1.4.4 Привод РПД

2.1 Расчет потребляемой мощности буровой

На буровой установке предусмотрено использование напряжений 0,69 кВ и 0,4 кВ. К электрической сети на напряжении 0,69 кВ через комплектное тиристорное устройство подключены: буровые насосы №1 и №2, привод ротора, буровая лебедка, двигатели верхнего привода №1 и №2. От сети напряжением 0,4 кВ осуществляется питание регулятора подачи долота, вспомогательной лебедки, двигатели насосов, мешалок, пескоотделителя, вибросита, освещение буровой и котельная от которой обогревается буровая установка.

Буровая установка при окончании бурения одной скважины, и переходе на новую, может быть перемещена в пределах куста. Для облегчения этого процесса предусмотрим размещение силовых трансформаторов непосредственно на подвижной платформе буровой установки. Для упрощения и ускорения процесса их подключения к промышленной питающей сети предусмотрим размещение двух комплектных распределительных устройств. Одно, неподвижное, разместим на территории куста. Второе непосредственно на буровой установке. Использование кабельной линии для присоединения КРУ-2 к КРУ-1 позволит избежать необходимости реконструкции элементов воздушной линии при каждом перемещении буровой установки.

Для питания потребителей вагон городка предусмотрим установку КТПН в непосредственной близости от них, и подключим к ней потребителей через распределительные щиты ЩР1, ЩР2, ЩР3, ЩР4.

Для определения расчётных электрических нагрузок вводного оборудования используем метод коэффициента спроса. Метод коэффициента спроса используется на стадии проектирования для определения расчётной максимальной мощности питающих предприятий, цехов. Для определения расчётной мощности по этому методу необходимо знать суммарную установленную мощность потребителей Pном, коэффициент мощности cos? и коэффициент спроса Кс, а также коэффициент одновременности KОДН.

Расчётная мощность по этому методу определяется по формулам:

Рр = Кс·Ру, (2.1)

где Kc - коэффициент спроса;

Pу - установленная мощность оборудования, кВт.

Тогда полную мощность можно найти:

Sр= Рр/cos , (2.2)

где Pр - расчетная активная мощность оборудования, кВт;

cos - коэффициент мощности оборудования.

Реактивная мощность будет равна:

, (2.3)

где Sр - полная расчетная мощность оборудования, кВт;

Pр - активная расчетная мощность оборудования, кВт;

Расчетный ток найдем по формуле:

Ip=Sp/Uном (2.4)

Для снижения электрических потерь предусмотрим компенсацию реактивной мощности на стороне 0,69 кВ при помощи автоматизированного компенсационного устройства, поддерживающего cos ? на заданном уровне. Для минимизации расходов установка будет задавать cos равным 0,97.

Буровая установка может работать в нескольких режимах: бурение, спуск и подъем инструмента. Рассчитаем энергопотребление буровой установки в каждом из этих режимов.

Расчёты произведем по формулам 2.1 - 2.3, результаты оформим в виде таблиц:

Таблица 2.1

Расчет электрических нагрузок буровой на стороне 0,69 кВ
при бурении забойным двигателем

Таблица 2.2

Расчет электрических нагрузок буровой на стороне 0,69 кВ
при верхним приводом

Таблица 2.3

Расчет электрических нагрузок буровой на стороне 0,69 кВ
при подъеме и спуске оборудования

Проанализировав энергопотребление на стороне 0,69кВ в различных режимах работы, примем максимальное значение потребляемой мощности:

Ppасч0,69 = 2300 кВт

Qрасч0,69 = 576,4 кВар

Sрасч0,69 = 2371,1 кВА

Для потребителей на стороне 0,4кВ из технологии возьмем коэффициент спроса Кс=0,65. Расчет представлен в таблице 2.4

Таблица 2.4

Расчет электрических нагрузок буровой на стороне 0,4кВ

Расчет электрических нагрузок КТПН на стороне 0,4кВ представлен в табл. 2.5

Таблица 2.5

Расчет электрических нагрузок КТПН 6/ 0,4кВ

2.2 Выбор числа и мощности трансформаторов буровой установки на напряжение 0,69кВ

Электроприёмники первой категории - электроприёмники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, угрозу для безопасности государства, значительный материальный ущерб, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства, объектов связи и телевидения.

Из состава электроприёмников первой категории выделяется особая группа электроприёмников, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов и пожаров.

Электроприёмники второй категории - электроприёмники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей.

Электроприёмники третьей категории - все остальные электроприёмники, не подпадающие под определения первой и второй категорий.

Для электроснабжения потребителей I и II категорий надежности должны быть предусмотрены два независимых источника электроснабжения, для потребителей III категории достаточно одного источника.

Потребители на стороне 0,69кВ относятся к третьей категории надежности электроснабжения, поскольку они не содержат признаков ни первой, ни второй категорий.

Число трансформаторов выбирается из соображений надежности в зависимости от категории электроснабжения потребителей. Поэтому в качестве источника питания с учетом всех допущений выберем двухобмоточный трансформатор типа ТМ-2500/6/0,69 [2], соответствующий ГОСТ 11920-73. Данные трансформаторов сведем в табл.2.6.

Таблица 2.6

Параметры трансформаторов ТМ - 2500/6/0,69

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

Для тр-ра ТМ-2500/0,69:

ДР = 2500 * 0,02 = 50 кВт,

ДQ = 2500 * 0,1 = 250 кВар.

кВА < 2500 кВА

Следовательно, данный тип трансформаторов удовлетворяет нашим требованиям.

Коэффициент загрузки трансформатора:

(2.2)

2.3 Выбор числа и мощности трансформаторов буровой установки на напряжение 0,4 кВ

В случае прекращении электроснабжения основных механизмов буровой установки возможно заклинивание буровой колонны. Это может привести к нарушению технологического процесса. Для снижения вероятности наступления данного события проектом предусмотрено использование РПД. При помощи регулятора подачи долота производится постоянное движение колонны, что значительно снижает вероятность зацепа. Двигатель РПД подключен к шинам 0,4 кВ, поэтому в проекте предусмотрено 2 источника электроснабжения.

В качестве основного источника выберем двухобмоточный трансформатор типа ТМ-630/6/0,4 [2], соответствующий ГОСТ 11920-73. Данные трансформаторов сведем в табл.2.7

В качестве резервного источника питания предусмотрен дизель-генератор, рассчитанный на питание потребителей II категории. Вся прочая нагрузка в аварийном режиме автоматически отключается.

Таблица 2.7

Параметры трансформаторов ТМ - 630/6/0,4

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

Для тр-ра ТМ-630/0,4:

ДР = 630 * 0,02 = 12,6 кВт,

ДQ = 630 * 0,1 = 63 кВар.

Тогда полная мощность двигателей с учетом потерь в трансформаторах составит:

кВА < 630 кВА

Следовательно, данный тип трансформаторов удовлетворяет нашим требованиям.

Коэффициент загрузки трансформатора:

2.4 Выбор числа и мощности трансформаторов КТПН 6/0,4

Все потребители являются потребителями III категории. Выберем в качестве источника энергоснабжения комплектную трансформаторную подстанцию 6/0,4 кВ с трансформатором мощностью 630кВА.

Таблица 2.8

Параметры трансформаторов ТМ - 630/6/0,4

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

Для тр-ра ТМ-630/0,4:

ДР = 630 * 0,02 = 12,6 кВт,

ДQ = 630 * 0,1 = 63 кВар.

Тогда полная мощность потребителей с учетом потерь в трансформаторах составит:

кВА < 630 кВА

Следовательно, данный тип трансформаторов удовлетворяет нашим требованиям.

Коэффициент загрузки трансформатора:

3. ВЫБОР ВЫСОКОВОЛЬТНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

3.1 Выбор сечений проводов и кабелей

Выбор сечения проводов и кабелей производят в зависимости от ряда технических и экономических факторов. Произведем выбор сечений по расчетным токам. За расчетные токи потребителей примем их номинальные значения.

Для трансформаторов номинальный ток определится:

(3.1)

где Sном - мощность подключаемой к трансформатору нагрузки, кВ·А;

Uном - номинальное напряжение, кВ.

Номинальный ток трансформатора ТМ - 2500/6/0,69 на стороне 6кВ:

А

Аналогичным образом произведем расчет для ТМ - 630/6/0,4 и для
КТПН-630 6/0,4:

А

Тогда ток в линии, питающей буровую, будет складываться из токов всех трансформаторов подключенных к ней, и составит:

I = I1 + … + In (3.2)

Iвл = Iном2500 + Iном630 + Iном630 = 240 + 60 + 60 = 360 А

Iкл = Iном2500 + Iном630 = 240 + 60 = 300 А

Выбор сечений проводов ВЛ-6кВ произведем по экономической плотности [1].

Экономически целесообразное сечение:

(3.4)

где Iрасч - расчетный ток линии на пятом году ее эксплуатации, А;

jэк - экономическая плотность тока, jэк = 1,5 А/мм2.

(3.5)

мм2

Из полученных данных выберем провод марки АС-185/29 [2].

Условие проверки по допустимой токовой нагрузке по нагреву:

Iрасч ? Iдоп или 286,5А ? 520А.

Выбранное сечение провода удовлетворяет условиям нагрева.

Номинальный ток для трехфазных потребителей определится:

(3.6)

где Рном - номинальная мощность электродвигателя, кВт;

Uном - номинальное напряжение, кВ;

cosц - коэффициент мощности электродвигателя.

Для двигателей верхнего привода:

Проверку по экономической плотности тока допускается не проводить для временных сооружений и для потребителей, работающих на напряжении до 1кВ. Поэтому кабельную линию и кабели для двигателей СВП проводить не будем.

Таблица 3.1

Выбор сечений и марки силовых кабелей и шинопроводов

3.2 Выбор ячеек КРУН-6 кВ

Для комплектования КРУН-1 и КРУН-2 выберем комплектное распределительное устройство наружной установки КРУН-12ПП, изготовляемые ОАО «Промэлектроавтоматика» [5]. КСО предназначены для применения в системах электроснабжения служб нефтяной промышленности и состоит из шести ячеек.

Напряжение подводится отдельными ответвлениями: к ячейке №1 трансформатора ТС вспомогательных приводов и к ячейке ввода №3. В ячейке №2 установлены измерительный трансформатор напряжения ТН, контрольно измерительная аппаратура. В ячейке №3 устанавливаются разъединители и вакуумный выключатель ВВ ввода, через который подается напряжение на шины ячеек № 4, 5 и 6 отходящих фидеров.

3.3 Выбор ячеек КТПН-6 кВ

Для электроснабжения вагон городка выберем комплектную трансформаторную подстанцию наружной установки типа КТПН-Ин1 6/0,4 кВ производства ОАО "Московский Завод "Электрощит".

КТПН-Ин1 6/0,4 кВ представляет собой трансформаторную подстанцию тупикового типа наружной установки с одним трансформатором, с воздушными, кабельными или совмещенными вводами УВН, кабельными выводами РУНН.

В КТПН предусмотрены блокировки, обеспечивающие надежную работу оборудования и безопасность обслуживающего персонала.

Корпуса блоков выполнены в антивандальном исполнении, изготовлены из стального оцинкованного листа толщиной 1,5 мм с порошковым полимерным покрытием, имеют теплоизоляцию из минераловатного утеплителя.

В модулях (кроме трансформаторного) установлены обогреватели с автоматической системой поддержания температуры, что обеспечивает комфортные условия для обслуживающего персонала и экономное потребление энергии на собственные нужды. В модулях предусмотрена естественная вентиляция.

Номинальные значения климатических факторов по ГОСТ 15543.1-89 и ГОСТ 15150-69, при этом:

высота над уровнем моря не более 1 ООО м;

температура окружающего воздуха от плюс 40 °С до минус 60 °С. Температура воздуха внутри КТПН должна поддерживаться не ниже плюс 5 °С;

средняя относительная влажность воздуха при эксплуатации не более 80 % при температуре плюс 20 °С;

окружающая среда - атмосфера типа II по ГОСТ 15150, при этом должна быть взрыво и пожаробезопасной, не содержащей токопроводящей пыли, агрессивных газов и паров в концентрациях, снижающих параметры КТПН.

3.4 Расчет токов КЗ

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

На рис.3.1 приведена расчетная схема замещения.

Произведем расчет в именованных единицах, приняв за основную:

1. Sном С=1500 МВА;

2. UБ = 6,3 кВ;

3. xном C = 2,3.

Определим сопротивление энергосистемы:

(3.7)

где Uб - основная ступень напряжения, кВ;

Sном С -мощность КЗ энергосистемы.

Рис.3.1. Расчетная схема замещения

Сопротивление проводов и кабелей можно рассчитать по формуле:

, (3.8)

где r0 - активное сопротивление провода;

х0 - реактивное сопротивление провода;

l - длина воздушной линии.

Для провода АС185/29 r0=0,14 Ом/км, х0=0,39 Ом/км, l = 1 км:

Для кабеля КГЭ-ХЛ 3x95 r0=0,33 Ом/км, х0=0,06 Ом/км, l = 0,2 км:

Сопротивление силового трансформатора:

, (3.9)

где uk - напряжение короткого замыкания (см. табл. 2.3 и табл.2.4);

Sном - мощность трансформатора (см. табл. 2.3 и табл.2.4).

Сопротивление трансформатора ТМ-2500/6 /0,69:

Ом.

Ом.

Преобразованная схема замещения представлена на рис. 3.2

Рис.3.2. Преобразованная схема замещения

Сопротивление КЗ будет равно сумме сопротивлений от сопротивления системы до точки КЗ:

Xk = У(Xc..Xn) (3.10)

Действующее значение тока КЗ (для момента начала КЗ t=0 с) в точке можно найти по формуле:

, (3.11)

где Xk - сопротивление цепи питания точки КЗ.

Найдем ударный ток КЗ:

, (3.12)

где kуд=1,8 - ударный коэффициент.

Двухфазное КЗ является несимметричным, поэтому для определения начального действующего значения тока Iк(2), при двухфазном КЗ в точке К-1 необходимо знать не только сопротивления прямой, но и сопротивления обратной последовательности элементов расчетной схемы, но в нашем случае - в целях упрощения расчетов сопротивления элементов схемы замещения обратной последовательности, принимаются равными сопротивлениям схемы замещения прямой последовательности (х1к = х2к), тогда для точки К-1:

(3.13)

Определим токи КЗ в точке К1:

XKmax = XCmax + XВЛ = 0,061 + 0,414 = 0,475

А.

А

А

Остальные расчет проделаем аналогичным образом, результаты расчетов токов КЗ занесем в табл. 3.2

Таблица 3.2

Результаты расчета токов КЗ

3.5 Выбор шин

В качестве сборных шин выбраны алюминиевые шины прямоугольного сечения размером 30х4 мм. Длительно допустимый ток при одной полосе на фазу составляет Iдоп =365 А. Условие выбора:

,

Проверим шины на электродинамическую стойкость к токам КЗ. Шину, закрепленную на изоляторах, можно рассматривать как многопролетную балку. Наибольшее напряжение в металле при изгибе:

(3.14)

где М - изгибающий момент, создаваемый ударным током КЗ, Н?м;

W - момент сопротивления, м3.

Изгибающий момент для равномерно нагруженной многопролетной балки равен:

(3.15)

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

- расстояние между опорными изоляторами,

Момент сопротивления при расположении шин плашмя:

(3.16)

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

м3

Наибольшее электродинамическое усилие:

(3.17)

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

- коэффициент формы, =1,1.

Проверим для точки К-1:

Н

Для точки К-2 проверять не будем, поскольку ударный ток в ней меньше на 20%.

Тогда изгибающий момент для равномерно нагруженной многопролетной балки определим по формуле (3.45):

Н·м

Тогда наибольшее напряжение в металле при изгибе:

МПа

Допустимое напряжение при изгибе для алюминиевых шин 70 МПа.

у = 2,5 МПа ? удоп = 70 МПа

Следовательно, выбранные шины удовлетворяют условиям электродинамической стойкости.

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

(3.18)

где - пролет шины, =1,1 м;

- модуль упругости материала шин, для алюминия =7,2?1010 Н/м2;

- масса единицы длины шины, = 0,802 кг/м;

- момент инерции сечения шин относительно оси изгиба.

(3.19)

Гц

Т. к. > 50 Гц, то явление резонанса не учитываем.

Таким образом, выбранные шинопроводы и сборные шины удовлетворяют условиям электродинамической стойкости.

Проверим шины на термическую стойкость к токам КЗ.

Минимально допустимое сечение алюминиевых шин:

(3.20)

где - периодическая составляющая тока КЗ в точке КЗ;

- приведенное время КЗ.

(3.21)

где - время действия апериодической составляющей времени КЗ;

- время действия периодической составляющей времени КЗ.

Для времени отключения КЗ и в” = 1:

Отсюда термически стойкое сечение шин:

мм2

Выбранные шины удовлетворяют условиям термической стойкости, т.к. Fш * Fт, или 30*4 =120 мм2 * 69 мм2

3.6 Выбор выключателей

Высоковольтные выключатели выбираются:

по напряжению (Uc ? Uном);

по номинальному току отключения (Iп0 ? Iоткл);

по термической стойкости (Bк ? I?2tп);

по электродинамической стойкости (iуд ? iдин).

Расчетные величины необходимые для выбора высоковольтных выключателей КРУН КТПН сведены в табл. 3.2.

Номинальный ток отключения, для выключателя - это ток КЗ (Iп0), который находится по табл. 3.1

Далее находим тепловой импульс для выключателя Q1.

, (3.22)

где Iп0=7,2 кА - действующее значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ в точке К-1;

tоткл=0,16 с - время отключения вводного выключателя;

кА2с

Поскольку требования предъявляемые к выключателю Q1 самые высокие, остальные выключатели выберем по тем же параметрамДля КРУН и КТПН выберем выключатели внутренней установки - типа ВВ/TEL-10-20/630.

Таблица 3.3

Выбор высоковольтных выключателей

3.7 Выбор разъединителей

Выбор разъединителей производим на основе сравнения расчетных и каталожных данных, для чего составим табл.3.4 [2].

Таблица 3.4

Выбор разъединителей

3.8 Выбор ограничителей перенапряжения

На стороне низшего напряжения 6кВ выбираем ОПНп_6/29 У1, минимальное пробивное напряжение Uпр=6,9 кВ, максимальное Uпр=12,9 кВ.

3.9 Выбор трансформаторов тока

Для выбора трансформаторов тока составим табл. 3.5 [2].

Таблица 3.5

Выбор трансформаторов тока

3.10 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения выбирают по номинальному первичному напряжению, классу точности, схеме соединения обмоток и конструктивному исполнению. Условия выбора, расчетные и каталожные данные приведены в табл. 3.6 [2].

Таблица 3.6

Выбор трансформаторов напряжения

3.11 Выбор предохранителей

Плавкими предохранители обеспечивают защиту трансформаторов напряжения. Для их защиты выберем предохранители типа ПКТ 101-6-10-16 У1, технические данные которого представлены в табл. 3.7 [2].

Таблица 3.7

Выбор предохранителей

3.12 Выбор трансформатора собственных нужд

Для обеспечения собственных нужд подстанции выберем 2 трансформатора марки ТМ-100/6.

Параметры выбранного трансформатора:

Uном=6 кВ, Sном=100 кВ·А.

4. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА

4.1 Защита сетей 6Кв

Для обеспечения нормальной работы подстанции буровой установки предусмотрены релейные защиты трансформаторов, воздушных и кабельных линий и другого оборудования, входящего в состав сети. Питание оперативных цепей защит, автоматики, управления и сигнализации осуществляется от трансформаторов собственных нужд.

Согласно ПУЭ для трансформаторов предусмотрены защиты от:

- многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

- однофазных замыканий в обмотках;

- витковых замыканий;

- внешних КЗ;

- перегрузки;

- пониженного уровня масла.

Для защиты линий предусматриваются защиты от:

- многофазных замыканий;

- однофазных замыканий на землю.

Защиту от многофазных замыканий исполняют в двухфазном исполнении. На линии с односторонним питанием устанавливают 2-х ступенчатую защиту. Первая ступень - токовая отсечка, вторая ступень - МТЗ. Если указанные защиты не обеспечивают селективность и необходимую чувствительность, то применяют дистанционную или дифференциальную защиту.

Несмотря на высокую надежность выполнения сборных шин подстанций и редкость возникновения на них коротких замыканий, необходимо учитывать, что повреждение сборных шин связанно с перерывом электроснабжения всех потребителей, подключенных к данным шинам.

Размеры повреждений во многом зависят от того, на сколько быстро произведено отключение сборных шин

Защита сборных шин подстанций в сетях с заземленной нейтралью выполняется от междуфазных замыканий, однофазных и многофазных замыканий на землю.

На подстанции могут возникать перенапряжения. Для защиты от перенапряжений применяются молниеотводы, вентильные и трубчатые разрядники, ограничители перенапряжения

4.2 Функциональные особенности микропроцессорных устройств

Для защиты, управления, автоматики, сигнализации сети выберем микропроцессорные цифровые устройства (далее терминалы) производства «Schaeder Автоматизация».

Применение терминалов позволяет, кроме необходимого набора защит и автоматики, использовать широкий набор дополнительных функций, имеющийся в терминалах. Отличием цифровых терминалов защиты и автоматики является цифровая обработка информации, постоянный контроль исправности устройств в целом и возможность прямого включения таких устройств в системы АСУ ТП электроснабжения без дополнительных элементов обработки информации. Кроме того, терминалы не требуют традиционного обслуживания и регулировок, повышают надежность работы устройства в целом и сокращают затраты на обслуживание.

Отдельный терминал представляет комплект необходимых элементов для защиты и управления силовых трансформаторов, отходящей линии 6кВ, секционного выключателя, шинного трансформатора напряжения, вводного выключателя, с выдачей управляющих воздействий на силовой выключатель по цепи включения и отключения, также выдачу сигналов на схему звуковой и световой сигнализации.

Конструктивно терминал выполнен в виде двухъярусной кассеты, установленной в закрытом металлическом корпусе. На задней стороне корпуса терминала расположены разъемы подключения оперативных цепей сигнализации и питания терминала, а также клеммник подключения цепей тока и разъем последовательного порта для подключения терминала в информационную сеть АСУТП или к персональному компьютеру, для настройки уставок защиты, логики работы устройств.

Все цепи РЗА, включая промежуточные реле оперативных цепей и цепей сигнализации, являются необслуживаемыми элементами с точки зрения механических и электрических регулировок.

Кроме отключения выключателя от защиты терминала, в схему управления выключателя посредством воздействия на приемные реле терминала могут быть введены сигналы устройств РЗА (АЧР, блокирование защиты по напряжению, защиты возбудительных устройств и др.).

Приемные и логические цепи терминала защищены от электромагнитного влияния электроустановок и не требуют специальных мер исключения ложной работы при эксплуатации.

Срабатывание терминала на отключение или на сигнал от собственных защит, или при внешнем воздействии, фиксируется светодиодной сигнализацией с сохранением информации при сбоях оперативного питания. Выставление уставок и логики работы защиты и автоматики терминала, а также просмотр параметров аварийного режима, просмотр состояния (срабатывания) приемных и выходных реле терминала, сигнализация аварийного режима, производится с помощью кнопок на лицевой панели, расположенной в верхней части терминала.

4.3 Защита, управление, автоматика и сигнализация силовых трансформаторов

Защита, управление, автоматика и сигнализация каждого силового трансформатора осуществляется микропроцессорным устройствам, устанавливаемым на одной панели.

Панель с размещенными на ней микропроцессорам и другим вспомогательным оборудованием, полной заводской готовности поставляются ООО «Автоматизация».

Установленный терминал SPAC-810 Т реализует следующие функции:

управление силовым выключателем;

готовую защиту силового трансформатора первой и второй ступени с действием на отключение или сигнал;

газовую защиту устройства РПН с действием на отключение;

резервную МТЗ с блокировкой по напряжению;

автоматическое включение охлаждения трансформатора;

автоматическое повторное включение (АПВ).

4.4 Защита, управление, автоматика и сигнализация основных присоединений