
фазалық  қысқа  тұйықталу  тогының  мәні. 
 
 
Трансформатордың    қысқа    тұйықталу  тогын    максималды    режим  
кезінде    анықтаймыз.  Ол    үшін    «NI  Mutisim»    бағдарламасында    жүйенің  
орынбасу    сұлбасын    саламыз.  Сол    арқылы    виртуалды    түрде  
трансформатордың  қысқа  тұйықталу  токтарын анықтаймыз. 
 

57 
 
 
 
 
2.8 сурет – Т1  трансформаторының  максималды  қысқа  тұйықталу  тогы 
 
1690
1536
1
,
1
.



К
КОС
I
А. 
 
 
Реленің  іске  қосылуы  тогы: 
А
k
k
I
I
СХ
Т
К
КОС
ТОК
КОСЫЛ
04
,
7
1
240
1690
.
.





.   
        (2.16) 
мұндағы 
Т
  -  110  кВ    жағындағы    ток    трансформаторының  
трансформациялық  коэффициенті;  
СХ
k
 - сұлба  коэффициенті, мәні 1-ге тең. 
 
Максималды  ток  үзіндісі  уақыт  ұстанымсыз  жұмыс  жасайды. Оны  
сезімталдыққа  тексермейміз. 
 
 
2.1.5.2  Максималды  ток  қорғанысы 
 
Максималды    ток    қорғанысы  (МТҚ)      трансформатордың    жоғары  
кернеу  жағына  қойылады. Бұл  қорғаныс  уақыт  ұстанымы  бойынша  жұмыс  
жасайды. Оның  іске  қосылуы  тогы: 
 
МАКС
ЖУМ
КАЙТ
ОК
СЕН
К
КОРГ
I
k
k
k
I
.
.



.   
 
        (2.17) 
 
мұндағы  
СЕН
k
 - сенімділік  коэффициенті, мәні 1,1-ге тең;  

58 
 
КАЙТ
k
- реленің  қайта  қайту  коэффициенті, мәні 0,95-ке  тең;  
ОК
k
- өзіндік  іске  қосылу  коэффициенті, мәні 2-ге  тең;  
МАКС
ЖУМ
I
.
 - трансформатордың  максималды  жұмыс  тогы. 
 
Трансформатордың  максималды  жұмыс  тогы: 
 
6
,
330
110
3
10
63
3
3
.






НОМ
НОМ
ТР
НОМ
U
S
I
А, 
84
,
462
4
,
1
6
,
330
4
,
1
.
.





ТР
НОМ
МАКС
ЖУМ
I
I
А, 
 
  (2.18) 
1018
84
,
462
95
,
0
2
1
,
1
.




К
КОРГ
I
А. 
 
 
 
2.9 сурет – Т1  трансформаторының  минималды   
режиміндегі  қысқа  тұйықталу  тогы 
 
 
Реленің  іске  қосылуы  тогы: 
 
А
I
ТОК
КОСЫЛ
2
,
4
1
240
1018
.




 
 
Сезімталдыққа  тексеру: 
 
3
,
1
1018
1536
87
,
0



СЕЗ
k


59 
 
 
Сезімталдық  қанағаттандырылды. 
 
2.1.6 Асқын  жүктемеден  қорғаныс 
 
Асқын    жүктемеден    қорғаныс    трансформатордың    бір    фазасына  
орнатылады.  Себебі    ол    симметриялы    болып    келеді.  Қорғаныстың    іске  
қосылу  тоғы  келесідей  анықталады: 
 
6
,
471
6
,
330
95
,
0
2
,
1
.
.




ТР
НОМ
КАТУ
СЕН
КОСЫЛУ
КОРГ
I
K
К
I
А. 
 
мұндағы 
СЕН
К
 - сенімділік  коэффициенті, мәні 1,2-ге  тең;  
КАТУ
K
 - реленің  қайта қайту коэффициенті, мәні 0,95-ке тең. 
 
Реленің іске қосылу тоғы: 
 
9
,
1
1
240
6
,
471
.



ТОК
КОСЫЛ
I
 А. 
 
 
Асқын    жүктемеден    қорғаныстың    іске    қосылу    уақыты    басқа  
қорғаныстарға  қарағанда  үлкен  болады: 
 
6
,
1
3
,
0
3
,
1
.






t
t
t
МТК
УАКЫТ
АЖ
с. 
 
 
2.1.7 МТҚ, ток  үзіндісі, асқын  жүктемеден  қорғауға  арналан  Micom 
P116  терминалының  параметрлерінің  енгізілуі: 
 
2.3 кесте – P116  терминалында  параметрлердің  орындалуы 
Адресі 
Параметр  аты 
Параметр 
қойылымы 
Параметрге  түсініктеме 
0200 
I>? 
Отключение 
Бірінші 
 
сатысын  
орындау  типі 
0201 
I> Уставка 
7.04Iн 
Бірінші    саты    ток  
үзіндісінің  мәні 
0202 
Выдержка 
времени 
tI>/TMS/TD 
0.02 
Бірінші    сатысының  
уақыт  ұстанымы 
0206 
I>>? 
Отключение 
Екінші 
 
сатысын  
орындау  типі 
0207 
I>> Уставка 
4.20Iн 
Екінші    сатысының  
тогының  мәні 
0208 
Выдержка 
времени 
tI>>/DMT 
1.31с 
Екінші  сатының  уақыт  
ұстанымы 
0146 
Номинальноя частота 
50 Гц  
Ток  жиілігі 
022B 
Itherm 
1.90Iн 
Асқын 
 
жүктеме  
тогының  мәні 

60 
 
2.3  кестенің  жалғасы 
022D 
Te (нагрев) 
40мин. 
Асқын 
 
жүктеме  
кезіндегі  қызу  уақыты 
021E 
IСигнализации  Токтың    төмендеуінен  
қорғыныстың  
орындалуы 
021F 
I< Уставка 
0.50Iн 
Қойылым  мәні 
0220 
tI< 
30.00с 
Уақыт  ұстанымы 
 
 
 
2.10 сурет – Жобадағы  Р116  терминалының  бағдарламадағы   
қойылған  қойылымдары  суреті 
 
2.1.8 Газдық қорғаныс 
Газдық    қорғаныс    қуаты    6300  кВА    және    одан    жоғары  
трансформаторларда    қолдану    міндетті    болып    келеді,  сонымен    қатар  
дифференциалдық  немесе  ток  үзіндісі  қорғанысы  жоқ  және  максималды  
ток    қорғанысының    күту    уақыты    1  с    жоғары,  қуаты    1000-4000  кВА  
трансформаторларға  да  қоюы  міндетті  болып   саналады. Қуаты  1000-4000 
кВА    трансформаторларға    газдық    қорғанысты    басқа    жылдам    әрекетті  

61 
 
қорғанысы    жоқ    болғанда    қолдануға    рұқсат    беріледі,  бірақ    ол    міндетті  
болып    саналмайды.  Цех    ішіндегі    қуаты    630  кВА    асатын  
трансформаторларға    газдық    қорғаныстың    қойылуы    міндетті    болып  
саналады. 
Газдық    қорғаныстың    негізі    аз    ғана    зақымданудан,  сонымен    қатар  
трансформатор  багынағы  майдың  бұзылуының, газдың  бүлінуінен  қорғау  
болып    табылады.  Газдың    қарқындылығы    және    оның    химиялық    құрамы  
бүлінудің    сипаттамасы    мен    көлеміне    байланысты    болады.  Сондықтан  
ақырын    газ    бөлінгенде        ескерту    дабылына  сигнал    береді,  ал    қысқа  
тұйықталуда,  қарқынды    газ    бөлінгенде    ол    трансформаторды    өшіруге  
сигнал    береді.  Бұдан    басқа    газдық    қорғаныстың      трансформатор  
багындағы  май  деңгейі  түсіп  кеткенде  сигналға  жұмыс  жасайды. 
Газдық    қорғаныс    трансформатордың    ішкі    бүлінуінен    қорғайтын  
сезімталдығы    жоғары    және    әмбебап    қорғаныс  болып    табылады.  Ол    өте  
қауіпті  орамалар  арасындағы  тұйықталуды  сезеді, ал  ток  көлемі  аз  басқа  
бүліну  түрін  сезбейді. 
Газдық  қорғаныс  арнайы  қалытқы, қалақшалы  және  табақша  тәрізді  
газдық  релелер  көмегімен  орындалады. 
Газдық  реле  трансформатор  бактары  мен  кеңейткіштері  арасындағы  
майлы    жетектен    кесілген    металды    қабықшадан    тұрады,  бұл    сурет    2.11  
көрсетілген. 
 
 
 
1- газдық  реле; 2- ашып-жапқыш; 3 - белгілі  бір  еңістік  жаауға  
арналған  төсеме. 
2.11 сурет – Газдық  реленің  трансформаторға  орнатылуы 
 
Реле  маймен  толтырылады. Реленің  қабықшасында  майдың  деңгейін  
көрсететін    шкаланы    көруге    арналған    әйнекпен    орын    жасалған.  Газ  
релесінің  қақпақшасында  ішкі  ауа  мен  газдың  сынамасын  алып  анализ  

62 
 
жасауға    ашып-жапқыш    қойылған,  сонымен    қатар    қабықша    ішіндегі  
кабельдер  мен  контактілерді  қосуға  арналған  қысқыш  орналасқан. 
Қалытқы    релелердің    ішкі    қабықшасында    іші    қуыс    цилиндрден  
тұратын  топсаға  бекітілген  екі  қалытқы  орналасқан. Қалытқыда  сынапты  
контакт  бекітілген, ол  иілгіш  сымдармен  жалғанып  реленің  қақпақшасына  
қысқышпен  шығарылған. Қалытқы  реле  суреті  2.12 суретте көрсетілген. 
 
 
 
2.12 сурет – ПГ-22  қалытқылы  газдық  реле  құрылғысы 
 
Сынапты    контакт    шыныға    дәнекерленген    жоғары    бөлігі    екі  
контактіге  дәнекерленген  жабыннан  тұрады. Жабын  аз  мөлшерлі  сынаптан  
тұрады. 
Төменгі    қалытқы,  майлы    жетектің    саңылауына    қарсы    орналасқан  
реленің  өшіруші  элементі  болып  табылады. 
Қарқынды    газ    бөлінгенде    трансформатордың    багінде    күшті    газ  
құйыны  пайда  болады  және  ол  майды  кеңейткіш, газдық  реле  арқылы  
өтеді.  Газдың    құйынының    қозғалысы    әсерінен    май      қозғалысы    пайда  
болады,  содан    төменгі    қалытқы    ауып,  оның    сынапты    контактілерінде  
тұйықталу    болып,  тізбек    өшірілуге    кетеді.  Соның    арқасында    қысқа  
тұйықталуда    қарқынды    газ    бөлінуде    газдық    қорғаныстың    0,1-0,3  с  
аралығында  өшіруді  орындайды. Және  оның  өшіру  элементі  май  деңгейі  
төмен түскенде  де  орындалады. 
Қалқаншалы    реледе    сигнал    элементі    қалытқылардікіндей   
механикалық    байланысқан    өшіруді    орындайтын    жалпы    сынапты  
контактілерден    тұрады.  Қалақшалы    реленің    суреті    2.13    суретте  
көрсетілген. 
Іске  асудың  жылдамдығын   реттеу  0,5-1,5 мс  арасығында  орындау  
үшін  қалақшаның  ауданын  өзгерту  мүмкіншілігі  қарастырылған.  
 

63 
 
 
 
2.13 сурет – АЕГ-Унион фирмасының қалақшалы   
газдық  релесі  құрылғысы 
 
Табақшалы    релелерде    қалытқы    орнына    металды    табақшаларды  
қолданады және  сынапты  контактінің  орнына  май  ішіне  жұмыс  жасайтын  
жай  ашық  контактісі  қолданылады. 
 
 
 
2.14 сурет – Табақша  тәрізді  газдық  релесі  құрылғысы 
 
Газдық    қорғаныстың    жұмысын    қамтамассыз    етуі    үшін    өшіруге   
контактілердің    қысқа    уақытты    тұйықталуын  газдық    реледе    өшіруші  
импульсті    ұстап    қалу    арқылы    орындайды.  Майлы    және    ауалы  
ажыратқыштардың  жалпы  жетегіне  өшіруші  импульсті  ұстап  қалу  үшін  
аралық    аралық    реленің    шығыс    орамдарының    көмегімен    орындалады. 
Ауалы    ажыратқыштардың    дербес    жетегінде    әрбір    польюстегі    өшіруші  
импульсті  ұстап  қалу басқару  сұлбасында  қарастырылады. 
2.1.9 Газдық  қорғаныстың  принципиалдық  жалғану  сұлбасы 
2.15  суретте   оперативті    тұрақты    токтағы   трансформатордың    газдық  
қорғанысының    принципиалдық    сұлбасы    келтірілген.  Газдық    реленің  
өлшіруші    контактісі    РГ    май    ағынының    немесе    газ    аралас    май  

64 
 
қоспасының    кесірінен    дірілдеуі    мүмкін,  сондықтан    ереже    бойынша  
тізбектей  ұстап  алатын  орамасы  бар  аралық  реленің  РП  өздігінен  ұстау  
шығысын  қолданады. Өздігінен  ұстау  автоматты  түрде  трансформатордың  
В1  және  В2  ажыратқыштары  өшірілгеннен  кейін  босатылады  және  оның  
блок контактісі  ажырайды. Оперативті  ток  газдық  қорғаныстың  тізбегіне  
өшіру    әрекеті    бойынша    байланысқан.  Оған      трансформатордың    қорек  
жағындағы    ажыратқыш    В1    жанынан    сақтандырғыш    арқылы    беріледі. 
Осыған    сәйкес    аралық    реле    контактілері    осы    сақтандырғыштан    қорек  
алады.  
Сигналды  контактілері  РГ  жеке  сақтандырғышпен  қоректенуі  қажет, 
себебі  ол  В1  және  В2  ажыратқыштарының  күйіне  тәуелсіз  үнемі  қоректе  
болуы  қажет. 
Сұлбада    іс-әрекеті    қорғаныстың    өшіруші    сигнал    элементіне  
аударатын  ауыстырғыш  құрылғы Н  қарастырылған. 
 
 
 
2.15 сурет – Оперативті  тұрақты  токтағы  трансформатордың   
газдық  қорғанысының  принципиалдық  сұлбасы   
 
Топтық  қорғаныста  топ  ішіндегі  газдық  реленің  біреуінің  өзі  сол  
топты  аралық  реле  көмегімен  өшіруге  әрекет  жасайды. 
2.16    суретте    тығырықтағы    қосалқы    станцияның    оперативті  
айнымалы    токтағы    трансформатордың    газдық    қорғанысының  
принципиалдық  сұлбасы  келтірілген. Оперативті  ток  көзі  ретінде  әдетте  
өлшеуіш    кернеу    трансформаторы    немесе    алдын-ала    зарядталған  
конденсатор    батареялары    қолданылады.  Ол    қорек    көзіне    зарядтаушы  
құрылғы  УЗ  арқылы  қосылады.  
Газдық  қорғаныс    қысқа    тұйықтағыштың    қосылуымен    әрекет    етеді, 
содан    кейін    басты    аймақтағы    желінің    қорғанысы    өшіріледі.  Бірнеше  

65 
 
тармақталған    қосалқы    станцияның    желіге    қосылуында,  соңғы    қосылған  
желі  бөлгіш  арқылы  қосылады. 
 
 
 
2.16 сурет – Оперативті  айнымалы  токтағы  трансформатордың   
газдық  қорғанысының  принципиалдық  сұлбасы 
 
Трансформатордың  қорек  көзі  жағынан  бөлгіш  көмегімен  қосылуда  
және    қысқа    тұйықтағыштың    трансформатордың    газдық    қорғанысына  
әсерінде,  2.16    суретте    көрсетілгендей,  қысқа    тұйықтағыш    қосылады. 
Сондықтан  желінің  қорғанысы  жұмыс  жасайды  және  қорек  көзі  жағынан  
желіні  ажыратқышпен өшіреді. Әрі  қарай  желі  АҚҚ  қосылады, кейін  осы  
желіге  қосылған  басқа  қосалқы  станциялар  қорегін  қалпына  келтіреі. 
Әрекет  етуші  ереже  бойынша газдық  қорғаныстың  өшіруші  элементі  
қондырылған    орнына    және    қызмет    түріне    тәуелсіз    трансформатордың  
өшуімен  қосылуы  қажет. 
 
2.2 Желі қорғаныстары 
 
Желі    бұл    электр    энергиясын    тасымалдаушы    таратушы    болып  
табылады.  Сондықтан    желіде    көптеген    зақымданулар    болады.  Солардың  
бірі, жерге  қысқа  тұйықталу  фазалар  арасындағы  тұйықталу, найзағайдың  
түсуі т.б. сол  сияқты  жағдайлар. Осындай  жағдайлардан  қорғану үшін  РҚ  
құрылғылары  дұрыс  жұмыс  жасауы  тиіс. Осы  дипломдық  жобада  кернеуі 
110  кВ    болатын,  нейтралы    жерленген    желінің    қорғаныстарын  
қарастырамыз.  
110  кВ    нейтралы    жерленген    желі    үшін    көпфазалы    қысқа  
тұйықталудан  және  жерге  тұйықталудан  релелік  қорғаныс  құрылғылары  
қарастырылуы  қажет. Қорғаныста  тербеліс  әсерін  бұғаттайтын  құрылғылар  

66 
 
болуы    қажет.  Егер    тербелістен    алшақтатылып    алынған    уақыт    болса      
(1,5-2 с  арасында) онда  бұғаттаушы  қорғанысты  қоймауға  болады. 
Сонымен    қатар    желіде    жылдам    әрекетті    автоматты    қайта    қосу  
құрылғысы  болуы  қажет. Ол  желідегі  өткізгіштердің  уақытша  жанасуынан  
болатын    тұйықталулардан    қорғайды,  және    тұтынушыларды    қорексіз  
қалдырмауына  себепкер  болады. 
Осы    дипломдық    жобада    желінің    екі    қорғанысы:  дистанциондық  
қорғаныс  пен  нөлдік  реттілік  токтық  қорғанысы  қарастырылады. 
2.2.1 Дистанциондық  қорғаныс 
Дистанциондық    қорғаныс    күрделі    конфигурациялы    желілерде, 
бірнеше    қорек    көзі    бар    желілерде,  сақиналы    байланысқан    жүйеде  
қолданылады. 
Дистанциондық    қорғаныс    кедергімен    немесе    қысқа    тұйықталудың  
арақашықтығымен    анықталады    және    соған    байланысты    әртүрлі    уақыт  
аралығында  жұмыс  жасайды. Дистанциондық  қорғаныс  көпсатылы  болып  
орындалады, қысқа  тұйықталудың  бірінші  аймағында  қорғалатын  желінің  
80-85%  дейін  қамтиды, уақыт  ұстанымы  0,15 с  жоғары  болмайды. 
Екінші    аймағында    қорғалатын    желіден    әрі    шыға,    саты    бойынша  
уақыт    ұстанымы    аралығы  0,4-0,6  с  өседі.  Қысқа    тұйықталудың    үшінші  
сатысында  уақыт  ұстанымы  одан  әрі  өседі. 
Дистанциондық  қорғаныс  - күрделі  қорғаныстың  бірі. Ол  әрқайсысы  
белгілі  функция  атқаратын  элементтер  қатарынан  тұрады. 
2.2.1.1 Дистанциондық  қорғаныстың  есептелуі 
Бірінші  сатысын  есептеу 
Дистанциондық    қорғанысты    есептеуде    жалпы    толық    кедергі  
алынады. Бірінші  сатысының  кедергісін  Л16  желісінің  кедергісі  алынады: 
 


82
,
7
2
,
9
85
,
0
85
,
0
1
16
16
16








Л
Л
I
Л
Z
Z
Z


Ом. 
        (2.19) 
 
мұндағы 

  -  кернеу    трансформаторлары  мен    кедергі    релелерінің  
қателіктерін  ескеретін  коэффициент, мәні 0,05;  
      

  -  электрлік    шамалардың    біріншілік    есептік    қателіктерін  
ескеретін  коэффициент. 
 
Бірінші  саты  уақыт  ұстанымсыз  іске  қосылады. 
Екінші  сатысын  есетеу 
Екінші    сатыны    есептегенде    көршілес    жатқан    желілер  
қорғаныстарымен  шатаспауы  қажет.  
Демек    біздің    жағдайда    Л14    желісі    мен    Т2    трансформаторы  
көршілес  жатыр. Екеуінің  де  кедергілерін  есептеп  ішіндегі  кішісін  табу  
керек.  
Л14  желісі  бойынша: 
 

67 
 




14
14
16
14
16
16
66
,
0
85
,
0
1
1
Т
Л
Л
Т
I
Л
Л
II
Л
К
Z
Z
K
Z
Z
Z














  (2.20) 
 
мұндағы 

  -  ток    трансформаторының    қателігін    ескеретін  
коэффициент, мәні  0,1-ге  тең;  
       
Т
K
 - ток  таралу  коэффициенті. 
 
Ток  таралу  коэффициенті: 
 
14
16
14
Л
Л
Т
I
I
К

.  
 
 
 
        (2.21) 
 
мұндағы 
16
Л
I

14
Л
I
  -  Л14  желісінің    соңындағы    қысқа    тұйықталу  
кезіндегі  Л16  және  Л14  желілер  бойынша  өтетін  қысқа  тұйықталу  тогы. 
 
Оны  «NI Multisim»  симулятор бағдарламасында  жүйенің  максималды  
режиміндегі    орынбас    сұлбасын    салып,  Л16,  Л14    желілері    алдына  
амперметр  қойып, ағатын  қысқа  тұйықталу  токтарын  анықтаймыз. 
 
 
 
2.17 сурет – Жүйенің  максималды  режиміндегі   
Л14  желі  соңындағы ҚТ 
 
 
Сонда  Л16  желісінің  екінші  сатысы: 

68 
 
572
,
12
582
,
2
582
,
2
2
,
7
66
,
0
2
,
9
85
,
0
16





II
Л
Z
 Ом. 
 
 
Т2  трансформаторы  бойынша: 
 















15
2
16
2
16
16
85
,
0
1
Т
Т
Л
Т
I
Т
Л
II
Л
К
Z
Z
K
Z
Z
Z



 
   (2.22) 
 
мұндағы  
15
Т
К
 - ток  таралу  коэффициенті. 
 
 
Ток  таралу  коэффициенті: 
 
2
16
15
Т
Л
Т
I
I
К

.  
 
 
 
   (2.23) 
 
мұндағы 
16
Л
I

2
Т
I
  -  Т2    трансформаторының    соңындағы    қысқа  
тұйықталу    кезіндегі    Л16,  Т2    трансформаторы    арқылы    өтетін    қысқа  
тұйықталу  токтары. 
 
Бағдарламада    орындасу    сұлбасын    салғанда    Л16    мен  Т2    алдына  
амперметрлерді    қою    арқылы    токтарды  анықтаймыз.  Жүйені    максималды  
режим  параметрлеріне  қоямыз. 
 
 
 
2.18 сурет – Т2  трансформатор  соңындағы  ҚТ 

69 
 
878
,
120
699
,
720
828
,
483
003
,
81
2
,
9
85
,
0
16
















II
Л
Z
 Ом. 
 
 
Енді  екеуінің  ішіндегі  ең  кішісін  таңдаймыз: 
 
572
,
12
16

II
Л
Z
Ом. 
 
 
Л16    желісінің    екінші    сатысының    сезімталдық    коэффициентін  
анықтаймыз: 
25
,
1
36
,
1
2
,
9
572
,
12
16
16




Л
II
Л
ч
Z
Z
k

 
 
Сезімталдық  қанағаттандырылды. 
 
Екінші  сатының  уақыт  ұстанымы:  
9
,
0
3
,
0
6
,
0
14
16






t
t
t
II
Л
II
Л
с. 
 
 
Үшінші  сатысын  есептеу 
 
Үшінші  саты    жұмыс    режимінің    минималды    жағдайы    бойынша  
есептеледі. Оны  келесідей  формуламен  анықтаймыз: 
 


ЖУМ
МЧ
МАКС
ЖУМ
К
ОК
СЕН
МИН
ЖУМ
III
Л
I
k
k
k
U
Z









2
.
.
16
3
.  
  
(2.24) 
 
мұндағы 
СЕН
k
 - сенімділік  коэффициенті, мәні 1,2-ге  тең;  
ОК
k
 - өздігінен  қосылуды  ескеретін  коэффициент, мәні 1,5-ке  
тең;  
К
k
 - реленің  қайта  қайту  коэффициеті, мәні  1,1-ге  тең;  
2
МЧ

 - максималды  сезу  бұрышы, мәні 75˚-қа  тең;  
ЖУМ

 - жұмыстық  режим  кездегі  бұрыш, мәні 36,8˚-қа  тең;  
МАКС
ЖУМ
I
.
 - максималды  жұмыс  тогы;  
МИН
ЖУМ
U
.
  -  трансформатордың    минималды    жұмысы  
режиміндегі  кернеуі, ол  номиналды  кернеудің 90%  құрайды. 
 
Максималды  жұмыс  тогы: 
 
86
,
925
110
3
10
63
2
4
,
1
3
3
.










Н
ТР
ЖУКТ
МАКС
ЖУМ
U
S
n
k
I
 А.       
(2.25) 
 
мұндағы  
ЖУКТ
k
 - жүктелу  коэффициенті, мәні 1,4-ке  тең;  
n
 - трансформаторлар  саны. 

70 
 


67
,
39
8
,
36
75
cos
86
,
925
1
,
1
5
,
1
2
,
1
3
10
110
9
,
0
3
16










III
Л
Z
 Ом. 
 
 
Сезімталдық  коэффициентін  анықтаймыз: 
 
25
,
1
3
,
4
2
,
9
67
,
39
16
16




Л
III
Л
ч
Z
Z
k

 
 
Сезімталдық  коэффициенті қанағаттандырылды. 
 
Үшінші  сатының  уақыт  ұстанымы: 
2
,
1
3
,
0
9
,
0
16
16






t
t
t
II
Л
III
Л
с. 
 
 
Қорғаныстың  максималды  кедергісі: 
 
 
МИН
Т
Л
Л
КОРГ
МАКС
К
Z
Z
Z
.
14
16
.



 
                 (2.26) 
 
мұндағы   
МИН
Т
К
.
  -  минималды    режимдегі    токтың    таралу  
коэффициенті. 
 
Токтың    таралу    коэффициентін    жүйенің    минималды    кезіндегі    Л14  
пен  Л16    арқылы    өтетін    қысқа    тұйықталу    токтарын    симулятор  
бағдарламасында  орынбасу  сұлбасын  салып  анықтаймыз. 
 
 
 
2.19 сурет – Жүйенің  минималды  режимі  кезіндегі  Л14  желісінің  
соңығдағы ҚТ 

71 
 
57
,
2
57
,
2
.
14
.
16
.


МИН
Л
МИН
Л
МИН
Т
I
I
K

4
,
16
1
2
,
7
2
,
9
.



КОРГ
МАКС
Z
Ом. 
 
 
Сезімталдық  коэффициенті: 
 
25
,
1
419
,
2
4
,
16
67
,
39
.
16




КОРГ
МАКС
III
Л
ч
Z
Z
k

 
Сезімталдық  коэффициенті  қанағаттандырылды. 
 
Төртінші  сатысын  есептеу 
 
Төртінші  сатыны  есептегенде  қорғалатын  желінің  артындағы  желі  
қолданылады. 
 
33
,
7
2
,
1
8
,
8
18
16



СЕН
Л
IV
Л
k
Z
Z
 Ом. 
 
 
Қосылу  кедергілерін  анықтау: 
Қосылу  кедергісі: 
TV
TA
n
КА
n
АСУ
n
n
Z
Z


.   
 
 
 
(2.27) 
 
мұндағы: 
ТA
  -  ток    трансформаторының    трансформациялық  
коэффициенті: 
 
200
5
1000



ТК
ЖК
ТA
I
I
n

 
ТV
n
  -  кернеу    трансформаторының    трансформациялық  
коэффициенті: 
 
1100
100
110000



ТК
ЖК
ТV
U
U
n

 
2.4 кесте – Қосылу  кедергілерінің  мәндері 
Сатылар реті 
Сатылардың  кедергілері, Ом 
Қосылу  кедергелері, Ом 

7,82 
1,422 

12,572 
2,286 

39,67 
7,213 

7,33 
1,133 

72 
 
2.2.1.2  Дистанциондық    қорғаныстың    Micom  Р435-601    терминалының  
параметрленуі 
 
 
 
2.20 сурет – Жобадағы  бағдарлама  құрамы 
 
2.5 кесте – Р435-601  терминалындағы  параметрленуі 
Адресі 
Параметр  аты 
Параметр 
қойылымы 
Параметрге  түсініктеме 
010.030 
Nennfrequenz fnom    
50 Hz 
Ток  жиілігі 
010.002 
Unom Wandler prim.   
110.0 kV 
Желі  кернеуі 
010.009 
Unom Wandler sek.    
100 V 
Кернеу  
трансформаторың  мәні 
031.073 
eingeschaltet BED    
ja 
Қорғаныстың  қосылуы 
010.005 
Leitungslänge    PS1 
81.00 km 
Қорғалатын    желінің  
жалпы  ұзындығы 
010.012 
Ltg.reaktanz     PS1 
32.40 — 
Қорғалатын    желінің  
жалпы  кедергісі 
012.042 
Z1 (Kreis)       PS1 
1.42 — 
Бірінші 
 
сатының  
кедергісінің  мәні 
012.043 
Z2 (Kreis)       PS1 
2.86 — 
Екінші 
 
сатының  
кедергісінің  мәні 
012.044 
Z3 (Kreis)       PS1 
7.21 — 
Үшінші    сатысының  
мәні 
012.045 
Z4 (Kreis)       PS1 
1.33 — 
Төртінші    сатысының  
мәні 
072.090 
€1 (Kreis)       PS1 
75 ° 
Бірінші 
 
сатының  
максималды 
 
сезу  
бұрышы 
072.095 
€2 (Kreis)       PS1 
75 ° 
Екінші      сатының  
максималды 
 
сезу  
бұрышы 
 

73 
 
2.5 кестенің  жалғасы 
072.096 
€3 (Kreis)       PS1 
75 ° 
Үшінші        сатының  
максималды 
 
сезу  
бұрышы 
072.099 
€4 (Kreis)       PS1 
75 ° 
Төртінші      сатының  
максималды 
 
сезу  
бұрышы 
012.028 
t1               PS1 
0.00 s 
Бірінші 
 
сатының  
уақыт  ұстанымы 
012.029 
t2               PS1 
0.90 s 
Екінші  сатының  уақыт  
ұстанымы 
012.030 
t3               PS1 
1.20 s 
Үшінші    сатысының  
уақыт  ұстанымы 
012.031 
t4               PS1 
0.3 s 
Төртінші    сатысының  
уақыт  ұстанымы 
 
 
 
2.21 сурет – Бағдарламадағы  қойылымдар   
қойылған  жерінің  суреті 
 
 
 
2.2.2 Желінің  нөлдік  реттілік  токтық  қорғанысы 
 
Нөлдік  реттілікті  токтық  қорғаныс  жоғары  кернеулі  электр  тарату  
желілерін   бірфазалық    жерге    қысқа   тұйықталуынан    қорғауда    қолданады. 
Бұл  қорғаныс  110 кВ  желілерде  резервтік  қорғаныс  ретінде  жүреді. Осы  
дипломдық    жобада    төрт    сатылы    нөлдік    реттелікті    токтық    қорғанысын 
(НРТҚ)  қарастырамыз. 
 
 

74 
 
2.2.2.1 Төрт  сатылы  нөлдік  реттілікті  токтық  қорғаныстың  есептелуі 
Бұл    қорғаныстың    барлық    тұйықталу    токтарын    симмулятор  
бағдарлама  «NI Multisim» - де   орындалады. 
Тура    реттілікті    орынбасу    сұлбасы  А  қосымшасындағы    сурет  А.1-де  
берілген.  
Кері  реттелікті  орынбасу  сұлбасы А  қосымшасындағы  сурет А.2-де  
берілген. 
Нөлдік  реттілікті  орынбасу  сұлбасы А  қосымшасындағы  сурет А.3-те  
берілген. 
Біздің  қорғалатын  желіміз Л16  желі  болып  табылады. 
Бірінші  сатысының  есептелуі 
Бұл    қорғаныстың    бірінші    сатысы    уақыт    ұстанымсыз    жұмыс  
жасайды. 
Есептеу  үшін  желілердің  нөлдік  кедергілерін  анықтау  керек: 
 
m
Лn
m
n
Л
X
X
X




0
0

 
 
 
(2.28) 
 
мұндағы 
0
X
- салыстырмалы  нөлдік  кедергісі, мәні 2-ге  тең. 
 
2.6 кесте – Желілердің салыстырмалы нөлдік  кедергілері 
Желі  реті 
Салыстырмалы  
нөлдік  кедергісі 
0
X
, Ом 
Желі  кедергісі 
m
Лn
X

, Ом 
Желінің  нөлдік  
кедергісі 
m
n
Л
X

0
, Ом 


11,6 
23,2 


11,6 
23,2 



16 



16 


9,6 
19,2 


9,6 
19,2 


2,4 
4,8 


2,4 
4,8 


8,4 
16,8 
10 

4,8 
9,6 
11 

6,8 
13,6 
12 

9,2 
18,4 
13 

9,2 
18,4 
14 

7,2 
14,4 
15 

7,2 
14,4 
16 

9,2 
18,4 
17 

9,2 
18,4 
18 

8,8 
17,6 
19 

8,8 
17,6 

75 
 
2.6 кестенің  жалғасы 
20 

9,6 
19,2 
21 

9,6 
19,2 
22 

7,6 
15,2 
23 

7,6 
15,2 
24 



25 



26 

2,8 
5,6 
27 

2,8 
5,6 
28 

6,8 
13,6 
29 

6,8 
13,6 
 
 
Жүйенің  нөлдік  кедергілері: 
 
9
,
2
1
0

C
X
 Ом, 
1
,
3
2
0

C
X
 Ом, 
1
,
2
3
0

C
X
 Ом. 
 
 
Бірінші  сатысын  есептегенде  Л16 желісінен  кейін  бір  фазалы  және  
екі    фазалы    қысқа тұйықталулар   жасаймыз.  Соның   ішіндегі   үлкен   қысқа  
тұйықталу  мәнін  таңдап, бірінші  сатысын  келесідей  есептейміз: 
 
)
1
,
1
(
1
16
3
КТ
СЕН
I
Л
I
k
I




 
 
 
(2.29) 
 
мұндағы  
СЕН
k
 - сенімділік  коэффициенті, мәні 1,3-ке  тең. 
 
Л16    желісінен    кейінгі    бірфазалық    және    екіфазалық    қысқа  
тұйықталулар    суреті    А    қосымшасындағы  сурет  А.4    және  А.5-де  
көрсетілген.  Ішіндегі    бірфазалық    қысқа    тұйықталу    тогы    үлкен    болып  
шықты. Енді  бірінші  сатысы: 
 
3581
195
,
918
3
,
1
3
16




I
Л
I
А. 
 
 
Бірінші  сатысын  уақыт  ұстанымсыз: 
0
16

I
Л
t
с  болады. 
 
Екінші  сатысының  есептелуі 
 
Екінші    сатысын    анықтағанда    бізге    көрші    желінің    Л14  бірінші  
сатысын    анықтау    керек    болады.  Оны    дәл    алдындағыдай    Л14    желісі  
соңынан   қысқа    тұйықтау    жасап,  Л14    желісі    алдына    амперметр    жалғап, 
бірфазалық, екіфазалық  қысқа  тұйықталулар  жасаймыз.  
 
Бірфазалық,  екіфазалық    қысқа    тұйықталулар    суреті    А    қосымшасы 
сурет  А.6,  сурет  А.7-де    көрсетілген.  Бізде    бірфазалық    қысқа    тұйықталу  
тогы  үлкен болды. Л14  желісінің  бірінші  сатысы: 

76 
 
2867
849
,
735
3
,
1
3
14




I
Л
I
А. 
 
 
Енді  осы  шыққан  мәннін  1/3  бөлігін  анықтаймыз: 
 
667
,
955
3
2867
3
/
1


I
А. 
 
 
Әрі  қарай  Л14 желісін  потенциометрге  түрлендіреміз  де, Л14 пен Л16  
желілері  алдына  амперметрлер  қоямыз. Бірфазалық  және  екіфазалық қысқа  
тұйықталулар    жасаймыз,  қысқа    тұйықталу    нүктесі    потенциометрдің  
ортаңғы    шығысы    болып    табылады.  Потенциометрді    Л14    желісінің  
алдындағы  амперметр  мәні 
3
/
1
-ге  тең  боламын дегенше  бұраймыз. Қашан  
теңескенде    Л16    амперметр    мәнін    сақтап    қаламыз.  Осылай    бірфазалық  
және    екіфазалық    қысқа    тұйықталулар    жасау    арқылы    ішіндегі    үлкенін  
таңдаймыз. Сөйтіп  Л16  желісінің  екінші  сатысы  келесідей  анықталады: 
 
)
1
,
1
(
1
16
3
КТ
СЕН
II
Л
I
k
I




 
 
 
(2.30) 
 
 
Бірфазалық    және    екі    фазалық    қысқа    тұйықталулар    жасағандағы 
қысқа тұйықталу  тогының  үлкен  мәні  болган  сурет А  қосымшасы   сурет 
А.8-де  көрсетілген. Бізде  екіфазалық  қысқа  тұйықталу   тогы  мәні  үлкен  
болды. Л16  желісінің  екінші  сатысы: 
 
2796
902
,
716
3
,
1
3
16




II
Л
I
А. 
 
 
Потенциометрді    бұрап    теңесіргендегі    пайдық    көрсеткіші    желінің  
қанша    пайызын    жабатындығын    көрсетеді.  Бізде    келесі    желінің    31%  
жабатындығын    көрсетті.  Екінші    сатысының    уақыт    ұстанымы  
9
,
0
3
,
0
6
,
0
14
16






t
t
t
II
Л
II
Л
с. 
Үшінші  сатысының  есептелуі 
Үшінші    сатысын    анықтағанда    бізге    Л14    желінің    екінші    сатысын  
анықтау  керек  болады. Ал  Л14 желінің  екінші  сатысын  анықтау  үшін Л12  
желінің  бірінші  сатысын  анықтауды  қажет  етеді.  
Л12    желінің    бірінші    сатысы  Л16    желінің    бірінші    сатысын  
есептегендей    анықтаймыз.  Сол    жердегі    бірфазалық,  екіфазалық    қысқа  
тұйықталулар    токтарының    суреттері  А    қосымшасы    сурет  А.9,  сурет  А.10 
көрсетілген. Ішіндегі  үлкен  қысқа  тұйықталу  тогы  екіфазалық  ток  болды. 
Л12  желісінің  бірінші  сатысы: 
 
1906
642
,
488
3
,
1
3
12




I
Л
I
А. 
 

77 
 
Л14    желісінің    екінші    сатысы    Л16    желісінің    екінші    сатысын  
есептегендей    анықталады.  Енді  Л12    желісінің    бірінші    сатысының  1/3  
бөлігін  анықтаймыз: 
33
,
635
3
1906
3
/
1


I
А. 
Енді    бірфазалы    және    екіфазалы    қысқа    тұйықталу    нүктесі    Л12  
желідегі    потенциометр    ортасы    болады.  Содан    осы    мән  Л12    желісі  
алдындағы    амперметр    мәніне    тең    боламын    дегенше    потенциометр  
бұралады.  Теңескендегі    ток    мәнінің    суреті    А    қосымшасы  сурет  А.11-де  
берілген. Бұл  жерде  бірфазалық  қысқа  тұйықталу  тогы  мәні  үлкен  болды. 
Демек  енді  Л14  желінің  екінші  сатысы: 
 
2011
663
,
515
3
,
1
3
14




II
Л
I
А. 
 
Сол    кездегі    потенциометрдің    пайыздық    көрсеткіші    62%-ға    тең  
болды. Демек  Л12  желісінің 62%  жабады. 
Енді  Л14    желісінің    екінші    саты    мәні    бізге    белгілі    болды.  Л16  
үшінші    сатысын    анықтағанда    Л12    желінің    кедергісін    потенциометрге  
түрлендіріп,  сол    потенциометр    ортасы    қысқа    тұйықталу    нүктесі  болып  
табылады. Л16  мен  Л14  желі  алдарына  амперметр  қоямыз. Л14  желінің  
екінші    сатысының    1/3    бөлігін    анықтап,    сол    мән    Л14  желі    алдындағы  
амперметр  мәніне  теңесемін  дегенше  потенциометрді  бұраймыз. Теңескен  
жағдайда  Л16    амперметр    мәні    Л16    желісінің    үшінші    сатысы    болып  
табылады.  
 
33
,
670
3
2011
3
/
1


I
А. 
 
Теңескен    кездегі    суреті    А    қосымшасы  сурет  А.12-де    көрсетілген. 
Үлкен    қысқа    тұйықталу    ток    мәні    екіфазалық    қысқа      тұйықалу    тогы  
болды. 
Л16  желінің  үшінші  сатысы  келесідей  анықталады: 
 
1999
611
,
512
3
3
,
1
3
)
1
,
1
(
1
16







КТ
СЕН
III
Л
I
k
I
А. 
 
(2.31) 
 
Теңескен    кездегі    потенциометрдің    пайыздық    көрсеткіші    11%  
құрады. Демек  Л16  желісінің  үшінші  сатысы Л12  желінің  11%  жабады . 
Үшінші  сатысының  уақыт  ұстанымы: 
2
,
1
3
,
0
9
,
0
16
16






t
t
t
II
Л
III
Л
с. 
Төртінші  сатының  есептелуі
Төртінші  сатыны  есептегенде  үшфазалы  қысқа  тұйықталу  кезіндегі  
ток    трансформаторының    нөлдік    сымындағы    балансталмаған    токтан  

78 
 
орналылуымыз    керек.  Бұл    әдетте    трансформатордың    төменгі    кернеу  
жағындағы  қысқа  тұйықталу  кезіндегі  балансталмаған  токтан  орнатады: 
 
)
3
(
КТ
БТ
СЕН
БМ
I
k
k
I






.    
 
 
     (2.32) 
 
мұндағы 
СЕН
k
 - сенімділік  коэффициенті, мәні 1-ге  тең;  
     
БТ
k
 - бір  типтілік  коэффициенті, мәні 1-ге  тең;  
     

 

ток  трансформаторының    қателігін    ескеретін  
коэффициент, мәні  0,1-ге  тең. 
 
Екінші    балансталмаған    ток    трансформатордың    жүктеме    кезінде  
реттейтін трансформатордың  РПН-нен  пайда  болатын  балансталмаған ток. 
Оны  келесідей  анықтаймыз: 
 
)
3
(
КТ
БМ
I
U
I





 
 
 
          (2.33) 
 
мұндағы  U

 - трансформатордың  РПН  реттеу диапазоны, мәні  біздің  
трансформаторда 16%, 0,16-ға  тең. 
 
Қысқа    тұйықталу    тогын    қосалқы    станциядағы    трансформатрдың  
төменгі    жағынан    анықтаймыз.  Суреті  А  қосымшасы  сурет  А.13-те  
көрсетілген. Мәні 
281
)
3
(

КТ
I
А. 
 
Балансталмаған  токтар: 
 
1
,
28
281
1
,
0
1
1






БМ
I
А, 
96
,
44
281
16
,
0




БМ
I
А. 
 
Жалпы  балансталмаған  ток: 
 
06
,
73
96
,
44
1
,
28







БМ
БМ
БМ
I
I
I
А. 
 
 
Енді  Л16  желінің  төртінші  сатысы: 
 
325
,
91
06
,
73
25
,
1
16





БМ
СЕН
IV
Л
I
k
I
А. 
 
 
Төртінші  сатының уақыт ұстанымы: 
5
,
1
3
,
0
2
,
1
16
16






t
t
t
III
Л
IV
Л
с. 
 
 
 
Сезімталдық  коэффициенттерін  анықтау: 
 
Сезімталдық  коэффициенттері  келесідей  формуламен  анықталады: 
 
m
Лn
m
n
МИН
ч
I
I
k
.
3



 
 
 
 
  (2.34) 
 

79 
 
мұндағы 
МИН
I
  -  минималды    режимдегі    әрбір    желі    соңындағы    қысқа  
тұйықталу  тогы. 
 
2.7 кесте  - Минималды  режимдегі  әрбір  желі  соңындағы  ҚТ  токтары 
Минималды  режимдегі  әрбір  желі  соңындағы  ҚТ тогы, А 
16-16 
928,196 
14-16 
565,757 
12-16 
309,561 
11-16 
146,398 
14-14 
726,577 
12-14 
398,484 
12-12 
478,84 
 
2.8 кесте – Сезімталдық  коэффициенттері 
Желі  Саты реті  Сезімталдық  коэффициенті 
Қанағаттандырылуы 
Л16 
1  Л16 бойынша 
0,778 
Қанағаттандырылмайды 
2  Л16 бойынша 
Л14 бойынша 
0,996 
0,607 
Қанағаттандырылмайды 
Қанағаттандырылмайды 
3  Л16 бойынша 
Л14 бойынша 
Л12 бойынша 
1,393 
0,849 
0,465 
Қанағаттандырылады 
Қанағаттандырылмайды 
Қанағаттандырылмайды 
4  Л16 бойынша 
Л14 бойынша 
Л12 бойынша 
Л11 бойынша 
30,491 
18,585 
10,169 
30,491 
Қанағаттандырылады 
Қанағаттандырылады 
Қанағаттандырылады 
Қанағаттандырылады 
Л14 
1  Л14 бойынша 
0,76 
Қанағаттандырылмайды 
2  Л14 бойынша 
Л12 бойынша 
1,084 
0,594 
Қанағаттандырылады 
Қанағаттандырылмайды 
Л12 
1  Л12 бойынша 
0,754 
Қанағаттандырылмайды 
 
 
Нөлдік  реттілік  токтық  қорғаныс  үшін  релеге  қосылу  токтары: 
 
TV
TA
n
Лm
АСУ
n
n
I
i



 
 
 
        (2.35) 
 
мұндағы: 
ТA
n
  -  ток    трансформаторының    трансформациялық  
коэффициенті: 
 
200
5
1000



ТК
ЖК
ТA
I
I
n

 

80 
 
ТV
n
  -  кернеу    трансформаторының    трансформациялық  
коэффициенті: 
1100
100
110000



ТК
ЖК
ТV
U
U
n

 
 
Сонда  қосылу  токтары: 
 
651
1100
200
3581
16





TV
TA
I
Л
I
АСУ
n
n
I
i
А, 
508
1100
200
2796
16





TV
TA
II
Л
II
АСУ
n
n
I
i
А, 
363
1100
200
1999
16





TV
TA
III
Л
III
АСУ
n
n
I
i
А, 
16
1100
200
325
,
91
16





TV
TA
IV
Л
IV
АСУ
n
n
I
i
А. 
 
 
2.2.2.2  Төрт    сатылы    нөлдік    реттілік    токтық    қорғаныстың      Micom 
P116  терминалында  параметрленуі 
 
 
 
2.22 сурет – Бағдарлама  жобасының  құрам  реті 
 
2.9 кесте – Р116 терминалында  параметрлерінің  қойылымы 
Адресі 
Параметр  аты 
Параметр 
қойылымы 
Параметрге  түсініктеме 
0146 
Номинальноя частота 
50 Гц  
Токтың    номиналды  
жиілігі 
0213 
Database Access Error 
3.900Iо 
Бірінші 
 
сатының  
қойылымы 
0214 
Выдержка 
времени 
t3I0>/TMS/TD 
0.02 
Бірінші 
 
сатының  
уақыт  ұстанымы 
0219 
3I0>> Уставка 
3.040Iо 
Екінші 
 
сатының  
қойылымы 
021A 
t3I0>> 
0.90с 
Екінші  сатының  уақыт  
ұстанымы 

81 
 
2.9 кестенің  жалғасы 
021C 
3I0>>> Уставка 
2.170Iо 
Үшінші 
 
сатының  
қойылымы 
021D 
t3I0>>> 
1.20с 
Үшінші 
 
сатының  
уақыт  ұстанымы 
0156 
Гр.1 ЗI0> направление 
Линия 
Бірінші 
 
топтың  
бірінші    сатысының  
бағыты 
0157 
Гр.1 ЗI0>> направление 
Линия 
Бірінші  топтың  екінші  
сатысының  бағыты 
0124 
3I0 Подключение 
Зажимы:  A7-
A8 
3I0  тогының    қосылу  
қысқыштары 
 
 
 
2.23 сурет – Micom S1 бағдарламасындағы  Р116 терминалының   
қойылымдар қойылу  жерінің  суреті 
 
 
 


1   2   3   4


©emirb.org 2017
әкімшілігінің қараңыз

войти | регистрация
    Басты бет


загрузить материал