1

7

Тюменский государственный нефтегазовый университет

Кафедра «Электроэнергетика»

Зав. кафедрой д.т.н., профессор

____________ С.И. Кицис

«___»____________2006 г.

Задание на дипломное проектирование

Студенту:

1. Тема проекта утверждена приказом по университету от ___________ № _______

2. Срок сдачи студентом законченного проекта «_5_» июня 2006 г.

3. Исходные данные к проекту:

объём перекачиваемой нефти 400 м³/сут.;

количество основных насосных агрегатов- 4, 1 резервный;

количество подпорных насосных агрегатов- 4, 2 резервных;

-

;

- длина линии WL 35кВ- 5,4км.

- трансформаторы Т1,Т2 ТМ 10000/35;, ;

, ;

- синхронные двигатели М1-М4: СТДП-2500-2УХЛ4; ; ;

- асинхронные двигатели М5-М8: ВАОВ-630L-4У1;

; ;

4. Содержание расчётно-пояснительной записки:

технологическая часть;

расчёт электрических нагрузок;

выбор числа и мощности силовых трансформаторов;

расчёт токов короткого замыкания;

выбор и проверка высоковольтного оборудования;

выбор устройств релейной защиты и автоматики;

безопасность и экологичность проекта;

расчёт экономической эффективности;

5. Перечень графического материала:

технологическая схема НПС «Суторминская»;

однолинейная схема электроснабжения НПС «Суторминская»;

схема электроснабжения ЗРУ-10 кВ;

схема микропроцессорной релейной защиты ВАОВ-630L-4У1;

заземляющее устройство ОРУ-35 кВ;

локальная смета на строительство и монтаж подстанции 35/10 кВ;

6. Консультанты по проекту

Экономический раздел:

экономический анализ эффективности разработанной системы

_______________________________________________ Т.Л. Конюшева

Раздел безопасности жизнедеятельности:

безопасность и экологичность проекта

_________________________________ д.т.н., профессор О.В. Смирнов

Дата выдачи задания « ____» ____________ 2006 г.

Руководитель _______________

(подпись руководителя)

Задание принял к исполнению « ____» _____________ 2006 г.

___________________

(подпись студента)

РЕФЕРАТ

Дипломный проект включает в себя пояснительную записку, состоящую из ___ страниц машинописного текста, __ иллюстраций, __ таблиц и 6 листов графического материала. Цель дипломного проекта- систематизировать и углубить знания, полученные при изучении теоретического курса, получить практические навыки проектирования электроснабжения предприятий и расчёта релейной защиты.

В ходе дипломной работы было выполнено:

- расчет электрических нагрузок;

- определение мощностей трансформаторов и их выбор;

- выбор силового оборудования и типовых ячеек КРУ;

- разработка схем релейной защиты асинхронного двигателя;

- расчёт заземления; безопасность и экологичность проекта;

- локальная смета на строительство и мотаж подстанции 35/10 кВ;

При расчёте электрических нагрузок на стороне высшего напряжения, был использован метод, разработанный институтом Гипротюменьнефтегаз.

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ, ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЬ, ТРАСФОРМАТОР, КОРОТКОЕ ЗАМЫКАНИЕ, ВЫКЛЮЧАТЕЛЬ, РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА

В тексте использованы следующие сокращения:

НПС- нефтеперекачивающая станция;

АД- асинхронный двигатель;

СД- синхронный двигатель;

КЗ- короткое замыкание;

ЗРУ- закрытое распределительное устройство;

КРУ- комплектное распределительное устройство;

БМРЗ- блок микропроцессорной релейной защиты;

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА

1.1. Технология перекачки нефти

1.2. Нефтеперекачивающие станции

1.3. Линейная часть нефтепровода

1.4 Основное электрооборудование НПС

2. РАЗРАБОТКА СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ НПС

2.1. Разработка схемы электроснабжения НПС

2.2. Схема электроснабжения НПС

2.3 Расчет электрических нагрузок на стороне высшего напряжения трансформаторной подстанции 35/10 кВ при НПС

2.4. Выбор числа и мощности трансформаторов

3 РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

3.1. Расчет токов короткого замыкания в относительных единицах

4 ВЫБОР ВЫСОКОВОЛЬТНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И ТИПОВЫХ ЯЧЕЕК КРУ-10 кВ

4.1. Выбор сечения и марки кабелей

4.2 Выбор ячеек КРУ

4.3. Выбор шин

4.4. Выбор выключателей

4.5. Выбор трансформаторов тока

4.6. Выбор трансформаторов напряжения

4.7. Выбор предохранителей

4.8. Выбор ограничителей перенапряжения

5. ВЫБОР И РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

5.1. Назначение релейной защиты

5.2. Функции БМРЗ

5.3. Функции сигнализации

5.4. Защита асинхронных двигателей ВАОВ-630 L-4У1

5.6. Расчёт защиты двигателя подпорных насосов

5.6.1. Расчёт токовой отсечки для электродвигателя

5.6.2. Расчёт МТЗ для электродвигателя

5.7. Выбор источников оперативного тока

6. ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ И ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

6.1. Введение

6.2. Анализ опасных и вредных факторов на химических объектах

6.3. Промышленная безопасность при эксплуатации цеховой комплектной трансформаторной подстанции

6.4. Расчет защитного заземления

6.5 Производственная санитария

6.6. Защита от электромагнитных полей

6.7. Производственное освещение

6.8. Пожарная безопасность

6.9 Средства пожаротушения

6.10. Профилактические мероприятия, предупреждающие возникновение пожаров

6.11. Чрезвычайные ситуации

6.12. Защита технологического оборудования

6.13. Повышение надежности снабжения электроэнергией, паром и водой

6.14. Охрана окружающей среды

7. ЛОКАЛЬНАЯ СМЕТА НА СТРОИТЕЛЬСТВО И МОНТАЖ ПОДСТАНЦИИ 35/10 КВ

8. ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

• ВВЕДЕНИЕ

Уровень развития энергетики и электрификации, как известно, в наиболее обобщенном виде отражает технико-экономический потенциал любой страны[2].

Электрификация играет ведущую роль в развитии всех отраслей народного хозяйства России, является стержнем строительства экономики нашего общества.

Развитие многих отраслей промышленности, в том числе нефтяной и газовой, базируется на современных технологиях, широко использующих электрическую энергию. В связи с этим возросли требования к надежности электроснабжения, к качеству электрической энергии, к ее экономному и рациональному расходованию.

Успех работы энергетиков во многом будет определяться повышением культуры проектирования и эксплуатации, ростом знаний теории и передовой практики.

При проектировании и эксплуатации электрических установок, электрических станций, подстанций и систем требуется предварительно произвести ряд расчетов, направленных на решение многих технических вопросов и задач, таких как:

а) сопоставление, оценка и выбор схемы электрических соединений станций и подстанций;

б) выявление условий работы потребителей при аварийных режимах;

в) выбор аппаратов и проводников, их проверка по условиям работы при коротких замыканиях;

г) проектирование и настройка устройств релейной защиты и автоматики;

д) ряд других задач.

I ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ПЕРЕКАЧКИ НЕФТИ

1.1. Технология перекачки нефти

Основными экономическими факторами эффективного использования трубопроводного транспорта являются широкая сеть трубопроводов; высокие темпы строительства и быстрый ввод нефтепроводов в эксплуатацию; сравнительно низкие эксплуатационные расходы при перекачке; возможность полной автоматизации и телемеханизации нефтепроводов. Указанные факторы позволяют быстро окупать большие капитальные вложения в строительство, разработку новых материалов, новую технику и технологию, автоматизацию и телемеханизацию трубопроводов в широких масштабах. Этим также объясняется все увеличивающийся удельный вес трубопроводов в транспортировке нефти по сравнению с другими видами транспорта. Практика показывает, что использование трубопроводов для перекачки нефти по сравнению с железнодорожными перевозками дает ежегодную экономию эксплуатационных расходов, исчисляемую миллионами рублей.

К магистральным нефтепроводам принято относить трубопроводы, по которым нефть перекачивается от головной нефтеперекачивающей станции до нефтеперерабатывающих заводов и железнодорожных, морских и речных перевалочных нефтебаз.

В отдельных точках трассы нефтепроводов могут быть ответвления, по которым часть перекачиваемой нефти поступает на близлежащие нефтеперерабатывающие заводы и к другим потребителям.

Распространение получили нефтепроводы диаметром 530-1220 мм.

К основным технологическим элементам, составляющим комплекс магистрального нефтепровода, относятся линейная часть, т.е. собственно трубопровод с отводами, линейными задвижками, переходами через естественные и искусственные препятствия и другими сооружениями; нефтеперекачивающие станции с подводящими высоковольтными линиями электропередачи; нефтебазы и наливные пункты, предназначенные для перевалки нефти на другие виды транспорта; линии связи, обеспечивающие как различные виды связи по нефтепроводу, так и телеуправление его объектами.

1.2. Нефтеперекачивающие станции

Нефтеперекачивающая станция (НПС) представляет собой комплекс сооружений и устройств для приема, и перекачки нефти по магистральному нефтепроводу.

Основной схемой технологического процесса перекачки нефти НПС является перекачка по схеме работы станции с "подключенными резервуарами". Нефть по подводящим нефтепроводам поступает на НПС через приемную задвижку № 1, и направляется на фильтры-грязеуловители. Затем нефть, очищенная от механических примесей, парафино - смолистых отложений, посторонних предметов, поступает в технологические резервуары (РВС) № 1, 2, а также на вход подпорной насосной. Для защиты технологических трубопроводов и арматуры резервуарного парка от превышения давления на НПС установлены предохранительные клапаны 1^й группы. Сброс нефти от предохранительных клапанов предусмотрен в технологические резервуары РВС № 1, 2. Для подачи нефти от резервуаров РВС № 1, 2 к основным насосам предусмотрена подпорная нефтенасосная станция, которая предназначена для подачи нефти на вход магистральных насосов, так как при откачке из резервуаров магистральные насосы не в состоянии вести откачку нефти без предварительного создания давления нефти на их входе. Из резервуаров нефть откачивается подпорным насосным агрегатом НПВ № 1,2,3,4 и через задвижку № 42 подается на прием магистральной насосной. Предохранительные клапаны 2^й группы и предназначены для защиты от повышения давления технологических трубопроводов и арматуры между подпорной и магистральной насосной. На участке трубопровода от магистральной насосной до магистрального нефтепровода установлен узел регулирования давления - заслонки № 1, 2 для поддержания заданных величин давления. После узла регуляторов давления нефть через выкидную задвижку НПС № 59 подается в магистральный нефтепровод.

В состав НПС входят:

резервуарный парк;

подпорная насосная;

насосная станция с магистральными насосными агрегатами;

фильтры-грязеуловители;

узел регулирования давления;

узлы с предохранительными устройствами;

технологические трубопроводы;

системы водоснабжения, теплоснабжения, вентиляции, канализации, пожаротушения, водотушения, электроснабжения, автоматики, телемеханики, АСУ, связи, производственно-бытовые здания и сооружения.

Для привода магистральных насосов на насосных станциях применяют преимущественно синхронные электродвигатели взрывозащищенного исполнения типа СТДП, для привода подпорных насосов применяют асинхронные электродвигатели типа ВАОВ [1].

Нефть относится к взрывоопасным жидкостям с температурой вспышки около -20 С⁰. В соответствии с таблицей 7.3.3.[2] категория смеси паров нефти и воздуха - IIA, группа смеси - Т3.

1.3. Линейная часть нефтепровода

Линейная часть нефтепровода - наиболее дорогая и ответственная часть магистрального нефтепровода. Капитальные затраты на нее в ряде случаев достигают 80% от общей стоимости трубопровода. Аварии на линейной части - разрывы труб, и утечки из трубопровода - вызывают остановку трубопровода и наносят большой ущерб народному хозяйству. При проектировании и эксплуатации линейной части нефтепровода учитываются максимально возможные давления, возникающие на каждом участке нефтепровода. Давление на каждом участке трубопровода зависит как от режима перекачки, так и от профиля местности. Наибольшее давление обычно бывает на выходе из НПС, а также в наиболее низких местах трассы, в частности, в горных районах после перевальных точек. При построении расчетной эпюры давлений в магистральном нефтепроводе, станции которого работают “из насоса в насос”, учитываются давления, возникающие как при работе всех станций, так и при работе только одной головной станции.

На линейной части нефтепроводов устанавливаются технологическое оборудование и приборы, которые должны быть автоматизированы при дистанционном управлении трубопроводом. Через 15-20 км по трассе и в наиболее ответственных точках нефтепровода, таких, например, как речные переходы, устанавливаются линейные задвижки с электрическим или гидравлическим приводом.

С их помощью нефтепровод делится на отдельные секции, которые могут быть отключены для предотвращения больших потерь нефти при авариях линейной части.

В настоящее время в связи с повышением требований по защите окружающей среды проблеме контроля за состоянием нефтепроводов и их надежности уделяется особое внимание. Для контроля параметров перекачки и состояния трубопровода необходимы сведения о давлении и температуре (для “горячего” нефтепровода) в наиболее ответственных точках трассы. Поскольку трубопровод защищается от коррозии катодными и дренажными станциями, требуется также информация об их параметрах. Контроль технологических параметров трассового оборудования осуществляется из диспетчерского пункта по системе телемеханики.

1.4 Основное электрооборудование НПС

Основным оборудованием нефтеперекачивающих станций являются насосы (основные и подпорные) и их приводы.

К основным насосам, перекачивающим нефть по магистральным нефтепроводам, предъявляются следующие требования: экономичность, надежность и долговременность непрерывной работы; простота конструкции; компактность. Поскольку этим требованиям наилучшим образом отвечают центробежные насосы, они и получили преимущественное распространение на магистральных нефтепроводах. Поршневые насосы для транспортировки нефти по магистральному трубопроводу применяются весьма ограниченно, в основном для перекачки высоковязких жидкостей. Магистральные центробежные насосы серии НМ, используемые в настоящее время, имеют частоту вращения 3000 об/мин. Определяется это тем, что с увеличением частоты вращения возрастают скорости входа жидкости в насос, в результате чего может наступить кавитация. Обычно в каждой насосной нефтепровода устанавливают четыре центробежных насоса, соединенных последовательно и создающих давление до нескольких МПа. Насосы НМ имеют монотонно падающую напорную характеристику, позволяющую иметь устойчивую работу в достаточно широком диапазоне расходов. Однако пределы регулирования, обеспечивающие экономичный режим работы, при последовательном соединении насосов невелики.

Для нормальных условий эксплуатации основные центробежные насосы обеспечиваются подпором. В качестве подпорных насосов применяют насосы серий НМП, НДвН, НДсН и НПВ. Чтобы создать хорошую всасывающую способность, подпорные насосы эксплуатируют при сравнительно низкой частоте вращения вала (730-1450 об/мин), они имеют одно рабочее колесо с двухсторонним подводом жидкости. Приводом подпорных насосов являются низковольтные и высоковольтные электродвигатели. Наиболее совершенной конструкцией подпорных насосов являются насосы вертикального типа (серии НВП). Основное их достоинство заключается в том, что отпадает необходимость в строительстве традиционной подпорной насосной, как правило, заглубленной по отношению к отметке земли. Насосы этого типа можно устанавливать непосредственно в резервуарном парке, что значительно сокращает потери на трение во всасывающих трубопроводах.

В качестве привода к основным насосам используются асинхронные и синхронные электродвигатели высокого напряжения. Из асинхронных часто применяют электродвигатели с короткозамкнутым ротором серии АТД. Двигатели серии АТД монтируют в одном здании с насосами, поскольку они во взрывобезопасном исполнении, в корпусе двигателя поддерживается небольшое избыточное давление воздуха, что исключает возможность попадания в него паров нефти, а следовательно, загорания или взрыва двигателя. Однако при использовании двигателей серии АТД мощностью от 2,5 до 8 МВт требуется установка в стационарных помещениях дорогостоящих статических конденсаторов большой мощности, которые из-за значительных колебаний нагрузки станций и температуры окружающей среды часто выходят из строя. Кроме того, для надежной работы станции в закрытом распределительном устройстве 6-10 кВ необходимо устанавливать высоковольтное электрооборудование, что усложняет схему электроснабжения и эксплуатацию станции, а также требует дополнительных затрат. Для привода магистральных насосов нашли широкое применение синхронные двигатели серии СТД. Синхронные двигатели более надежны, чем асинхронные, обладают лучшими показателями по устойчивости, что особенно важно при снижении напряжения в сети. Использование синхронных электродвигателей позволяет использовать их в качестве компенсирующего устройства реактивной мощности, что упрощает систему электроснабжения НПС, т.к. в этом случае отпадает необходимость в установке батарей статических конденсаторов, дополнительных ячеек распределительного устройства и кабелей. Синхронные электродвигатели дороже, чем аналогичные асинхронные, однако, лучшие энергетические характеристики синхронных двигателей делают их применение эффективным.

В табл. 1.1 и табл. 1.2, приведены технические данные насосов, установленных на НПС:

Таблица 1.1

Технические данные магистрального насоса НМ 3600-230

Производительность	Q=3600 м3/час;
Напор	Н=230 м;
Номинальная частота вращения	n=1500 об/мин;
КПД	нас=0,83;
Допустимый кавитационный запас	K=37 м;
Мощность (на нефти)	Р=2370 кВт.

Таблица 1.2

Технические данные магистрального насоса НПВ 2500-80

Производительность	Q=2500 м3/час;
Напор	Н=80 м;
Номинальная частота вращения	n=1000 об/мин;
КПД	нас=0,83;
Допустимый кавитационный запас	K=3 м;
Мощность (на нефти)	Р=792 кВт.

В табл. 1.3 приведены электродвигатели, находящиеся на НПС:

Таблица 1.3

Наименование потребителя	Количество, шт.	Расчетная мощность, кВт
СТДП-2500-2УХЛ4	4	2500	0,9
ВАОВ-6300L-4У1	4	800	0,9

II РАЗРАБОТКА СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ НПС

Система электроснабжения должна обеспечивать стабильную и непрерывную подачу электроэнергии к НПС "Суторминская". Так как НПС является потребителем I категории [3], то ее питание должно осуществляться от двух независимых, взаиморезервируемых источников.

Исходными данными при разработке проекта электроснабжения объектов нефтяной и газовой промышленности являются величина электрической нагрузки потребителей, а также место расположения ближайших источников электроэнергии и их параметры. Такими источниками, как правило являются главные понижающие подстанции (ГПП) с двумя трансформаторами.

Основные условия проектирования рациональной схемы электроснабжения - надежность, экономичность и качество электроэнергии у потребителя. Для крупных предприятий наиболее надежной и экономичной является система электроснабжения с применением глубоких вводов, при которой сети 6-110 кВ максимально приближены к потребителям электроэнергии.

Система электроснабжения строится таким образом, чтобы все её элементы постоянно находились под нагрузкой, т.е. чтобы не было холодного резерва. Вместе с тем параллельно установленные трансформаторы и параллельные линии электропередачи должны работать раздельно, так как при этом снижаются токи короткого замыкания и удешевляются схемы коммутации и схемы релейных защит.

Согласно ПУЭ, потребители относятся к первой категории в отношении бесперебойности питания.

Это предъявляет к системе электроснабжения следующие требования:

Электроснабжение должно осуществляться от двух независимых источников питания по двум линиям;

Питание потребителей нефтеперекачивающей станции должно производится от двух трансформаторной подстанции, трансформаторы которой выбираются с учетом взаимного резервирования;

Перерыв в электроснабжении возможен лишь на время действия автоматики (АПВ и АВР).

Схема системы электроснабжения нефтеперекачивающей станции, удовлетворяющая требованиям изложенным выше, представлена на листе 2 графической части.

2.2 Схема электроснабжения НПС

Рис. 2.1. Схема электроснабжения НПС

На рис. 2.1. в соответствии с заданием приведена схема электроснабжения НПС для перекачки нефти по трубопроводу.

Трансформаторы Т1 и Т2 35/10 кВ в нормальном режиме работают раздельно, каждый на свою секцию шин КРУ.

Автоматическое включение резерва на стороне низшего напряжения производится с помощью секционного выключателя. (Q4).

Питание подводится по двум одноцепным взаиморезервируемым ЛЭП 35кВ. Питание высоковольтных двигателей и трасформаторов 10/0,4кВ производится от двух, взаиморезервируемых секций шин КРУ (рис. 2.1).

Питание цепей защиты и управления электродвигателями и всего вспомогательного оборудования НПС на напряжение 220/380 В, осуществляется от трансформаторов собственных нужд, Т3 и Т4.

2.3 Расчет электрических нагрузок на стороне высшего напряжения трансформаторной подстанции 35/10 кВ при НПС

Для расчета электрических нагрузок на стороне ВН, воспользуемся методикой, разработанной институтом Гипротюменьнефтегаз. В основе метода используется модель распределения в виде двухступенчатой кратчайшей функции.

Расчетная активная мощность высоковольтных двигателей по этому методу определяется следующим образом:

при С 0,75 М (2.4.2)

при С 0,75 М (2.4.3)

где (2.4.4)

(2.4.5)

где К_в - коэффициент включения, К_в = 0,84;

К_з - коэффициент загрузки двигателей, К_з = 0,76 - 0,84;

Р_ном-номинальная активная мощность единичного электродвигателя.

Примем К_з = 0,84, т. е. его максимальное значение. Тогда средняя мощность определится:

Максимальная мощность:

Разделим С на М и получим:

С/М = 6,42 / 9,1 = 0,70 < 0,75

Следовательно, расчетную активную мощность высоковольтных электродвигателей определим по формуле:

=0,9 соответственно заданию. Коэффициент мощности является опережающим, поэтому реактивная мощность принимается со знаком минус.

Реактивная мощность высоковольтных электродвигателей НПС равна:

(2.4.6)

Полная мощность высоковольтных электродвигателей составит:

(2.4.7)

2.4. Выбор числа и мощности трансформаторов

Число трансформаторов выбирается из соображений надежности в зависимости от категории электроснабжения потребителей.

Категорию проектируемого объекта по надежности электроснабжения принимают в соответствии с ПУЭ [13].

К первой категории относятся потребители, отключение электроснабжения которых влечет за собой опасность для жизни людей, ущерб народному хозяйству, повреждение оборудования, нарушение сложного технологического процесса.

К второй категории - массовый срыв выпуска продукции, простой рабочих, механизмов, промышленного транспорта, нарушение нормальной деятельности значительного количества городских жителей.

К третьей категории - все остальные потребители. Для потребителей третьей категории рекомендуется применять подстанцию с одним трансформатором.

Электроприёмники установок по добыче, подготовке и транспортировке нефти и газа практически все относятся к первой категории надежности. Для электроснабжения потребителей первой категории надежности должны быть предусмотрены два независимых источника электроснабжения.

Согласно руководящим документам для большинства объектов нефтяной и газовой промышленности в районах Западной Сибири с учетом сложности размещения и эксплуатации подстанций рекомендовано выбор единичной мощности трансформаторов и автотрансформаторов двухтрасформаторных подстанций производить из условия 100% резервирования электроснабжения потребителей. Сюда отнесены объекты нефтедобычи, переработки попутного газа, компрессорные станции магистральных газопроводов с газотурбинными приводными агрегатами, нефтеперекачивающие станции магистральных нефтепроводов.

Произведём выбор силовых трансформаторов. Выбираем силовые трансформаторы из условия:

где - полная максимальная нагрузка подстанции;

Выберем двухобмоточные масляные трансформаторы типа ТМ 10000/35, технические данные которых сведены в табл. 2.4

Таблица 2.4

Параметры трансформаторов ТМ 10000/35

Параметры	Единицы измерения	Данные
Номинальная мощность, Sном		10000
Номинальное напряжение обмотки ВН	кВ	35
Номинальное напряжение обмотки НН	кВ	10
Потери холостого хода, Рх	кВт	2,75
Потери короткого замыкания, Рк	кВт	18,3
Напряжение короткого замыкания, Uк	%	6,5
Ток холостого хода, Iх	%	1,5

Проверим, подходят ли выбранные трансформаторы с учетом потерь. Активные потери составляют 2 % от номинальной мощности. Реактивные потери составляют 10 % от номинальной мощности.

Полная мощность, с учетом потерь, в трансформаторах составит:

Следовательно, данный тип трансформаторов удовлетворяет нашим требованиям.

Коэффициент загрузки трансформаторов:

(2.5.10)

Для I категории , следовательно, соответствует.

III РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

3.1. Расчет токов короткого замыкания в относительных единицах

Электрооборудование, устанавливаемое в системах электроснабжения должно быть устойчивым к токам КЗ и выбираться с учетом этих токов.

На рис. 3.2 приведена расчетная схема, а на рис. 3.3 схема замещения, построенная в соответствии со схемой на рис. 2.1.

В нормальном режиме все секционные вакуумные выключатели находятся в отключенном состоянии, силовые трансформаторы работают раздельно на отдельные секции шин.

Наиболее тяжелый режим работы может наступить при КЗ в момент перевода нагрузки с одного силового трансформатора на другой, т. е. когда секционный выключатель Q4 включен (рис. 3.2). Этот режим принят за расчетный.

Преобразовывать сложные схемы при помощи именованных единиц неудобно. В этом случае все величины выражают в относительных единицах, сравнивая их с базисными. В качестве базисных величин принимают базисную мощность Sб и базисное напряжение Uб. За базисную мощность принимают суммарную мощность генераторов, мощность трансформатора, а чаще число, кратное 10, например 100 МВА. За базисную мощность принимаем значение100 МВА.

В качестве базисного напряжения принимаем напряжение высокой ступени 35кВ - Uб1=37,5кВ и Uб2=10,5кВ - базисное напряжение на низкой стороне 10кВ. Составим расчётную схему и схему замещения цепи короткого замыкания. Ниже приведена схема электроснабжения НПС (рис. 3.2).



Рис. 3.2. Расчетная исходная схема

Cхема замещения имеет следующий вид:

Рис. 3.3. Схема замещения

Т.к. точка КЗ значительно удалена от источника питания и его мощность велика, по сравнению с суммарной мощностью электроприемников, то периодическая составляющая тока КЗ:

; (3.1.11)

Определим базисные токи (I_б) для каждой ступени трансформации:

-базисный ток на высокой стороне (3.1.12)

-базисный ток на низкой стороне (3.1.13)

Найдем сопротивления отдельных элементов сети в относительных единицах и подсчитаем суммарное эквивалентное сопротивление схемы замещения от источника до точки короткого замыкания:

а) для системы при заданной мощности КЗ:

; (3.10)

(3.1.14)

б) для ВЛ:

, (3.1.15)

где , , ;

, (3.1.16)

где , , ;

в) для двухобмоточных трансформаторов Т1,Т2 (35/10кВ):

(3.1.17)

г) для двухобмоточных трансформаторов Т3,Т4 (10/0,4кВ):

(3.1.18)

д) для двигателей основных насосов (СТДП-2500-2УХЛ4):

(3.1.19)

где -полная мощность СД;

(3.1.20)

- сверхпереходное сопротивление, =0,2;

е) для двигателей подпорных насосов (ВАОВ-630 L-4У1):

(3.1.21)

где -полная мощность ВАОВ;

(3.1.22)

- сверхпереходное сопротивление, =0,2;

На рис.3.4 приведена преобразованная схема замещения.

Рис. 3.4. Преобразованная схема замещения

Параметры преобразованной схемы замещения, определены следующим образом:

;

; ;

;

;

Суммарное приведенное индуктивное сопротивление от источника питания до точки короткого замыкания К-1:

(3.1.23)

Для того чтобы определить нужно ли учитывать активное сопротивление в лини проверим, выполняется ли условие < 0,33 [3]

(3.1.24)

0,085>0,034

Видно, что условие не выполняется, значит активное сопротивление следует учесть.

Определим периодическую составляющую тока К-1:

(3.1.25)

Для выбора и проверки электрооборудования по условию электродинамической стойкости необходимо знать ударный ток КЗ (iуд):

Ударный ток КЗ в точке К-1:

(3.1.26)

где куд - ударный коэффициент;

Ударный коэффициент определим по графику

[3], (3.1.27)

где и -суммарные сопротивления от источника до точки КЗ.

 данному значению отношения соответствует значение ;

Мощность КЗ в точке К-1:

(3.1.28)

Суммарное эквивалентное сопротивление схемы замещения от источника до точки короткого замыкания К-2:

; (3.1.29)

Для того чтобы определить нужно ли учитывать активное сопротивление в лини проверим, выполняется ли условие:

< 0,33 [3]

(3.1.30)

0,085<0,14

Видно, что условие выполняется, значит активным сопротивлением можно пренебречь.

(3.1.31)

Определим периодическую составляющую тока К-2:

; (3.1.32)

Для того, чтобы определить периодическую составляющую тока К-2, следует учесть “потпитку” от электродвигателей.

(3.1.33)

Периодическая составляющая тока КЗ от источника питания:

(3.1.34)

Периодическая составляющая тока КЗ от электродвигателей:

(3.1.35)

Результирующий ток КЗ в точке К-2:

Определим ударный ток КЗ в точке К-2:

; (3.1.36)

Ударный коэффициент для определения тока КЗ в точке К-2 определим аналогично, по графику

[3];

данному значению отношения соответствует значение ;

Ударный ток КЗ от энергосистемы в точке К-2:

(3.1.37)

Ударный ток КЗ от электродвигателей:

(3.1.38)

Результирующий ударный ток КЗ в точке К-2:

кА

Мощность КЗ в точке К-2:

; (3.1.40)

Результирующая мощность в точке К-2:

В качестве минимального тока КЗ, который необходим для проверки чувствительности релейных защит, используют ток двухфазного КЗ в наиболее удаленной точке. Минимальное значение тока КЗ можно определить по формуле:

 (3.1.41)

(3.1.42)

Результаты расчета токов КЗ сведены в табл. 3.1.8.

Таблица 3.1.8

Результаты расчета токов КЗ

Точка КЗ	Ik(3), кА	iуд, кА	Ik(2), кА
К-1	28,3	44,02	24,5	1838,13
К-2	45,32	81,38	39,24	939,14

IV ВЫБОР ВЫСОКОВОЛЬТНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И ТИПОВЫХ ЯЧЕЕК КРУ-10 кВ

4.1. Выбор сечения и марки кабелей

Сечение кабелей выбирают по техническим и экономическим соображениям.

Произведем выбор сечений по расчетным токам. За расчетные токи потребителей примем их номинальные значения.

Для основных двигателей номинальный ток определится:

(4.13)

где Р_ном - номинальная мощность электродвигателя, кВт;

U_ном - номинальное напряжение, кВ;

сos ц - коэффициент мощности электродвигателя.

Для подпорных двигателей номинальный ток определится:

Для трансформаторов типа ТМ 10000/35 номинальный ток определится:

 , (4.14)

где S_ном.т - номинальная мощность каждого из трансформаторов, кВ*А;

U_ном - номинальное напряжение; 110 кВ.

Для параллельно работающих линий, питающих ЗРУ-10кВ в качестве расчетного тока принят ток послеаварийного режима, когда одна питаю-щая линия вышла из строя. Расчетный ток для этого случая определим по величине расчетной мощности:

(4.15)

где S_.р - полная расчетная мощность электродвигателей, кВ*А;

U_ном - номинальное напряжение, 10кВ.

Результаты расчета сведены в табл. 4.6.

Таблица 4.6

Выбор сечений и марки кабелей

Наименование потребителей	Основной электродвигатель	Подпорный электродвигатель	ЗРУ-10 кВ	Трансформатор ТМ 10000/35
Расчетная мощность, кВт	2500	800	7260	25000
Номинальный ток, А	152,74	51,151	419,16	164,9
Длительно допустимый ток, А	270	60	740	300
Сечение жилы кабеля, мм2	185	16	480	150
Принятая марка кабеля	СБ2лГ 3х120	СБ2лГ 3х95	ШАТ 80х6	АС-70

Условие выбора сечения жил кабеля по допустимому нагреву при нормальных условиях прокладки: номинальный ток должен быть меньше либо равен допустимому току.

. (4.16)

Проанализировав данные табл. 4.2 можно сделать вывод, что выбранные сечения удовлетворяют нашим условиям.

4.2 Выбор ячеек КРУ

В качестве распределительного устройства 10 кВ применим закрытое распределительное устройство (ЗРУ). ЗРУ состоит из отдельных ячеек различного назначения.

Для комплектования ЗРУ-10 кВ выберем малогабаритные ячейки КРУ серии К-104 Кушвинского электромеханического завода. Данные ячейки отвечают современным требованиям эксплуатации, имеют двухсторонний коридор обслуживания, выкатные тележки с вакуумными выключателями, безопасный доступ к любому элементу КРУ. Релейный и кабельный отсеки отделены от отсека коммутационных аппаратов металлическими перегородками, все коммутации производятся только при закрытой наружной двери, имеются функциональные блокировки.

В состав КРУ серии К-104 входят вакуумные выключатели с электромагнитным приводом, трансформаторы тока, трансформаторы напряжения, предохранители, разъединитель с заземляющими ножами, релейный шкаф с аппаратурой, клапаны сброса давления в сочетании с датчиками дуговой защиты.

КРУ серии К-104 предназначены для установки в закрытых помещениях с естественной вентиляцией без искусственного регулирования климатических условий. Обслуживающая среда должна быть невзрывоопасной, не содержать агрессивных газов и испарений, химических отложений, не насыщенной токопроводящей пылью и водяными парами.

4.3. Выбор шин

В качестве сборных шин выбираем алюминиевые шины прямоугольного сечения размером 80х6 мм. Длительно допустимый ток при одной полосе на фазу составляет I_доп = 740А. Условие выбора:

; (4.3.50)

Проверим шины на электродинамическую стойкость к токам КЗ.

Шину, закрепленную на изоляторах можно рассматривать как многопролетную балку.

Наибольшее напряжение в металле при изгибе:

, (4.3.51)

где М - изгибающий момент, создаваемый ударным током КЗ, Нм;

W - момент сопротивления, м³.

Изгибающий момент для равномерно нагруженной многопролетной балки равен:

, (4.3.52)

где F-сила взаимодействия между проводниками при протекании по ним ударного тока КЗ, Н;

- расстояние между опорными изоляторами,

, (4.3.53)

где - расстояние между токоведущими шинами, = 0,35 м;

- коэффициент формы, =1,1.

Момент сопротивления:

, (4.3.54)

где b,h - соответственно узкая и широкая стороны шины, м.

Тогда наибольшее напряжение в металле при изгибе:

Допустимое напряжение при изгибе для алюминиевых шин 70 МПа.

Следовательно выбранные шины удовлетворяют условиям электродинамической стойкости.

Для проверки возможности возникновения механического резонанса в шинах определим частоту свободных колебаний шин:

(4.3.55)

где - пролет шины, =1,1 м;

- модуль упругости материала шин, для алюминия =7,210¹⁰ Н/м²;

- масса единицы длины шины, = 0,666 кг/м;

- момент инерции сечения шин относительно оси изгиба.

(4.3.56)

Т. к. , то явление резонанса не учитываем.

Проверим шины на термическую стойкость к токам КЗ.

Минимально допустимое сечение алюминиевых шин:

(4.3.57)

где - периодическая составляющая тока КЗ в точке КЗ;

- приведенное время КЗ.

(4.3.58)

где - время действия апериодической составляющей времени КЗ;

- время действия периодической составляющей времени КЗ.

Для времени отключения КЗ и в” = 1:

(4.3.59)

Выбранные шины удовлетворяют условиям термической стойкости, т.к. , (4.3.60)

или .

4.4. Выбор выключателей

Высоковольтные выключатели выбираются по номинальному напряжению, номинальному току, конструктивному исполнению и проверяются по параметрам отключения, а также на термическую и электродинамическую стойкость. Выбор высоковольтных выключателей произведен на основе сравнения каталожных данных с соответствующими расчетными данными.

Выбор выключателей Q14-Q16.

Выбираем вакуумный выключатель ВМКЭ-35А-16/1000 У1, это выключатель наружней установки. Он предназначен для коммутации электрических цепей в нормальном и аварийном режимах работы в сетях трёхфазного переменного тока и частотой 50 Гц для закрытых распределительных устройств в энергетике и промышленности. Выключатель имеет по полюсное управление встроенным электромагнитным приводом. Выключатели предназначены для работы при температуре окружающего воздуха от минус 45 до +40°C.

Выбор выключателей Q1 - Q13.

Выбираем вакуумный выключатель BB/TEL-10-50/1000-У2.

Выключатели вакуумные внутренней установки серии BB/TEL предназначены для коммутации электрических цепей в нормальном и аварийном режимах работы. Высоковольтные выключатели выбираются по номинальному напряжению, номинальному току, конструктивному выполнению, месту установки и проверяются по параметрам отключения, а также на электродинамическую и термическую стойкость.

Все каталожные и расчётные данные выключателей, сведены в табл.4.6.

Таблица 4.6

Выбор выключателей

Место установки выключателя	Тип выключателя	Условия выбора	Расчетные данные сети	Каталожные данные выключателя
Q14-Q16	ВМКЭ-35А-16/1000 У1		35кВ 83,97А 9,43 кА 16 кА 355,69	35кВ 1600А 25кА 20кА 2500
Q1-Q13	BB/TEL-10-50/1000-У2		10кВ 419,16А 45,38кА 81,38 1135,69	10кВ 1600А 50кА 100кА 1600

Для выключателей Q14-Q16: ВМКЭ-35А: I_?=50 кА, t_п=4 с;

Расчет теплового импульса тока при КЗ:

,(4.4.61)

где I -действующее значение периодической составляющей тока КЗ, кА;

t_откл -время от начала КЗ до его отключения.

t_откл=t_з+t_вык, (4.4.62)

где t_з -время действия релейной защиты, для МТЗ t_з = 0,5-1с. Примем t_з =1 с.

t_вык -полное время отключения выключателя, для выключателей ВМКЭ-35А и BB/TEL-10 время отключения- t_вык=0,05 с.

T_а -постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания, для данной точки КЗ:

(4.4.63)

где X_? , R_? - соответственно суммарное индуктивное и активное

сопротивления цепи до точки КЗ.

t_откл=1+0,07=1,07 с

Т.к. при расчёте токов КЗ в точке К-1 активное сопротивление учитывается, то

Тогда тепловой импульс тока при КЗ для Q13-Q15:

Интеграл Джоуля для Q14-Q16:

(4.4.64)

Для выключателей Q1-Q13: BB/TEL-10: I_?=50 кА, t_п=4 с;

t_откл =1+0,07=1,07 с.

Т.к. при расчёте токов КЗ в точке К-2 активное сопротивление учитывается, то

Тогда тепловой импульс тока при КЗ для Q1-Q13:

Интеграл Джоуля для Q1-Q13:

4.5. Выбор трансформаторов тока

Для выбора трансформаторов тока составим таблицу табл. 4.5.

Таблица 4.5

Выбор трансформаторов тока

Место установки	Тип трансформатора тока	Условия выбора	Расчетные данные сети	Каталожные данные трансформа-тора тока
ЗРУ	ТПОЛТ-10	Uс Uном Iрасч I1ном	10 кВ 419 А 81,38 кА 111,01	10 кВ 1500 А 191 кА 2916 кА2с

Проверим трансформаторы тока ТПОЛТ-10, устанавливаемые внутри помещения на электродинамическую стойкость при КЗ

; (4.44)

гдеk_t - кратность термической устойчивости, приводится в каталогах, k_t = 65;

t - время термической устойчивости, приводится в каталогах, t=1 с;

t_пр - приведенное время КЗ, t_пр=1,005 с;

I_? - действующее значение периодической составляющей тока КЗ,

I_? = 10,51 кА.

.

Проверим трансформаторы тока, устанавливаемые внутри помещения на термическую стойкость при КЗ:

(4.45)

,

.

Из расчета следует, что выбранные трансформаторы тока ЗРУ удовлетворяют условиям выбора.

4.6. Выбор трансформаторов напряжения

Условие выбора:

U_ном ? U_{ном. сети} (4.46)

Выберем трансформаторы напряжения типа НАМИ-10-ХЛ2, номинальное напряжение которого 10 кВ и номинальная мощность в третьем классе точности 500 ВА. Предельная мощность 1000 ВА.

4.7. Выбор предохранителей

Плавкими предохранители обеспечивают защиту трансформаторов напряжения. Для их защиты выберем предохранители типа ПКТМ-10, технические данные которого представлены в таблице 4.7.

Таблица 4.7

Технические характеристики предохранителя ПКТМ-10

Наименование	I ном, А	U ном, В	I откл. min	I откл. ном., кА		Исполнение
Предохранитель ПКТМ- 10	5-31,5	10000	3 Iном	40		однокорпусное
Предохранитель ПКТМ- 10 Предохранитель	40-80	10000	3 Iном	40		однокорпусное
ПКТМ- 10	100-160	10000	3 Iном	40		двухкорпусное

4.8. Выбор ограничителей перенапряжения

Ограничители перенапряжений нелинейные с полимерной внешней излоляцией предназначены для защиты от коммутационных и атмосферных перенапряжений изоляции электрооборудования подстанций и сетей переменного тока. Ограничители перенапряжений устанавливаются в сетях переменного тока частотой 50 Гц с изолированной нейтралью и включаются параллельно защищаемому объекту.

Ограничители перенапряжений типа: ОПН-П1-3IIУХЛ1, ОПН-П1-6IIУХЛ1 и ОПН-П1-10IIУХЛ1.

Конструктивно ограничители перенапряжения выполнены в виде блока последовательно соединенных оксидно-цинковых варисторов, заключенного в полимерную покрышку.

Технические данные которого представлены в таблице 4.8.10.

Таблица 4.8.10

Технические данные ОПН

Наименование изделия	Класс напряж. сети, кВ	Наибольш. рабочее напряж., кВ действ.	Остающееся напряжение при волне импульсного тока 8/20 мкс с амплитудой, кВ	Масса, кг
			250 А	500 А	2500 А	5000 А	10000А
ОПН-П1-10II УХЛ1	10	12	-	29,5	-	36	38	5,4

V ВЫБОР И РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

5.1. Назначение релейной защиты

Лидирующее положение в разработке, производстве и внедрении микро-процесссорных защит в России занимают два предприятия:

ООО «АББ Реле-Чебоксары» и НТЦ "Механотроника"-г.Санкт-Петербург.

Блоки БМРЗ НТЦ «Механотроника» предназначены для выполнения функций релейной защиты, автоматики, управления и сигнализации присоединений от 0,4 до 220 кВ. Эти блоки не уступают многим зарубежным образцам по техническим и эксплуатационным характеристикам, при этом их стоимость значительно ниже.

Блок микропроцессорный релейной защиты БМРЗ-ДА-47
(в дальнейшем - БМРЗ), предназначен для выполнения функций релейной защиты, автоматики, управления, измерения и сигнализации присоединений напряжением 10 кВ.

БМРЗ обеспечивает функции защиты, автоматики и управления синхронных и асинхронных двигателей.

5.2. Функции БМРЗ

Трехступенчатая максимальная токовая защита (МТЗ) от междуфазных замыканий выполнена с контролем двух фазных токов. Первая и вторая ступени имеют независимую время-токовую характеристику. Третья ступень имеет независимую или зависимую характеристику. Выбор типа характеристики третьей ступени МТЗ производится программным ключом S109. БМРЗ обеспечивает возможность работы третьей ступени МТЗ с двумя типами зависимых характеристик - пологой (аналогичной характеристикам реле РТ-80, РТВ-IV) и крутой (аналогичной характеристике реле РТВ_I). Выбор зависимой характеристики производится программным ключом S111.

Третья ступень МТЗ может быть использована с действием на отключение и сигнализацию или только на сигнализацию. Блокировка действия третьей ступени на отключение производится программным ключом S117.

Любая ступень МТЗ может быть выведена из действия программными ключами S101, S102, S103 для первой, второй и третьей ступени соответственно.

Предусмотрена возможность выполнения направленной второй ступени МТЗ. Условие пуска (направленная или ненаправленная) вводится программным ключом S113.

БМРЗ обеспечивает две программы уставок МТЗ. Переключение программ уставок производится подачей сигнала на дискретный вход “Программа 2”.

БМРЗ обеспечивает автоматический ввод ускорения первой и второй ступеней МТЗ по включению выключателя. Ускорение третьей ступени может быть введено программным ключом S116, при условии работы третьей ступени на отключение. Ускорение вводится на 1с.

Защита от потери питания выполнена по факту снижения частоты, действует на вторую ступень МТЗ и может быть выведена из действия программным ключом S42.

Защита от однофазных замыканий на землю (ОЗЗ) выполнена с контролем 3U₀ и 3I₀ и двумя выдержками времени. ОЗЗ может быть использована в следующих конфигурациях:

с контролем напряжения нулевой последовательности;

с контролем тока нулевой последовательности;

комбинированная (с контролем напряжения и тока нулевой последовательности);

направленная .

Выбор конфигурации ОЗЗ производится программными ключами S24, S25, S26.

ОЗЗ действует на отключение и сигнализацию или только на сигнализацию (ключ S21).

В БМРЗ установлены два реле сигнализации срабатывания ОЗЗ с замыкающими контактами - “ОЗЗ-1” и “ОЗЗ-2”. Реле “ОЗЗ-1” срабатывает по окончанию отработки выдержки времени, заданной уставкой Т_ОЗЗ1. Если введено действие ОЗЗ на отключение, то одновременно со срабатыванием реле “ОЗЗ-1” выдается команда на отключение выключателя. Реле “ОЗЗ-2” срабатывает после отработки выдержки времени, заданной уставкой Т_ОЗЗ2.

БМРЗ обеспечивает две программы уставок ОЗЗ. Переключение программ уставок производится одновременно со сменой программ МТЗ подачей сигнала на дискретный вход “Программа 2”.

Дифференциальная токовая отсечка (ДТО) выполнена с контролем двух токов. По окончанию отработки выдержки времени, заданной уставкой Т_ДТО выдается команда на отключение выключателя. ДТО может быть выведена из действия программным ключом S100. БМРЗ обеспечивает две программы уставок ДТО. Переключение программ уставок производится одновременно со сменой программ МТЗ подачей сигнала на дискретный вход “Программа 2”.

БМРЗ реализует функции датчика логической защиты шин (ЛЗШ_Д) для структуры ЛЗШ с параллельным включением датчиков (ЛЗШ-Б). Выходной дискретный сигнал “ЛЗШ_Д” выдается замыканием контактов выходного реле при пуске любой ступени МТЗ (при условии работы третьей ступени на отключение). Предусмотрена возможность блокировки действия третьей ступени МТЗ на ЛЗШ_Д (ключ S116).

Защита минимального напряжения (ЗМН) выполнена с контролем двух линейных напряжений и напряжения обратной последовательности. Контроль линейных напряжений может быть блокирован программным ключом S70, контроль напряжения обратной последовательности блокируется ключом S73. ЗМН действует на отключение и на сигнализацию или только на сигнализацию (ключ S71). Предусмотрена блокировка ЗМН при пуске первой и второй ступени МТЗ (ключ S72).

ЗМН срабатывает только при включенном выключателе.

БМРЗ реализует функции дуговой защиты. Выходной дискретный сигнал “Дуговая защита” выдается замыканием контактов выходного реле при пуске МТЗ и подаче на вход дискретного сигнала “Дуговая защита 1” или “Дуговая защита 2”. Дуговая защита действует на отключение и сигнализацию или только на сигнализацию (ключ S411).

5.3. Функции сигнализации

БМРЗ обеспечивает формирование выходных сигналов “Аварийное отключение 1”, “Аварийное отключение 2” и “РПВ”, “Вызов”, “Неисправность БМРЗ/выключателя” и “Отказ БМРЗ”.

Квитирование сигнализации производится нажатием кнопки СБРОС на пульте БМРЗ в режиме управления “Местное” или подачей соответствующей команды по последовательному каналу в режиме управления “Дистанционное”.

При поступлении на вход сигнала “Ав.ШП” включается индикатор “НЕИСПР.” и мигает индикатор “ВНЕШ”на лицевой панели БМРЗ.

При срабатывании выходного реле “ВЫЗОВ” мигает индикатор “ВНЕШ” на лицевой панели БМРЗ.

5.4. Защита асинхронных двигателей ВАОВ-630 L-4У1

Для защиты двигателей установим блок БМРЗ-ДА-47. Блок микропроцессорный релейной защиты БМРЗ-ДА-47 предназначен для выполнения функций релейной защиты, автоматики, управления, измерения и сигнализации присоединений напряжением 6-35кВ. Данный блок, с дифференциальной токовой отсечкой, применим как для синхронных, так и для асинхронных электродвигателей.

Основными параметрами схем релейных защит являются ток срабатывания защиты , ток срабатывания реле , коэффициент чувствительности К_ч.

5.6. Расчёт защиты двигателя подпорных насосов

5.6.1 Расчёт токовой отсечки для электродвигателя

Ток срабатывания отсечки отстраивается от пускового тока электродвигателя:

. (5.7.78)

где - коэффициент надежности, ;

1,8- коэффициент, учитывающий действие апериодической составляющей тока при пуске.

(5.7.79)

Пусковой ток определится по формуле:

,

где - кратность пускового тока, ;

Ток срабатывания отсечки:

Ток срабатывания реле:

(5.7.80)

где - коэффициент схемы, для случая соединения обмоток трансформаторов тока по схеме полная и неполная звезда =1;

- коэффициент трансформации трансформаторов тока, =1000/5=200.

Коэффициент чувствительности:

(5.7.81)

где - ток двухфазного КЗ:

Чувствительность ТО соответствует норме.

5.6.2 Расчёт МТЗ для электродвигателя

Ток срабатывания защиты

(5.7.82)

где - коэффициент надёжности, для защит действующих на отключение, ;

-коэффициент возврата, для микропроцессорных реле, ;

Ток срабатывания реле:

; (5.7.83)

где- - коэффициент схемы, для нашей схемы соединения обмоток трансформаторов тока, =;

- коэффициент трансформации трансформаторов тока, =1000/5=200.

Кратность отсечки, определится по формуле:

(5.7.84)

5.7. Выбор источников оперативного тока

В качестве источника оперативного тока используем трансформаторы тока и напряжения, т.е. используем источники переменного оперативного тока.

Трансформаторы тока являются надежными источниками питания оперативных цепей для защиты от коротких замыканий и перегрузок. Трансформаторы напряжения нельзя применять для питания оперативных цепей защит от КЗ, т.к. при КЗ напряжение резко снижается, и релейная защита не придет в действие. Трансформаторы напряжения могут применяться при повреждениях и ненормальных режимах, которые не сопровождаются глубоким снижением напряжения в сети (защита от перегрузки, от замыканий на землю, повышения напряжения, понижения частоты и т.д.).