Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ОБЪЕКТА

2. ТРЕБОВАНИЯ К СИСТЕМАМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

3. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

3.1 Расчет силовой нагрузки

3.2 Выбор кабельных линий отходящих фидеров

3.3 Расчет осветительной нагрузки

3.4 Расчет суммарной нагрузки

4. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

4.1 Составление схемы замещения и определение ее параметров

4.2 Расчет токов короткого замыкания в характерных точках

5. ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ ГПП

5.1 Выбор выключателей 110 кВ

5.2 Выбор вводных и секционных выключателей 6 кВ

5.3 Выбор выключателей 6 кВ отходящих фидеров

5.4 Выбор разъединителей

5.5 Выбор трансформаторов тока

5.6 Выбор ограничителей перенапряжения

5.7 Выбор заземлителей.

5.8 Выбор трансформаторов напряжения

6. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА

6.1 Расчёт комплекта защит на секционных выключателях ГПП

6.2 Расчёт комплекта защит шинных выключателей ГПП

6.3 Расчёт комплекта защит секций шин низкого напряжения ГПП и защиты трансформатора от коротких внешних замыканий

6.4 Расчет тока ОЗЗ и уставок защиты

6.5 Анализ и выбор микропроцессорных средств защиты систем электроснабжения

6.6 Продольная дифференциальная токовая защита трансформатора

7. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНИДЕЯТЕЛЬНОСТИ

7.1 Характеристика производственного объекта.

7.2 Категории помещений по пожарной опасности

7.3 Классификация пожароопасных зон

7.4 Степень защиты оболочек

7.5 Расчет рабочего и аварийного освещения по методу коэффициента использования

7.6 Электробезопасность

7.7 Пожарная безопасность

7.8 Охрана окружающей среды

7.9 Вредные производственные факторы

8. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

8.1 Определение капиталовложений на сооружение сети

8.2 Расчет затрат на содержание и эксплуатацию оборудования

8.3 Расчет экономического эффекта и срока окупаемости капиталовложений

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

ЛИТЕРАТУРА



ВВЕДЕНИЕ

В результате обобщения опыта проектирования систем электроснабжения ПАО «НКНХ» возникли типовые решения. Созданы методы расчета и проектирования цеховых сетей, определения электрических нагрузок, выбора мощности трансформатора, выбора напряжения и т. п..

Особое место в системах электроснабжения ПАО «НКНХ» занимают главные понизительные подстанции (ГПП). Они являются источником питания для основных цехов предприятия. В ходе эксплуатации ГПП возникают следующие проблемы: на подстанциях, на которых установлены короткозамыкатели, отключение повреждения в трансформаторе происходит в результате создания искусственного короткого замыкания. С одной стороны, создание короткого замыкания приводит к дополнительному воздействию токов короткого замыкания на все оборудование высокого напряжения, находящееся между местом установки короткозамыкателя и головным выключателем. С другой стороны, при этом становится возможным увеличение повреждения в трансформаторе, связанное с тем, что в настоящее время короткозамыкатели имеют время включения порядка 0, 5--0, 7 сек и все это время место повреждения обтекается током.

Так как ГПП-1, 2, 9 питаются с одной линии, то при повреждениях в трансформаторе (например на ГПП-1) в системе ОД-КЗ произойдет отключение питающей линии, например НК ТЭЦ-1- ГПП-1, 2, 9. В этом случае потеряют питание все трансформаторы питающиеся с этой линии, следовательно на ГПП-1, 2, 9 должно будет сработать АВР и питание будет переведено на второй трансформатор. АВР бывает не всегда успешным из-за ненадежности устаревших масляных выключателей, а также релейной защиты и автоматики. При установке на стороне 110кВ выключателя эта проблема решается, так как отключится только поврежденный трансформатор и сработает АВР только на той подстанции, на которой произошло КЗ, а остальные подстанции сохранят свою нормально-режимную схему, так как питающая линия отключаться не будет.

Модернизация подстанции производится для реализации следующих целей:

- повышения надежности и обеспечения бесперебойного электроснабжения потребителей электроэнергией;

- уменьшения потерь при передаче электроэнергии;

- повышения качества электроэнергии;

- усовершенствования защиты от ненормальных режимов работы электрооборудования подстанции;

- уменьшения вероятности возникновения аварийных ситуаций на подстанции;

- уменьшения объема ремонтов электрооборудования и увеличения срока службы подстанции в результате замены морально устаревшего оборудования современным;

- усовершенствования системы учета параметров электроэнергии.

На данный момент оборудование подстанции устарело морально и физически. Постоянно возрастает частота отказов силового оборудования и устройств релейной защиты и автоматики. Все это отрицательно сказывается на надежности электроснабжения потребителей.

В связи с вышеизложенным, целью модернизация главной понизительной подстанции ГПП-1 ПАО «Нижнекамскнефтехим» данного проекта является:

1.Снижение аварийности и отказов в работе электрооборудования подстанции, что приведет к снижению недовыпуска продукции, простоев технологического оборудования, а также к увеличению выпуска продукции;

2. Замена морально устаревших электромеханических систем РЗиА на современные микропроцессорные комплексы;

3. Установка нового необслуживаемого оборудования приведет к снижению трудозатрат на ремонт и обслуживание.

4. В проекте предполагается провести проверочный расчет загрузки силовых трансформаторов подстанции с последующей их заменой.

Для достижения цели необходимо решить следующие задачи:

1. Составить перечень имеющегося оборудования.

2. Рассчитать и определить нагрузки, которые питаются от ГПП-1.

3. Рассчитать токи КЗ.

4. Выбрать и проверить новое оборудование ГПП-1.

5. Рассчитать и выбрать элементы релейной защиты.

6. Разработать мероприятия по электробезопасности.

7. Произвести технико-экономический расчет модернизированной ГПП-1.



1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ОБЪЕКТА

Публичное акционерное общество «Нижнекамскнефтехим» - самое крупное предприятие по нефтехимической переработке в Европе и является лидером среди российских производителей и экспортеров нефтехимической промышленности. ПАО «Нижнекамскнефтехим» состоит из двух промышленных зон: первой и второй.

ГПП-1 получает питание от двух независимых источников: подстанция ''Нижнекамская'' и НК ТЭЦ-1, воздушными линиями 110кВ. Напряжение 110кВ понижается до 6кВ с помощью двух силовых трансформаторов мощностью 31, 5 МВА каждый, так как электроустановки ПАО «Нижнекамскнефтехим» относятся к первой категории электроприемников. На ГПП-1 имеется одно здание, в котором расположено распределительное устройство 6кВ, состоящее из 4 секций шин. Каждая пара секций шин засекционированна при помощи выключателя. Распределительные устройства присоединяются к обмотке низшего напряжения трансформатора через сдвоенные токоограничивающие реакторы. С секций шин отходящими кабелями электроэнергия передается на распределительные пункты и трансформаторные подстанции. На ТП напряжение 6кВ понижается до 0, 4кВ.

Надежность и бесперебойность электроснабжения обеспечивается устройствами релейной защиты, автоматики и безошибочной работой персонала.

ГПП-1 питает особо важные объекты заводов ПАО «Нижнекамскнефтехим». На рисунке 1 представлена структурная схема потребителей электрической энергии ГПП-1.

Рис.1 Структурная схема потребителей электрической энергии ГПП-1

ГПП-1 расположена за территорией ПАО «Нижнекамскнефтехим» согласно п.7.3.78 ПУЭ: РУ до 1 кВ и выше, ТП и ПП с электрооборудованием общего назначения (без средств взрывозащиты) запрещается сооружать непосредственно во взрывоопасных зонах любого класса. Они должны располагаться в отдельных помещениях, удовлетворяющих требованиям 7.3.79-7.3.86, или снаружи, вне взрывоопасных зон.

В составе имеются следующие РУ: открытое распределительное устройство (ОРУ-110кВ), закрытое распределительное устройство (ЗРУ-6кВ).

Установленное электрическое оборудование ГПП-1 на ОРУ-110кВ и в ЗРУ-6кВ приведено в таблице 1.1.

Таблица 1.1 Перечень электрического оборудования ГПП-1.

Наименование	Тип, характеристики	Количество
1	2	3
ОРУ-110кВ
Разъединитель	РЛНД-150/1000, 150кВ, 1000А, трехполюсный, с двумя комплектами заземляющих ножей, с приводом ПРН-154	2 комплекта
Отделитель	ОД-154, 154кВ, 600А, однополюсный, с приводом ШПО, с отключающей катушкой на 220В постоянного тока, с подогревом привода на 220В для наружной установки	6 комплектов
Короткозамыкатель	КЗ-154, 154кВ, однополюсный, с изолированным основанием и изоляционной тягой, с приводом ШПК с двумя катушками РТМ без выдержки времени со шкалой тока срабатывания 5-15А, с включающей катушкой на 220В переменного тока, с подогревом привода на220В для наружной установки, с тремя трансформаторами тока ТШЛ-0, 5	2 комплекта
Заземлитель	ЗОН-110П, 110кВ, однополюсный, с приводом ПРН-11, для наружной установки	2 комплекта
Разрядник	РВС-110, 110кВ, вентильный подстанционный, с регистратором срабатываний РВР для наружной установки	8 комплектов
Разрядник	РВП-6кВ, вентильный подстанционный	6 комплектов
Трансформатор тока	ТВТ-110, встроенный в ввод 110кВ трансформатора	2 комплекта
Трансформатор тока	ТВТ-35, встроенный в вывод нейтрали трансформатора	2 комплекта
ЗРУ-6кВ
Комплектное распределительное устройство	RSW-10/I, производства ПНР	1 комплект
Реактор	РБАСМ-6-3000-12, 6кВ, 3000А, с реактивностью 12%, сдвоенный бетонный, с алюминиевой обмоткой для горизонтальной установки	6 фаз
Изолятор проходной	ПШНУ-20/5000, 20кВ, 5000А для наружной установки	6 штук
Ошиновка камеры реактора	Шина коробчатого типа АЛ125х55х65мм, шины прямоугольные АТ-120х10мм	2 комплекта



2.ТРЕБОВАНИЯ К СИСТЕМЕ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Перерыв электроснабжения ГПП-1может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный материальный ущерб, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства, экологическую опасность.

Выбор категории электроприемников в отношении обеспечения надежности электроснабжения производим по ПУЭ.Подстанцию в отношении обеспечения надежности электроснабжения по ПУЭ можно отнести к электроприемникам первой категории.

Электроприемники ГПП-1 в нормальных режимах обеспечиваются электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания возможен лишь на время автоматического восстановления питания.

Напряжение каждого звена системы электроснабжения нужно выбирать с учетом напряжений смежных звеньев.

Выбор напряжения питающей сети проводят на основании технико-экономических сравнений вариантов в случаях, когда:

- имеется возможность получения энергии от источника питания при двух и более напряжениях;

- предприятие с большой потребляемой мощностью нуждается в сооружении или значительном расширении существующих районных подстанций, электростанций или сооружения собственной электростанции;

- имеется связь электростанций предприятий с районными сетями.

Предпочтение отдают варианту с более высоким напряжением, даже при экономических преимуществах варианта с низшим из сравниваемых напряжений в пределах до 5...10% по приведенным затратам. На первых ступенях распределения энергии для питания больших предприятий применяют напряжения 110, 220 и 330кВ.

В большинстве случаев проектировщик определяет напряжения в пределах двух ближайших по шкале номинальных значений напряжения, для которых и проводится сравнение вариантов. В ряде случаев исходные данные для проектирования приводят к однозначному определению номинального напряжения без детальных технико-экономических расчетов.

При выборе номинального напряжения внешнего участка сети принимаются во внимание существующие напряжения возможных источников питания энергосистемы, расстояние от этих источников до предприятия и нагрузка предприятия в целом.

В питающих и распределительных сетях небольших и средних предприятий и городов применяются номинальные напряжения 6 и 10кВ. Как правило, следует применять напряжение 10кВ как более экономичное, чем напряжение 6кВ.

Напряжение 6кВ применяется при преобладании на объекте электроприемников с напряжением 6кВ. В ряде случаев электроснабжение электроприемников с напряжением 6кВ осуществляется по питающим линиям напряжением 10кВ с последующей трансформацией на напряжение 6кВ не посредственно для данных электроприемников.

На основании вышеизложенного принимаю напряжение питающей сети подстанции 110 кВ. Напряжение второй ступени принимаю равным 6кВ, т.к. в технологических цехах ПАО «НКНХ» имеются высоковольтные электродвигатели на напряжение 6кВ.

3. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

В первую очередь при реконструкции системы электроснабжения необходимо определить ожидаемые электрические нагрузки. Это очень ответственный и важный этап расчетов, т.к. от правильности расчета электрических нагрузок зависят капитальные затраты на систему электроснабжения, эксплуатационные расходы, и надежность работы электрооборудования.

В зависимости от величины подсчитанных электрических нагрузок производятся выбор количества и мощности трансформаторов, проверка токоведущих элементов по нагреву и потерям напряжения, правильный выбора защитных устройств, проводов и кабелей.

Для определения расчетных нагрузок группы электроприемников необходимо знать ее установленную мощность (сумма номинальных мощностей всех электроприемников группы) и характер технологического процесса. Основой при расчетах нагрузок является номинальная мощность электроприемника - она определяет верхний предел расчетной нагрузки.

Расчетная нагрузка определяется для смены с наибольшим потреблением энергии, обычно наиболее загруженной является смена, в которой используется наибольшее количество агрегатов - дневная.

Рассматриваемая в данном проекте, подстанция является двухтрансформаторной. От подстанции питаются РП завода СК, РМЗ и аэропорт Бегишево по 18 отходящим фидерам.

Все потребители подстанции имеют 1 и 2 категории. Поэтому в ходе модернизации будут установлены также два трансформатора (применение трех и более трансформаторов экономически неоправданно). Применение РПН - обязательное.



3.1 Расчет силовой нагрузки

Расчет будем производить по коэффициенту использования. Коэффициент использования и Cos зависят от технологии производства и приводятся в отраслевых инструкциях и справочниках. Для примера рассмотрим нагрузку РП-4.

Произведем расчет активной мощности по формуле:[8]

Ррасч = Рном• Ки •n, (3.1)

где Р_ном- номинальная мощность электроприемника, кВт;

Ки- коэффициент использования;

n - количество электроприемников.

Р_ном =2760 кВт;

К_и=0, 9;

n=1;

cos =0, 95;

Р_расч = 2760 • 0, 87 • 1 = 2401 кВт;

Произведем расчет реактивной мощности по формуле:

Q_расч= Р_расч•tgц;(3.2)

где tgц - коэффициент реактивной мощности;

tgц = tg (arсcos) = 0, 57;(3.3)

Q_расч= 2401 • 0, 57 = 1369кВАр.

Расчет остальных нагрузок ГПП-1 производится аналогично, все данные расчета сводятся в таблицу 3.1 

Таблица 3.1 Ведомость электрических нагрузок ГПП-1.

Наименование	Рном	n	Kи	Cos	tg	Pрасч	Qрасч
ТП-2 Т-1	660	1	0, 85	0, 88	0, 54	581	313, 6
РП-1 вв.2	5146	1	0, 9	0, 87	0, 57	4477	2552
РП-1 вв.3	5146	1	0, 9	0, 87	0, 57	4477	2552
РП-2а вв.1	1715, 5	1	0, 9	0, 87	0, 57	1492, 5	850, 7
РП-2а вв.2	1715, 5	1	0, 9	0, 87	0, 57	1492, 5	850, 7
ТП-8 Т-1	877	1	0, 85	0, 88	0, 54	771, 8	417
ТП-8 Т-2	877	1	0, 85	0, 88	0, 54	771, 8	417
ТП- Дом быта	352	1	0, 85	0, 88	0, 54	310	167
РП-3 вв.1	4036	1	0, 9	0, 87	0, 57	3511, 3	2001, 5
ТП Аэропорт Т-1	554	1	0, 85	0, 88	0, 54	487, 5	263, 3
РП-4 вв.1	2760	1	0, 9	0, 87	0, 57	2401	1369
РП-5 вв.1	4361, 5	1	0, 9	0, 87	0, 57	3794, 5	2163
РП-3 вв.2	4036	1	0, 9	0, 87	0, 57	3511, 3	2001, 5
ТП Аэропорт Т-2	554	1	0, 85	0, 88	0, 54	487, 5	263, 3
РП-5 вв.2	4361, 5	1	0, 9	0, 87	0, 57	3794, 5	2163
РП-4 вв.2	2760	1	0, 9	0, 87	0, 57	2401	1369
Итого:						34762, 2	19713, 6

Суммарная полная мощность всех потребителей:

(3.4)

3.2 Выбор кабельных линий отходящих фидеров

Для кабельных линий выбор сечения осуществляется по следующим условиям экономической плотности тока [4].



(мм²). (3.5)

Найденное расчетное значение сечения округляется до ближайшего стандартного сечения.

Для обеспечения нормальных условий работы кабельных линий и правильной работы защищающих аппаратов выбранное сечение должно быть проверено по допустимой длительной нагрузке, по нагреву в нормальном и послеаварийном режимах, а также по термической стойкости при токах КЗ.

Проверка по допустимой токовой нагрузке по нагреву в нормальном и послеаварийном режимах производится по условию I_рас ? I_доп. факт,

где I_рас - расчетный ток для проверки кабелей по нагреву;

I_доп. _факт - фактическая допустимая токовая нагрузка.

Расчетный ток линии определяется как (см. 4.2)

(А), (3.6)

где S_КАБ. - мощность, передаваемая по кабельной линии в нормальном или послеаварийном режиме работы;

U_ном- номинальное напряжение сети.

Фактическая допустимая токовая нагрузка в нормальном и послеаварийном режимах работы вычисляется по выражению:

(А), (3.7)

где I_{доп.табл}- допустимая длительная токовая нагрузка;

К_t - коэффициент, учитывающий фактическую температуру окружающей среды табл.; нормативная температура для кабелей, проложенных в земле +15°С;

К_пр - коэффициент, учитывающий количество проложенных кабелей в траншее;

К_пер - коэффициент перегрузки, зависящий от длительности перегрузки и способа прокладки (в земле или в воздухе), а также от коэффициента предварительной нагрузки.

Проверка сечений по термической стойкости проводится после расчетов токов КЗ. Тогда минимальное термически стойкое токам КЗ сечение кабеля:

, (3.8)

где - суммарный ток КЗ от энергосистемы и синхронных электродвигателей: t_п=0, 7 - приведенное расчетное время КЗ;

С - термический коэффициент (функция) для кабелей 6 кВ с медными жилами: поливинилхлоридная или резиновая изоляция С=94 Ас²/мм²; [3].

Линии систем электроснабжения длиной менее 1 км по потере напряжения не проверяются.

Экономическая плотность тока j_эк, необходимая для расчета экономически целесообразного сечения одной КЛ определяется по нескольким условиям.

а) в зависимости от числа часов использования максимума нагрузки Т_нб=6200 ч/год.

б) в зависимости от вида изоляции КЛ - поливинилхлоридная изоляция.

в) в зависимости от материала, используемого при изготовлении жилы кабеля - медные.

г) в зависимости от района прокладки - европейская часть России.

В результате получаем: [6],

Для фидера РП 1:

S_каб= 5153, 2кВА.

А, (3.9)

мм².(3.10)

Таким образом, из [4] по условию длительного режима предварительно принимаем сечение F_ст= 2х185 мм²

В нормальном режиме:

K_t=1, K_ПР=1, K_ПЕР=0, 8, I_ДЛ.ДОП=700А.

(3.11)

560 АI_расч =512, 8 А.

I_расч<I_{доп.факт}, поэтому данное сечение удовлетворяет требованиям.

В послеаварийном режиме фактический длительный допустимый ток:

K_t=1 K_ПР=1 K_ПЕР=1.27 I_ДЛ.ДОП=1000 А

(3.12)

1270 А, I_расч = 1025, 6А.

По условию послеаварийного режима, после отключения одного источника питания, принимаем кабель марки ВВГнг-LS сечение 2х185 мм², с длительно допустимым током I_дл.доп =1029 А

Аналогично рассчитываются сечения для остальных кабелей.

Результаты - в таблице 3.2



Таблица 3.2 Выбор сечений жил кабелей.

Фидеры	НОРМАЛЬНЫЙ РЕЖИМ	ПОСЛЕАВАРИЙНЫЙ РЕЖИМ
	Iрасч, А	Fст, мм2	Iрасч, А	Fст, мм2
РП-1	512, 8	2х120	1025, 7	2х185
РП-2а	171	120	341	120
РП-3	312, 2	150	625, 7	2х120
РП-4	209, 5	95	419, 7	150
РП-5	434, 6	2х120	869, 3	2х150
ТП-2	28, 9	16	57, 8	16
ТП-8	57, 8	16	115, 6	25
ТП-дом быта	11, 5	10	23	10
ТП-аэропорт	21, 2	10	42, 4	10

3.3 Расчет осветительной нагрузки

Расчетные нагрузки осветительных приемников:

Рр.о = Руд •F • Кс, (3.13)

где Руд- удельная мощность осветительных приемников (Руд = 16 Вт/ м-освещение ЗРУ-6Кв ГПП, Руд = 10 Вт /м - наружное освещение);[7]

F- площадь освещаемой территории;

Кс- коэффициент спроса (производственные здания - 0, 95; наружноеосвещение - 1).

Площадь одного здания ЗРУ-6кВ ГПП-1:

F = 467 м ,

Рр.о= 16 • 467 • 0, 95 = 7 кВт.

Площадь территории ОРУ-110кВ ГПП-1:

F = 702 м ,

Рр.о = 10 • 702 • 1 = 7 кВт. Суммарная нагрузка освещения:

кВт.



3.4 Расчет суммарной нагрузки

Рассчитаем потери активной и реактивной мощности, потери активной принимаем в размере - 3% от полной, реактивной - 10%:[8]

(3.14)

(3.15)

Суммарная активная мощность:

(3.16)

Суммарная реактивная мощность:

(3.17)

Суммарная полная мощность:

(3.18)



Реактивная мощность Qc, поступающая от питающей энергосистемы к шинам низшего напряжения ГПП-1, определяется исходя из условий задания на проект и вычисленной проектной мощности.

Мощность компенсирующих устройств:

(3.19)

где -реактивная мощность, поступающая от энергосистемы.

=[квар](3.20)

(3.21)

0, 558;

=35976, 20, 37=13311, 2кВАр;

Компенсация реактивной мощности будет производиться непосредственно у потребителей на РП или ТП.

Исходя из того, что на предприятии имеются потребители первой и второй категории на подстанции установлены два трансформатора типа TRD-31500/110/6. При имеющейся ожидаемой нагрузке проверим их по коэффициенту загрузки в нормальном и в аварийном режимах.

Суммарная расчётная мощность S_p=43086, 5 кВА. Определим окончательную расчётную мощность с учётом перспективы роста нагрузок.

S_p=S_pK_пр=43086, 51, 3=56011, 8 (кВА).

Для двух трансформаторной подстанции мощность трансформатора определяется по формуле:

, (3.22)

= 40008, 4 (кВА).

Для данной подстанции 110/6 кВ с учетом дальнейшей перспективы развития распределительных сетей выбираем для установки два трансформатора типа ТДН-63000/110.

Коэффициент загрузки одного трансформатора в нормальном и после аварийном режиме при максимальной мощности потребителей:

; (3.23)

;(3.24)

.

В нормальном режиме каждый трансформатор питает приёмники своей секции шин, при исчезновении напряжения на одной из секций шин происходит срабатывание секционного выключателя, который запитывает обесточенную секцию, с другой секции шин.



4. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Основной причиной нарушения нормального режима работы системы электроснабжения является возникновение КЗ в сети или в элементах электрооборудования вследствие повреждения изоляции или неправильных действий обслуживающего персонала. Для снижения ущерба, обусловленного выходом из строя электрооборудования при протекании токов КЗ, а также для быстрого восстановления нормального режима работы системы электроснабжения необходимо правильно определять токи КЗ.

Расчёт токов короткого замыкания необходим для определения параметров релейной защиты, а так же для проверки на термическую стойкость кабелей и электрических аппаратов.

Коротким замыканием называют замыкание между фазами, замыкание фаз на землю в сетях с глухо заземленной нейтралью, а также межвитковые замыкания в электрических машинах.

Последствия коротких замыканий:

- протекание токов короткого замыкания приводит к увеличению потерь электроэнергии в проводниках и контактах, что вызывает их повышенный нагрев;

- протекание токов короткого замыкания сопровождается значительными электродинамическими усилиями между проводниками;

- короткие замыкания сопровождаются понижением уровня напряжения в электрической сети, особенно вблизи места повреждения;

- короткое замыкание сопровождается переходным процессом, при котором значение токов и напряжений, а также характер изменения их во времени, зависит от соотношения мощностей и сопротивлений источника питания в цепи, в которой произошло повреждение.



4.1 Составление схемы замещения и определение ее параметров

В зависимости от мощности источника питания предприятия при расчете токов КЗ выделяют два характерных случая: КЗ в цепях, питающихся от системы бесконечной мощности, и КЗ вблизи генератора ограниченной мощности.

Для систем электроснабжения промышленных предприятий типичным случаем является питание от источника неограниченной мощности. В этом случае можно считать, что в точке КЗ амплитуда периодической составляющей тока КЗ во времени не изменяется, а следовательно остается также неизменным в течении всего процесса КЗ.

Расчет токов КЗ в установках напряжением выше 1 кВ имеет ряд особенностей по сравнению с расчетом токов КЗ в установках напряжением до 1 кВ. Эти особенности заключаются в следующем:

- активные сопротивления элементов системы электроснабжения при определении тока КЗ не учитывают, если выполняется условие:

(4.1)

где и - суммарные активные и реактивные сопротивления элементов системы электроснабжения до точки КЗ;

- при определении тока КЗ учитывают подпитку от двигателей высокого напряжения: подпитку от синхронных двигателей учитывают как в ударном так и в отключаемом токе КЗ, подпитку от асинхронных двигателей - только в ударном токе КЗ.

Для расчета токов КЗ составляют расчетную схему системы электроснабжения и на ее основе схему замещения. Расчетная схема представляет собой упрощенную однолинейную схему, на которой указывают все элементы системы электроснабжения и их параметры, влияющие на ток КЗ. Схема замещения представляет собой электрическую схему, соответствующую расчетной схеме, в которой все магнитные связи заменены электрическими и все элементы системы электроснабжения представлены сопротивлениями.

Расчет токов КЗ выполняют в именованных или относительных единицах.

Определим ток трёхфазного КЗ в точках K1, K2, КЗ. Расчет выполним в относительных единицах.

Расчетная схема и схема замещения для расчета токов короткого замыкания в сети напряжений 110 и 6 кВ представлены на рис. 4.1а, б.

Принимаем базисные значения:

S_б = S_{т гпп}= 63МВА; S_кз = 3200МВА; U_б1 = 115кВ; U_б2 = 6, 3кВ.

Расчет реактивного сопротивления энергосистемы производим по формуле:

, (4.2)

где S_б - базисная полная мощность, МВА;

S_кз- полная мощность короткого замыкания, МВА;

X^*_эс - реактивное сопротивление энергосистемы в относительных единицах.

Расчет реактивного сопротивления воздушной линии производим по формуле:

, (4.3)

где X₀ - удельное сопротивление провода, Ом/км;

l_вл- длина провода ВЛ, км;

X^*_вл - реактивное сопротивление ВЛ в относительных единицах;

U_б1 - базисное напряжение первой ступени, кВ.

Расчет активного и реактивного сопротивления трансформатора производим по формуле:

S_{ном т} = 63000 кВА, _?Р_к = 245 кВт, U_к = 10, 5%.

, (4.4)

где - активное сопротивление трансформатора в относительных единицах;

- потери холостого хода трансформатора, Вт;

- номинальная мощность трансформатора, МВА;

- номинальное первичное напряжение трансформатора, кВ.

(4.5)

где - реактивное сопротивление трансформатора в относительных единицах;

- напряжение КЗ трансформатора, %.

Расчет активного и реактивного сопротивлений для отходящих кабельных линий 6кВ производим по формуле:



, (4.6)

где X₀ - удельное реактивное сопротивление кабеля, Ом/км;

l_кл- длина кабеля, км;

X^*_кл - реактивное сопротивление кабельной линии в относительных единицах;

U_б2 - базисное напряжение второй ступени, кВ.

, (4.7)

где r₀ - удельное активное сопротивление кабеля, Ом/км;

l_кл- длина кабеля, км;

R^*_кл - активное сопротивление кабельной линии в относительных единицах;

U_б2 - базисное напряжение второй ступени, кВ.

Расчет на примере отходящей КЛ-6кВ питающей РП-3 вв.1:

Аналогично производим расчет для остальных отходящих КЛ-6кВ, питающих РП и ТП.

Расчетные данные сопротивлений элементов сети заносим в таблицу 4.1.

Таблица 4.1 Расчетные данные сопротивлений элементов сети.

Наименование потребителя	r0, Ом/км	x0, Ом/км	R*	X*	l, км	S, мм2
Энергосистема	-	-	-	0, 007813
ВЛ ТЭЦ-1	-	0, 00012	-	0, 000522	2, 3	240
ВЛ «Нижнекамская»	-	0, 00012	-	0, 002132	9, 4	240
ТРДН-63000/110	-	-	0, 000005	0, 105	-	-
РБАСМ -2х3000	-	-	-	0, 13	-	-
ТП-8	0, 74	0, 11	0, 588	0, 072	0, 4	16
РП-1	0, 106	0, 036	0, 025	0, 034	0, 7	240
РП-2а	0, 096	0, 076	0, 06	0, 122	0, 6	120
РП-3	0, 122	0, 074	0, 087	0, 053	0, 45	240
РП-4	0, 124	0, 079	0, 119	0, 072	0, 98	150
ТП -2	0, 086	0, 099	0, 592	0, 075	0, 8	16
РП-5	0, 124	0, 082	0, 039	0, 024	1, 2	2х150
ТП-Дом быта	0, 94	0, 11	0, 165	0, 009	0, 09	16
ТП-Аэропорт	1, 84	0, 11	0, 092	0, 005	0, 05	16

а) б)

Рисунок 4.1 - а) расчетная схема; б) схема замещения.

4.2 Расчет токов короткого замыкания в характерных точках

Приведем расчет токов КЗ на примере линии Энергосистема ТЭЦ-1 РП-3 вв.1.

Ток трехфазного короткого замыкания в точке К1:

(4.8)

Ток трехфазного короткого замыкания в точке К2:

(4.9)

Ток трехфазного короткого замыкания в точке К3 на примере РП-3 вв.1:

(4.10)

Ток двухфазного короткого замыкания:

Рассчитаем ток двухфазного короткого замыкания в точках К1, К2, К3 (на примере РП-3 вв.1):

Ударный ток короткого замыкания:

Рассчитаем ударный ток короткого замыкания для точек К1, К2, К3 (на примере РП-3 вв.1):

ЭДС энергосистемы:

Базисный ток первой ступени:

Базисный ток второй ступени:

Таблица 4.2 Расчетные данные токов КЗ.

Наименование потребителя	Точка КЗ	Iкз(3), кА	Iкз(2), кА	Куд	iуд, кА
Линия ТЭЦ-1	К1	37, 604	32, 527	1, 4	74, 45
Линия «Нижнекамская»	К1	31, 868	27, 565	1, 4	63, 093
Т-1 ГПП-1	К2	23, 424	20, 262	1, 4	46, 38
Т-2 ГПП-1	К2	19, 851	17, 171	1, 4	39, 31
ТП-8 Т-1	К3	8, 543	7, 39	1, 4	16, 915
РП-1вв.1	К3	19, 744	17, 079	1, 4	39, 093
РП-2а вв.1	К3	14, 243	12, 32	1, 4	28, 2
РП-3 вв.1	К3	18, 456	15, 964	1, 4	36, 54
РП-4 вв.1	К3	17, 178	14, 859	1, 4	34, 012
РП-5 вв.1	К3	20, 587	17, 808	1, 4	40, 762
ТП-2 Т-1	К3	8, 043	6, 957	1, 4	19, 925
ТП-Дом быта	К3	9, 382	8, 115	1, 4	18, 576
ТП-Аэропорт Т-1	К3	12, 311	10, 649	1, 4	24, 376
ТП-8 Т-2	К3	7, 24	6, 263	1, 4	14, 335
РП-1 вв.2	К3	16, 732	14, 474	1, 4	33, 129
РП-2а вв.2	К3	12, 07	10, 441	1, 4	23, 9
РП-3 вв.2	К3	15, 641	13, 529	1, 4	30, 969
РП-4 вв.2	К3	14, 558	12, 593	1, 4	28, 824
РП-5 вв.2	К3	17, 447	15, 091	1, 4	34, 545
ТП-Аэропорт Т-2	К3	10, 433	9, 025	1, 4	20, 657



5. ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ ГПП

Токоведущие части (шины, кабели) и все виды аппаратов (выключатели, разъединители, измерительные трансформаторы) должны выбираться в соответствии с вычисленными максимальными расчетными величинами(токами, напряжениями, мощностями отключения) для нормального режима и короткого замыкания. Для их выбора производится сравнение указанных расчетных величин с допускаемыми значениями для токоведущих частей и высоковольтного оборудования. Составляется таблица сравнения расчетных и допустимых величин. При этом для обеспечения надежной безаварийной работы расчетные величины должны быть меньше допустимых.

Высоковольтные выключатели и разъединители выбирают по номинальным значениям напряжения и тока, роду установки (на открытом воздухе или в помещении) и условиям работы, конструктивному исполнению и коммутационной способности (Графическая часть 3 лист). Выбранные выключатели и разъединители проверяют на стойкость при сквозных токах КЗ. Условие устойчивости к токам КЗ проверяется сравнением отключаемого выключателем тока при данном напряжении с действующим током КЗ для времени t, равного сумме времени срабатывания релейной защиты и собственного времени действия выключателя .[2]

Разъединители - аппараты, не предназначенные для отключения токов КЗ, поэтому на отключающую способность они не проверяются.

На термическую устойчивость выключатели проверяют по условию:

(5.1)

где - расчетный тепловой импульс тока КЗ, [];

- предельный ток термической стойкости, [кА];

- время протекания тока , [с](=3с при кВ).

По электродинамической стойкости:

(5.2)

где - амплитудное значение тока динамической стойкости, [кА].

5.1 Выбор выключателей 110 кВ

Определим расчетный максимальный ток в линии: [2]

[А] (5.3)

Выбираем элегазовый выключатель типа LTB145 D1/B.

Результаты выбора выключателя сведены в таблицу 5.1

Таблица 5.1 Результаты выбора выключателя LTB145 D1/B

Критерий	Данные выключателя	Данные расчета
, кВ	110	110
	4000	330, 7
	50	37, 604
	102	74, 45
	7500	3584, 644

[];(5.4)

[];(5.5)

5.2 Выбор вводных и секционных выключателей 6 кВ

[А] (5.6)

где - максимальная расчетная мощность двух самых нагруженных смежных секций шин, [кВА] (1 и 4 секции шин). [2]

(5.7)

А.

Выбираем вакуумные выключатели типа Evolis-7-p2-3150.

Результаты выбора выключателя сведены в таблицу 5.2

Таблица 5.2 Результаты выбора выключателя Evolis-7-p2-3150

Критерий	Данные выключателя	Данные расчета
, кВ	10	6
	3150	1543, 38
	40	12, 2
	60	31, 1
	6400	379, 54

[];

[].

5.3 Выбор выключателей 6 кВ отходящих фидеров

[А] (5.8)

Все отходящие ячейки выберем одного типа и одинаковой мощности. В качестве примера возьмем самую загруженную по мощности ячейку -РП-2.

А.

Выбираем вакуумные выключатели типа Evolis-7-p1-1250.

Результаты выбора выключателя сведены в таблицу 5.3

Таблица 5.3 Результаты выбора выключателя Evolis-7-p1-1250

Критерий	Данные выключателя	Данные расчета
, кВ	10	6
	1250	498, 2
	31, 5	11, 9
	40	15, 628
	3969	219, 49

[];

[].

5.4 Выбор разъединителей

Выбираем разъединитель типа SGF-123n11-100-1E

Результаты выбора разъединителя сведены в таблицу 5.4

Таблица 5.4 Результаты выбора разъединителя SGF-123n11-100-1E

Критерий	Данные разъединителя	Данные расчета
, кВ	110	110
	1600	331
	110	17, 75
	1875	320, 69

[];

5.5 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока (ТТ) выбирают по номинальному напряжению, первичному и вторичному токам, по роду установки (внутренняя, наружная), конструкции, классу точности и проверяют на термическую и динамическую стойкость токам КЗ. [2]

Выбираем трансформаторы тока типа TG145N

Результаты выбора трансформаторы тока сведены в таблицу 5.5



Таблица 5.5 Результаты выбора трансформаторы тока TG145N

Критерий	Данные ТТ	Данные расчета
, кВ	110	110
	600	330, 66
	165	19, 44
	70	19, 89

;

.

5.6 Выбор ограничителей перенапряжения

трансформатор замыкание ток электроснабжение

Для защиты оборудования подстанции от набегающих с линии импульсов грозовых перенапряжений, на стороне высшего напряжения трансформаторов Т1 и Т2, устанавливаются ограничители перенапряжений ОПН-110, типа PEXLIMR108-XH123.

5.7 Выбор заземлителей

Условия выбора и проверки:

U_номU_{ном.сети};(кВ)(5.9)

i_динi_уд ;(кА)(5.10)

I²_т t _т B_к ;(кА²•с) (5.11)



Выбираем заземлитель типа ЗОН-110М-(I)УХЛ1

Результаты выбора заземлителей сведены в таблицу 5.6

Таблица 5.6 Результаты выбора заземлителей

Критерий	Данные заземлителя	Данные расчета
UномUном.сети	110	110
iдинiуд	80	12, 65
I2тtт Bк	2976	74

5.8 Выбор трансформаторов напряжения

Измерительные трансформаторы напряжения это аппараты преобразования напряжения первичных цепей в стандартные для измерительных приборов. Устройств релейной защиты и автоматики напряжения. Нормально трансформаторы напряжения работают в режиме, близком к режиму холостого хода вторичной обмотки.

В электроустановках используются однофазные, трехфазные и каскадные трансформаторы напряжения. Выбор того или иного типа трансформатора напряжения зависит от напряжения сети, значения и характера нагрузки вторичной цепи и назначения трансформатора напряжения.

Условия выбора:

;(5.12)

; (5.13)



Таблица 5.7 Выбор трансформаторов напряжения

Тип трансформатора	Место установки	Напряжения, кВ	Номинальное напряжение обмоток, В
			Первичной	Вторичной
CPB123	ОРУ 110 кВ	110
3xЗНОЛП	Шины 6 кВ	6

6/ РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА

6.1 Расчёт комплекта защит на секционных выключателях ГПП

На секционных выключателях ГПП устанавливаем МТЗ с выдержкой времени, отстроенную от броска тока при включении устройством АВР секционного выключателя. [13]

Ток срабатывания защиты:

(6.1)

где I_{раб.макс}, А- максимальный рабочий ток одной секции шин.

Коэффициент чувствительности МТЗ СВ проверяем по минимальному току короткого двухфазного замыкания на шинах ГПП:

(6.2)

Выдержка времени срабатывания МТЗ СВ ГПП - на ступень селективности больше выдержки времени защит присоединений шин ГПП без учёта линий связи.



Рис. 6.1 Схема соединения трансформаторов тока ЗРУ-6кВ.

Для примера рассчитаем комплект защит СВ1-4.

Таблица 6.1 Исходные данные

Минимальный ток короткого трёхфазного замыкания на шинах ГПП (режим К2)	I(3)к2.мин,	А	23424
Сумма максимальных рабочих токов 4СШ ГПП	Iмаск.1С,	А	1255
Выдержка времени срабатывания защит присоединений 4СШ	TСЗ	Сек.	1, 5
Коэффициент самозапуска 4СШ	Ксзп		2, 5

Ток срабатывания МТЗ:

Выбираем трансформаторы тока ТПОЛ-10 с коэффициентом трансформации к_I=1500/5. Схема соединений - неполная звезда. Комплект защит собираем по трёхфазной трёхрелейной схеме.

Ток срабатывания реле МТЗ:

Уставка срабатывания комплекта SEPAM 40 по току:

Пересчитываем ток срабатывания МТЗ:

Проверяем коэффициент чувствительности МТЗ:

Выдержку времени срабатывания МТЗ принимаем из условий отстройки от выдержки времени срабатывания защит присоединений шин ГПП без учёта линий связи: [13]

Выбранный комплект защит удовлетворяет требованиям чувствительности и селективности.

6.2 Расчёт комплекта защит шинных выключателей ГПП

Для защиты трансформаторов ГПП от симметричных токов перегрузки на ШВ устанавливаем МТЗ с выдержкой времени с отстройкой номинального тока обмотки низшего напряжения трансформатора. Комплект защиты состоит микропроцессорного блока SEPAM 40 (Графическая часть 6 лист) в каждом плече обмотки низкого напряжения, подключенных на те же трансформаторы тока, что и измерительные приборы.

Ток срабатывания защиты:

(6.3)

Выдержку времени срабатывания защиты принимаем по: t_сз=2, 3с. Защита действует на отключение ввода.



Таблица 6.2 Исходные данные

Номинальный ток обмотки низшего напряжениятрансформатора	Iном.Т,	А	5780
Коэффициент надёжности	кн		1, 05
Коэффициент возврата	кв		0, 8

Ток срабатывания защиты:

Выбираем трансформаторы тока ТПОЛ-10 с коэффициентом трансформации к_I=3000/5 класса 0, 5.

Уставка срабатывания комплекта SEPAM 40 по току:

Принимаем уставку:

Пересчитываем ток срабатывания МТЗ:

Ток срабатывания защиты составляет 103% от номинального тока трансформатора.

6.3 Расчёт комплекта защит секций шин низкого напряжения ГПП и защиты трансформатора от внешних коротких замыканий

Для защиты шин низкого напряжения и трансформаторов ГПП от внешних коротких замыканий на стороне высшего напряжения устанавливаем МТЗ с двумя выдержками времени - 2, 5 с - на отключение выключателей низшего напряжения и 3 с - на отключение выключателей высшего напряжения. Избирательность действия защиты на отключение шинных выключателей контролируем с помощью МПБ SEPAM 40, подключенного через трансформаторы напряжения к шинам низшего напряжения.

Защиту отстраиваем от номинального тока трансформатора:

Ток срабатывания защиты: [13]

(6.4)

По условию отстройки от предыдущих защит, отстраиваемся от тока срабатывания МТЗ РП-1 и максимального рабочего тока одной секции в нормальном режиме.

Для примера рассчитаем защиту на одном из трансформаторов.

Таблица 6.3 Исходные данные

Номинальный ток трансформатора, приведённый к высшему напряжению	Iном.Т.В,	А	317
Минимальный ток короткого трёхфазного замыкания на шинах 6, 3кВ, приведённый к напряжению 115кВ (режимы К2, К3)	I(3)К2.мин,	А	1281
Ток срабатывания защиты секционного выключателя	IС.З.1С,	А	5098
Максимальный рабочий ток в нормальном режиме	Iмакс.РУ-1,	А	473
Ток срабатывания защиты РП-1	IС.З.,	А	1250
Выдержка времени срабатывания защиты секционного выключателя	t1С,	с	2

Ток срабатывания защиты:

или, приведённый к низшему напряжению:

По условию отстройки от предыдущих защит, ток срабатывания защиты, приведённый к низшему напряжению:

или, приведённый к высшему напряжению с учётом того, что регулятор напряжения находится в среднем положении:

Выбираем трансформаторы тока типа ТПОЛ-10 класса Р с коэффициентом трансформации к_I=500/5. Схема соединения трансформаторов тока - треугольник. Схема защиты - трёхрелейная.

Ток срабатывания комплекта SEPAM 40:

Принимаем уставку по току:

Пересчитываем ток срабатывания защиты:

Ток срабатывания защиты, приведённый к низшему напряжению с учётом положения регулятора напряжения, соответствующего минимальному напряжению на выводах высокого напряжения трансформатора:

где I_С.З.1С=3425, 5А - ток срабатывания защиты секционного выключателя.

Ток срабатывания защиты, приведённый к низшему напряжению с учётом положения регулятора напряжения, соответствующего максимальному напряжению на выводах высокого напряжения трансформатора:

Проверяем коэффициент чувствительности к минимальному току короткого замыкания на шинах 6кВ ГПП (режим К2, К3). Ток в реле при двухфазном коротком замыкании на шинах низкого напряжения ГПП.



(6.5)

Коэффициент чувствительности:

(6.6)

Уставку реле минимального напряжения выбираем исходя из максимального остаточного напряжения на шинах 6кВ (система - в максимальном режиме, положение регулятора напряжения соответствует максимальному) при токе срабатывания защиты, приведённом к низшему напряжению при тех же условиях:

где выражение в скобках - суммарное сопротивление до шин 6кВ ГПП.

Напряжение срабатывания SEPAM 40:

Принимаем уставку:

Данный комплект защит удовлетворяет требованиям чувствительности. Возможны ложные срабатывания при замыкании на соседней секции шин, когда ГПП работает в послеаварийном режиме, а регулятор напряжения - в положении минимального напряжения.



6.4 Расчет тока ОЗЗ и уставок защиты

Замыкание одной фазы на землю в сети с изолированной нейтралью не cопровождается протеканием больших токов. Такой режим работы сети не является нормальным, но допускается в течении двух часов, то есть не требует немедленного отключения поврежденного участка. Основная задача релейной защиты в этом случае состоит в определении момента возникновения повреждения и определении поврежденной фазы.

В течении двух часов после возникновения повреждения (однофазного замыкания на землю) оно должно быть устранено. Если это невозможно, то линию разгружают, а потребителей переводят на другой источник питания.

В месте замыкания на землю протекает емкостной ток, величина которого зависит от протяженности и разветвленности сети.

Однофазный ток КЗ находится аналогично по приведенной формуле:

=Кн?3?Uф?w?C?L, (6.7)

где kн = 1, 1 (коэффициент надежности);

Uф - фазное напряжение сети, В;

w = 2pf = 314 (рад/с);

C - емкость одной фазы сети относительно земли (Ф/км);

L - длина линнии, км.

С=Х_С?2pf, (6.8)

где Х_С - индуктивное сопротивление кабельной линии.



I₀ = 1/3?I_K⁽¹⁾.(6.9)

Для примера проиведем расчет отходящего фидера РП-3:

С= 0, 053?314 = 0, 0000166 (Ф/км) ;

= 1, 1 ? 3 ?3600?314?0, 0000166?0, 45 = 28 А ;

I₀= 1/3 ? 28 = 9, 3 А.

Принимается уставка реле 2, 5 А

Произведем проверку накоэффициент чувствительности К_Ч:

Kч=Iреле/Iуст?1, 5

К_Ч = 9, 3 / 2, 5 = 3, 7 ? 1, 5.

Условие выбора уставки выполняется.

Защита от ОЗЗ работет на сигнал.

6.5 Анализ и выбор микропроцессорных средств защиты систем электроснабжения

В настоящее время большинство фирм производителей прекращают выпуск электромеханических реле и устройств и переходят на цифровую элементную базу.

Переход на новую элементную базу не приводит к изменению принципов релейной защиты и электроавтоматики, а только расширяет её функциональные возможности, упрощает эксплуатацию и снижает стоимость. Именно по этим причинам микропроцессорные реле очень быстро занимают место электромеханических и микроэлектронных.

Основными характеристиками микропроцессорных защит значительно выше микроэлектронных, а тем более электромеханических. Так, мощность, потребляемая от измерительных трансформаторов тока и напряжения, находится на уровне 0, 1- 0, 5 ВА, аппаратная погрешность в приделах 2-5 %, коэффициент возврата измерительных органов составляет 0, 96-0, 97.

Для защиты силового трансформатора выбраны шкафы микропроцессорных устройств защиты и автоматики фирмы «ЭКРА». Для основной защиты трансформатора выбран шкаф ШЭ2607 041, и для резервной защиты трансформатора и управления высоковольтным выключателем шкаф ШЭ2607 073.

Шкаф микропроцессорных устройств защиты ШЭ2607 041.

Предназначен для основной и резервных защит трансформатора.

Применяется для защиты трансформатора с высшим напряжением 110-220 кВ.

ШЭ2607 041 включает следующие защиты:

Реализует функции основных и резервных защит трансформатора и содержит дифференциальную токовую защиту (ДЗТ) от всех видов КЗ внутри бака, токовую защит нулевой последовательности (ТЗНП ВН), максимальную токовую защиту (МТЗ ВН), защиту от перегрузки (ЗП), реле для пуска автоматики охлаждения, УРОВ выключателя ВН; обеспечивает прием отключающих сигналов от отключающих ступеней газовых защит трансформатора, РПН и действует на отключение через две группы отключающих реле и выполнен на основе промежуточных реле. Оснащен устройствами контроля изоляции цепей ГЗ.

Шкаф микропроцессорных устройств защиты ШЭ2607 073.

Предназначен для резервной защиты трансформатора с высшим напряжением 110-220 кВ и автоматики управления выключателем ВН.

Содержит один комплект, реализующий функции МТЗ с комбинированным пуском по напряжению стороны НН, ТЗНП, АУВ стороны ВН, УРОВ обеспечивается прием сигналов от ГЗТ и ГЗ РПН.

Комплект оснащен устройствами контроля изоляции цепей ГЗ.

Принцип действия

МТЗ выполнена с комбинированным пуском по напряжению низкой стороны. Токовая ненаправленная защита нулевой последовательности содержит одну ступень. Имеется возможность ускорения действия МТЗ, ТЗНП при включении выключателя.

АУВ формирует сигналы на включение и отключение выключателя по командам, приходящим от защит и устройств комплекта, телемеханики или ключа дистанционного управления.

В состав АУВ входят следующие устройства (узлы) и защиты:

- устройство АПВ;

- защиты от непереключения фаз (ЗНФ) и неполнофазного режима (ЗНФР);

- узлы включения и отключения выключателя;

- узел фиксации включенного положения выключателя;

- узел фиксации несоответствия;

- защита электромагнитов управления выключателя от длительного протекания тока;

- узел контроля исправности цепей электромагнитов управления выключателя.

АПВ обеспечивает однократное автоматическое повторное включение выключателя. Пуск АПВ реализован без контроля напряжений на шинах («слепое» АПВ).

Функция УРОВ комплекта реализует принцип индивидуального устройства, причем возможно выполнение универсального УРОВ как по схеме с дублированным пуском, так и по схеме с автоматической проверкой исправности выключателя.



6.6 Продольная дифференциальная токовая защита трансформатора

Рис. 6.2. Упрощенная схема построения дифференциальной защиты трансформатора.

Продольная дифференциальная защита трансформатора используется в качестве основной защиты от внутренних повреждений и от повреждений на выводах. Должно быть обеспечено несрабатывание защиты при бросках тока намагничивания.

Допускается для дифференциальной защиты использование ТТ, встроенных в вводы силового трансформатора, при наличии защиты, обеспечивающей отключение (с требуемым быстродействием) КЗ в соединениях трансформатора со сборными шинами.

В зону действия продольной дифференциальной токовой защиты трансформатора входит также токоограничивающий реактор.

На сегодняшний день в большинстве микропроцессорных защит реализована функция продольной дифференциальной защиты с торможением.

В защитах НПП «ЭКРА» реализованы функции ДТЗ Т (АТ), ошиновки НН Т (АТ), которые выполнены пофазными и содержат чувствительный токовый орган с тормозной характеристикой и дифференциальную отсечку.

Таблица 6.4 Схема соединения обмотки главных ТТ

Сторона	Наимен.	Схема соед. обм. тр. (КСХ.ОБМ.СТОР)	Схема соед. ТТ.настор. НН (КСХ.ТТ.СТОР)	Схема вкл. втор.обм тт. (КВКЛ.ТТ.СТОР)	Коэфф. Трансф. ТТ (КТТ)
№1	ВН	Y(КСХ.ОБМ.ВН=1)	(КСХ.ТТ.ВН=1)	(КВКЛ.ТТ. ВН1=)	600/5
№2	НН1	(КСХ.ОБМ.НН1=)	Y(КСХ.ТТ.НН1=1)	(КВКЛ.ТТ.НН1=1)	3000/5
№3	НН2	(КСХ.ОБМ.НН2=)	Y(КСХ.ТТ.НН2=1)	(КВКЛ.ТТ.НН2=1)	3000/5

Таким образом, в соответсвии с таблицей 7.1:

(6.10)

Первичные токи трансформатора, соответствующие типовой мощности, составляют:

, (6.11)

А.



, (6.12)

5780 А.

Базисные токи по сторонам соответственно равны:

, (6.13)

А.

, (6.14)

А.

Коэффициенты трансформаторов тока:

- на стороне ВН 120 5 К_ТТВН = 600/5 = 120;

- на стороне НН К_ТТНН =3000/5 = 600.

Коэффициент выравнивания:

а = К _СХ * I_{НОМВН /}I_ТТ = v3* 331 / 600 = 0, 95

а = К _СХ * I_{НОМНН /}I_ТТ = 1 * 5780 / 3000 = 1, 53

Расчетный ток небаланса:

I_НБРАСЧ =( К_ПЕР* е+ДU _РЕГ+Дf_ВЫР ) * I' = (2 * 0, 1+10000+0, 04) *0, 5=5000, 12 о.е.,

где К_ПЕР - коэффициент учитывающий переходный процесс (К_ПЕР = 2-2, 5);

е=0, 1- допустимая погрешность трансформаторов тока в о.е.;

ДU_РЕГ - половина диапазона регулирования напряжения трансформатора в о.е.;

Дf_ВЫР = 0, 04-относительная погрешность выравнивания токов плеч;

I'=0, 5 - ток начала торможения в о.е.

Начальный ток срабатывания реле:

I_СР = К_ОТС* I_НБРАСЧ = 1, 35000, 12 = 6500А.

Значение коэффициента торможения составляет: