Организация схемы энергоснабжения нефтяного месторождения из энергосистемы ОАО "Тюменьэнерго"
Анализ схемы и техническое обоснование ввода в действие электрической подстанции по обеспечению электроэнергией потребителей нефтяного района от энергосистемы ОАО "Тюменьэнерго". Расчет проекта и сравнение схем подключения газотурбинной электростанции.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 08.12.2011 |
| Размер файла | 527,0 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
7.2.6 Выбор ТТ в ячейки трансформатора связи
Предварительно в ячеек вводов 6кВ назначается трансформатор тока типа ТЛК-10-2000 - 0,5/10Р. Расчетные и каталожные данные сведены в таблицу 7.9.
Таблица 7.9
|
Расчетные данные |
Трансформатор тока ТЛШ-10-1 |
|
|
Uуст = 6,3 кВ |
Uном = 10 кВ |
|
|
Iдоп = 1466 А |
Iном = 2000 А |
|
|
iу1 = 60,05 кА |
iдин = 100 кА |
|
|
Bк = 99,9 кА2с |
2976,75 кА2с |
Расчетные данные не превышают каталожные данные, поэтому окончательно принимаем к установке выбранный трансформатор тока.
Класс точности измерительной обмотки 0.5, коэффициент трансформации 2000/5.
Проверка ТТ по вторичной нагрузке проводится используя формулы (7.1), (7.2), (7.4), Список и параметры приборов, подключенных к трансформатору, приведены в таблице 7.10.
Таблица 7.10
|
Прибор |
Тип датчика |
Нагрузка фазы, В•А |
|||
|
А |
В |
С |
|||
|
Амперметр Ваттметр Варметр Счетчик активной энергии Счетчик реактивной энергии |
ЭП 8527/15 Е849/9 Е849/9 ЦЭ6805В ЦЭ6811 |
0,25 0,25 0,25 0,2 0,3 |
0,25 - - 0,2 0,3 |
0,25 0,25 0,25 0,2 0,3 |
|
|
Итого: |
1,25 |
0,75 |
1,25 |
Трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому lрасч = l = 40м, тогда:
Принимаем контрольный кабель АКРВГ с алюминиевыми жилами сечением 5 мм2 по условиям механической прочности.
7.3 Выбор ТТ и ТН в ОРУ 110 кВ
7.3.1 Выбор ТТ на стороне 110 кВ
На ОРУ предварительно назначается однотипные ТТ типа ТФЗМ - 110 Б - 1У1. Выбор производим по наибольшему току рабочего режима. Выбираем ТТ на ток 1000 А - первичной цепи. Токи трехфазного к.з. взяты из П.6 для точки К1. Расчетные каталожные данные сведены в таблицу 7.11.
Таблица 7.11
|
Расчетные данные |
Трансформатор тока ТФЗМ-110Б-1У1 |
|
|
Uуст = 110 кВ |
Uном = 110 кВ |
|
|
Iдоп = 184 А |
Iном = 300 А |
|
|
iу1 = 8,68 кА |
iдин = 63 кА |
|
|
Bк = 2,5 кА2с |
507 кА2с |
Расчетные данные не превышают каталожные данные, поэтому окончательно принимаем к установке выбранный трансформатор тока.
Класс точности измерительной обмотки 0.5, коэффициент трансформации 300/5.
Проверка ТТ по вторичной нагрузке проводится используя формулы (7.1), (7.2), (7.4), Список и параметры приборов, подключенных к трансформатору, приведены в таблице 7.12.
Таблица 7.12
|
Прибор |
Тип датчика |
Нагрузка фазы, В•А |
|||
|
А |
В |
С |
|||
|
Амперметр Ваттметр Варметр Счетчик активной энергии Счетчик реактивной энергии |
ЭП 8527/15 Е849/9 Е849/9 ЦЭ6805В ЦЭ6811 |
0,25 0,2 0,2 0,2 0,3 |
0,25 - - 0,2 0,3 |
0,25 0,2 0,2 0,2 0,3 |
|
|
Итого: |
1,15 |
0,75 |
1,15 |
Из таблицы 7.12 видно, что наиболее загружен трансформатор тока фазы А и С. Общее сопротивление приборов и допустимое сопротивление проводов:
Трансформаторы тока соединены в полную звезду, поэтому lрасч = l = 75м, тогда:
Принимаем контрольный кабель АКРВГ с алюминиевыми жилами сечением 4 мм2 по условиям механической прочности.
7.3.2 Выбор трансформаторов напряжения на стороне 110 кВ
Трансформатор устанавливается на каждом вводе к трансформатору. Принимаем тип трансформатора напряжения НКФ - 110 - 58 У1, Uном = 110 кВ, Sном = 400 ВА в классе точности 0,5. Подсчет вторичной нагрузки приведено в таблице 7.13.
Таблица 7.13
|
Прибор |
Тип датчика |
S одной обмотки, ВА |
Число обмоток |
cos |
sin |
Число приборов |
Потребляемая мощность |
||
|
P, Вт |
Q, Вар |
||||||||
ВольтметрВаттметрВарметрСчетчик активной энергииСчетчик реактивной мощности |
ЭП 8527/13Е 849/9Е 849/9ЦЭ 6805ВЦЭ 6811 |
1,51,51,511 |
12233 |
11011 |
00100 |
22222 |
36066 |
--6-- |
|
|
Итого |
21 |
6 |
Вторичная нагрузка:
Мощность трансформатора напряжения:
Следовательно, трансформатор будет работать в классе точности - 0,5, необходимом для присоединения счётчиков энергии. Для соединения измерительного трансформатора с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 2,5 мм2.
7.4 Выбор ТТ и ТН в ОРУ 35 кВ
7.4.1 Выбор ТТ на стороне 35 кВ трансформатора связи и трансформатора ТДТН-25000/110
На ОРУ предварительно назначается однотипные ТТ типа ТВ-35-III-600/5 встроенные в выключатель типа ВБЭТ-35-II-25/630 установленные в РУ. Проверку производим по наибольшему току рабочего режима. Расчетные каталожные данные сведены в таблицу 7.14.
Таблица 7.14
|
Расчетные данные |
Трансформатор токаТВ-35-III-600/5 |
|
|
Uуст = 35 кВ |
Uном = 35 кВ |
|
|
Iдоп = 264 А |
Iном = 600 А |
|
|
iу1 = 17,62 кА |
iдин = 30 кА |
|
|
Bк = 12,61 кА2с |
2500 кА2с |
Расчетные данные не превышают каталожные данные, поэтому окончательно принимаем к установке выбранный трансформатор тока.
Класс точности измерительной обмотки 0.5, коэффициент трансформации 600/5.
Проверка ТТ по вторичной нагрузке проводится используя формулы (7.1), (7.2), (7.4), Список и параметры приборов, подключенных к трансформатору, приведены в таблице 7.15.
Таблица 7.15
|
Прибор |
Тип датчика |
Нагрузка фазы, В•А |
|||
|
А |
В |
С |
|||
|
Амперметр Ваттметр Варметр Счетчик активной энергии Счетчик реактивной энергии |
ЭП 8527/15 Е849/9 Е849/9 ЦЭ6805В ЦЭ6811 |
0,25 0,2 0,2 0,2 0,3 |
0,25 - - 0,2 0,3 |
0,25 0,2 0,2 0,2 0,3 |
|
|
Итого: |
1,15 |
0,75 |
1,15 |
Из таблицы 7.15 видно, что наиболее загружен трансформатор тока фазы А и С. Общее сопротивление приборов и допустимое сопротивление проводов:
Трансформаторы тока соединены а полную звезду, поэтому lрасч = l = 50м, тогда:
Принимаем контрольный кабель АКРВГ с алюминиевыми жилами сечением 6 мм2 по условиям механической прочности.
7.4.2 Выбор трансформаторов напряжения на сборные шины 35 кВ
Трансформатор устанавливается на каждую секцию. Принимаем тип трансформатора напряжения НАМИ-35, Uном = 35 кВ, Sном = 360 ВА в классе точности 0,5. Подсчет вторичной нагрузки приведено в таблице 7.16.
Таблица 7.16
|
Прибор |
Тип датчика |
S одной обмотки, ВА |
Число обмоток |
cos |
sin |
Число приборов |
Потребляемая мощность |
||
|
P, Вт |
Q, Вар |
||||||||
|
Вольтметр Ваттметр Варметр Счетчик активной энергии Счетчик реактивной мощности |
ЭП 8527/13 Е 849/9 Е 849/9 ЦЭ 6805В ЦЭ 6811 |
1,5 1,5 1,5 1 1 |
1 2 2 3 3 |
1 1 0 1 1 |
0 0 1 0 0 |
2 2 2 2 2 |
3 6 0 6 6 |
- - 6 - - |
|
|
Итого |
21 |
6 |
Вторичная нагрузка:
Мощность трансформатора напряжения:
Следовательно, трансформатор будет работать в классе точности - 0,5, необходимом для присоединения счётчиков энергии. Для соединения измерительного трансформатора с приборами принимаем контрольный кабель АКРВГ с сечением жил 2,5 мм2.
7.4.3 Выбор ТТ в отходящие линии на стороне 35 кВ
На ОРУ принимаем однотипные ТТ типа ТВ-35-III-600/5 встроенные в выключатель типа ВБЭТ-35-II-25/630 установленные в РУ. Проверку производим по наибольшему току рабочего режима. Расчетные каталожные данные сведены в таблицу 7.17.
Таблица 7.17
|
Расчетные данные |
Трансформатор токаТВ-35-III-600/5 |
|
|
Uуст = 35 кВ |
Uном = 35 кВ |
|
|
Iдоп = 264 А |
Iном = 600 А |
|
|
iу1 = 17,62 кА |
iдин = 30 кА |
|
|
Bк = 12,61 кА2с |
2500 кА2с |
Расчетные данные не превышают каталожные данные, поэтому окончательно принимаем к установке выбранный трансформатор тока.
Класс точности измерительной обмотки 0.5, коэффициент трансформации 600/5.
Проверка ТТ по вторичной нагрузке проводится используя формулы (7.1), (7.2), (7.4), Список и параметры приборов, подключенных к трансформатору, приведены в таблице 7.18.
Таблица 7.18
|
Прибор |
Тип датчика |
Нагрузка фазы, В•А |
|||
|
А |
В |
С |
|||
|
Амперметр Счетчик активной энергии Счетчик реактивной энергии |
ЭП 8527/15 ЦЭ6805В ЦЭ6811 |
0,25 0,2 0,3 |
0,25 0,2 0,3 |
0,25 0,2 0,3 |
|
|
Итого: |
0,75 |
0,75 |
0,75 |
Из таблицы 7.18 видно, что наиболее загружен трансформатор тока фазы А и С. Общее сопротивление приборов и допустимое сопротивление проводов:
Трансформаторы тока соединены а полную звезду, поэтому lрасч = l = 50м, тогда:
Принимаем контрольный кабель АКРВГ с алюминиевыми жилами сечением 5 мм2 по условиям механической прочности.
7.5 Выбор ТТ и ТН в распределительное устройство потребителей на 6 кВ
7.5.1 Выбор ТТ в цепи ввода трансформатора ТДТН-25000/110 на стороне 6кВ
Предварительно устанавливаются трансформаторы тока типа ТЛК-10-1500- 0,5/10Р для включения измерительных приборов и релейной защиты. Расчетные каталожные данные сведены в таблицу 7.19.
Таблица 7.19
|
Расчетные данные |
Трансформатор тока ТЛК-10-1 |
|
|
Uуст = 6,3 кВ |
Uном = 10 кВ |
|
|
Iдоп = 1466 А |
Iном = 1500 А |
|
|
iу1 = 60,05 кА |
iдин = 81 кА |
|
|
Bк = 99,9 кА2с |
2976,75 кА2с |
Расчетные данные не превышают каталожные данные, поэтому окончательно принимаем к установке выбранный трансформатор тока.
Класс точности измерительной обмотки 0.5, коэффициент трансформации 1500/5.
Проверка ТТ по вторичной нагрузке проводится используя формулы (7.1), (7.2), (7.4), Список и параметры приборов, подключенных к трансформатору, приведены в таблице 7.20.
Таблица 7.20
|
Прибор |
Тип датчика |
Нагрузка фазы, В•А |
|||
|
А |
В |
С |
|||
|
Амперметр Ваттметр Варметр Счетчик активной энергии Счетчик реактивной энергии |
ЭП 8527/15 Е849/9 Е849/9 ЦЭ6805В ЦЭ6811 |
0,25 0,2 0,2 0,2 0,3 |
0,25 - - 0,2 0,3 |
0,25 0,2 0,2 0,2 0,3 |
|
|
Итого: |
1,15 |
0,75 |
1,15 |
Трансформаторы тока соединены а полную звезду, поэтому lрасч = l = 20м, тогда:
Принимаем контрольный кабель АКРВГ с алюминиевыми жилами сечением 4мм2 по условиям механической прочности.
7.5.2 Выбор трансформаторов напряжения на сборных шинах 6 кВ
На секциях 6 кВ устанавливаем трансформатор напряжения НАМИТ-10-2, Uном = 6 кВ, S2ном = 200 ВА в классе точности 0,5 с двумя вторичными обмотками, одна соединена в звезду и к ней присоединены катушки напряжения приборов, вторая - разомкнутый треугольник, используется для контроля изоляции.
Трансформатор напряжения устанавливается на каждую секцию сборных шин.
Перечень приборов вторичной нагрузки приведен в таблица 7.21.
Таблица 7.21
|
Прибор |
Тип датчика |
S одной обмотки, ВА |
Число обмоток |
cos |
sin |
Число приборов |
Потребляемая мощность |
||
|
P, Вт |
Q, Вар |
||||||||
ВольтметрВольтметр с переключателемВаттметрСчетчик активной энергии |
ЭП 8527/13ЭП 8527/13Е 849/9ЦЭ 6805В |
1,51,5ф.А.С-3,5;ф.В. - 0,21 |
1133 |
1111 |
0000 |
11112 |
1,51,57,236 |
---- |
|
|
Итого |
46,2 |
- |
Вторичная нагрузка:
Трансформатор напряжения, соединенных в звезду имеют мощность 200 ВА, что больше S2.
Таким образом выбранный трансформатор НАМИТ-10-2 будет работать в классе точности - 0,5, необходимом для присоединения счётчиков энергии.
Принимаем контрольный кабель АКРВГ с алюминиевыми жилами сечением 2,5мм2 по условиям механической прочности.
7.5.3 Выбор ТТ в цепи потребителей подключенных к шинам 6 кВ
Предварительно в ячеек ТСН и цепи двигателей назначается трансформатор тока типа ТЛК-10-300- 0,5/10Р. Расчетные и каталожные данные сведены в таблицу 7.22.
Таблица 7.22
|
Расчетные данные |
Трансформатор тока ТЛК-10-1 |
|
|
Uуст = 6,3 кВ |
Uном = 10 кВ |
|
|
Iдоп = 223 А |
Iном = 600 А |
|
|
iу1 = 60,05 кА |
iдин = 81 кА |
|
|
Bк = 99,9 кА2с |
2976,75 кА2с |
Расчетные данные не превышают каталожные данные, поэтому окончательно принимаем к установке выбранный трансформатор тока.
Класс точности измерительной обмотки 0.5, коэффициент трансформации 600/5.
Проверим вторичную нагрузку выбранного трансформатора тока. Список и параметры приборов, подключенных к трансформатору, приведены в таблице 7.23.
Таблица 7.23
|
Прибор |
Тип датчика |
Нагрузка фазы, В•А |
|||
|
А |
В |
С |
|||
|
Амперметр Счетчик активной энергии Счетчик реактивной энергии |
ЭП 8527/15 ЦЭ6805В ЦЭ6811 |
0,25 0,2 0,3 |
0,25 0,2 0,3 |
0,25 0,2 0,3 |
|
|
Итого: |
0,75 |
0,75 |
0,75 |
Трансформаторы тока соединены а полную звезду, поэтому
lрасч = l = 6 м, тогда:
Принимаем контрольный кабель АКРВГ с алюминиевыми жилами сечением 4мм2 по условиям механической прочности.
8. Защита подстанции и ГТЭС от прямых ударов молний и волн перенапряжения набегающих с ЛЭП
8.1 Защита подстанции и ГТЭС от волн перенапряжения набегающих с ЛЭП
Для защиты электрического оборудования от волн перенапряжения набегающих с ЛЭП используются ОПН.
Предназначены для защиты двигателей, трансформаторов, воздушных и кабельных сетей от атмосферных и коммутационных перенапряжений.
Преимущества по сравнению с вентильными разрядниками:
- Более глубокий уровень ограничения атмосферных перенапряжений
- Эффективное ограничение коммутационных перенапряжений
- Стабильность характеристик
- Непрерывное подключение резисторов ОПН к защищаемой сети
- Отсутствие сопровождающего тока и высокий коммутационный ресурс
- Взрывобезопасность
- Эксплуатация без обслуживания и ремонта в течении всего срока службы
- Малые габариты, вес и стоимость.
На ОРУ подлежат защите следующие объекты: трансформаторы напряжения, силовые трансформаторы, ЛЭП и сборные шины.
Около каждого вакуумного выключателя устанавливается разрядник, для уменьшения коммутационных перенапряжений при отключении выключателя. Также подлежат защите генераторы и электродвигатели.
На ГТЭС используются ОПН на номинальное напряжение 6 кВ.
- в цепи двигателей используются ограничители перенапряжения типа ОПН - КР УХЛ2.
- в ячейке трансформатора напряжения устанавливаются ОПН типа ОПН - КС/TEL УХЛ2.
- в ячейке трансформатора собственных нужд устанавливаются ОПН типа ОПН - КС/TEL УХЛ2.
- в ячейке генератора устанавливаются ОПН типа ОПН - КС/TEL УХЛ2.
- в цепи трансформатора на вводе 6 кВ используются ограничители перенапряжения типа ОПН - КР УХЛ2.
На ОРУ - 35 кВ используются ОПН типа ОПН - У/TEL УХЛ1 на номинальное напряжение 35 кВ.
На ОРУ - 110 кВ используются ОПН типа ОПН - У/TEL УХЛ1 на номинальное напряжение 110 кВ.
На КРУ - 6 кВ используются ОПН типа ОПН - РС УХЛ1 на номинальное напряжение 6 кВ.
8.2 Защита подстанции и ГТЭС от прямых ударов молний
Молниезащита пожара и взырыво опасных зданий, сооружений, наружных установок, прожекторных матч выполнено в соответствии с “инструкцией по устройству молнии защиты зданий и сооружений”.
Здания и сооружения, относящиеся ко второй категории по устройству молнии защиты, защищены от прямых ударов молнии, вторичных проявлений молнии и заноса высоких потенциалов через надземные и подземные металлические коммуникации, а относящиеся к третей категории от прямых ударов молнии и заноса высоких потенциалов.
Наружные установки, относящиеся ко второй категории по устройству молнии защиты, защищены от прямых ударов молнии, вторичных проявлений молнии, а относящиеся к третей категории от прямых ударов молнии.
Защита от прямых ударов молнии осуществляется:
- установка молнии отводов на прожекторных мачтах на энергетических объектов, здания масло хозяйства, газорегуляторного пункта, корпуса ремонтно - технического обслуживания;
- использование в качестве молнии приёмника металлической кровли для здания дожимных компрессоров, блока насоса;
- присоединением металлических корпусов к заземлителю емкости площадка рессевиров, площадка сепораторов.
Для дымовой трубы установка молние приёмников не требуется достаточно обеспечить непрерывно электрическую связь её с заземлителем.
Токоотводы, соединяющие молнии отводы с заземлителями, прокладывается не реже, чем через каждые 25 метров по периметру здания, сооружения, и число должно быть не менее двух.
При невозможности использовать в качестве токоотводов металлоконструкции зданий и сооружений следует выполнить токоотводы сталью круглой диаметром не менее 6 мм. Токоотводы, прокладываемые по наружным стенам зданий, следует располагать не ближе, чем в трех метрах от входов или в местах, недоступных для прикосновения людей. При возможности механических повреждений токоотводы защитить уголком.
Соединения молниеприемников с токоотводами и токоотводов с заземлителями должны быть выполнены как правило сваркой, а при недопустимости выполнения огненных работ - болтовыми соединениями с переходным сопротивлением не более 0,05 Ом при обязательном ежегодном контроле последних перед началом грозового сезона.
Для защиты зданий, сооружений и наружных установок от вторичых проявлений молнии:
- металлические корпуса всего оборудования и аппаратов присоединить к заземляющему устройству;
- внутри здания между трубопроводами и другими протяженными метоллическими конструкциями в местах их взаимного сближения на расстояния менее 10 см. через каждые 30 м. приварить или припаять перемычки из стальной проволоки диаметром не менее 5 мм. или стальной ленты сечением не менее 24 мм2;
- во фланцевых соединениях трубопроводов внутри здания должна быть обеспечена нормальная затяжка не менее 4 болтов на каждый фланец.
Для защиты от заноса высоких потенциалов по внешним надземных и подземным коммуникациям на вводе в здания или сооружение их следует подсоединить к заземлителю защиты от прямых ударов молнии, а на ближайшей к вводу опоре - к заземляющему устройству (один вертикальный или горизонтальный электрод длиной не менее 5 м).
Для защиты людей от поражения электрическим током при повреждении изоляции все нетоковедущие части электрооборудования подлежат защитному заземлению (занулению). Для зануления используется нулевой провод, соединенный с глухозаземленной нейтралью трансформатора. В электроустановках до 1 кВ выполнено зануление, а свыше 1 кВ - заземление.
С целью уравнивания потенциалов в тех помещениях и наружных установках, в которых применяются заземления или зануления, и для защиты от статического электричества все строительные и производственные конструкции, стационарно проложенные трубопроводы всех назначений, металлические и электропроводные неметаллические корпуса оборудования, воздуховоды вентиляционных систем и кожухи термоизоляции трубопроводов и апортов должны представлять собой единую непрерывную электрическую цепь, которая, в пределах здания, должна быть присоеденина к сети заземления не менее, чем в двух точках. При этом контакты фланцевых соединений трубопроводов, аппаратов, корпусов с крышкой являются достаточными и не требуют дополнительных мер по созданию непрерывной электрической цепи.
Металлические вентиляционные короба и кожухи термоизоляции трубопроводов и аппаратов в пределах установки должны быть заземлены через каждые 40-50 м. с помощью стальных проводников или путем присоединения непосредственно к заземленным аппаратам и трубопроводам, на которых они смонтированы.
Защита от статического электричества трубопроводов, расположенных на эстакадах, обеспечивается путем присоединения их к заземляющему устройству.
Проектом предусматривается общее заземляющее устройства для защитного заземления, молниезащиты и защиты от статического электричества, состоящие из электродов (сталь круглая диаметр 12мм, длиной 5м), соединенных стальной полосой 40х4мм.
Все металлические элементы конструкции соединяются между собой сваркой или перемычками из стальной полосы 40х4мм в непрерывную электрическую цепь.
8.3 Защита ОРУ от прямых ударов молнии
Для защиты ОРУ (включая шинные мосты, гибкие связи) от прямых ударов молнии применяют стержневые молниеотводы. Наиболее экономично устанавливать стержневые молниеотводы на конструкциях ОРУ, т.к. при этом можно уменьшить высоту молниеотвода и более полно использовать защитную зону. Места установки молниеотводов на территории ОРУ показаны на рисунке 8.1 обозначены цифрами от одного до восьми. Условие защищенности площади ОРУ 110 кВ, при условии защите объекта с надежностью РН =1 рассчитывается радиус зоны защиты rх на уровне высоты объекта hо:
, (8.1)
где ro - радиус защиты на уровне земли;
b - ширина объекта;
Затем определяется высота молниеотводов, обеспечивающая заданный уровень зазиты:
(8.2)
Выбираем молниеотводы высотой 30 м. расположенные на линейных порталах и покрывающие все оборудование расположенное в ОРУ - 110 кВ.
На ОРУ - 35 кВ молниеотводы также располагаются на линейных порталах. Высоту молниеотвода также принимаем 30 м. которые покрывают все ОРУ - 35 кВ.
9. Выбор типов РЗиА согласно требованиям ПУЭ
Релейная защита является основным видом электрической автоматики, без которой невозможна надежная работа современных энергетических систем. Она осуществляет непрерывный контроль за состоянием и режимом работы всех элементов энергосистемы и реагирует на возникновение повреждений и ненормальных режимов. При возникновении повреждений защита выявляет и отключает от системы поврежденный участок. При возникновении ненормальных режимов защита выявляет их и, в зависимости от характера нарушения, производит операции необходимые для восстановления нормального режима или подает сигнал дежурному персоналу.
В современных электрических системах релейная защита тесно связана с электрической автоматикой, предназначенной для быстрого автоматического восстановления нормального режима и питания потребителей.
Основные требования, предъявляемые к релейной защите:
- Селективность.
- Быстрота действия.
- Чувствительность.
- Надежность.
Релейная защита и автоматика распредустройства выполняется в объеме, предусмотренном ПУЭ раздел 3 и действующими директивными указаниями, и должна обеспечивать требуемый уровень защиты всех присоединений.
РЗ данного проекта выполнена на микропроцессорной элементной базе, т.к. использование специальных цифровых микроЭВМ, разработка на их основе так называемых программных защит является перспективным направлением в теории и практике релейной защиты. Релейную защиту можно представить как систему арифметико-логического преобразования информации, содержащейся в воздействующих величинах, а сам процесс преобразования описать аналитическими выражениями, являющимися алгоритмом функционирования защиты.
Основные элементы микроЭВМ - запоминающие устройства, микропроцессор и устройства ввода/вывода.
Функциональные возможности микроЭВМ позволяют выполнить измерительные органы и защиту любой сложности. Это одно из достоинств программных защит.
Другим их достоинством является возможность более широкого применения автоматического тестового контроля. Автоматический тестовый контроль предупреждает возможные излишние срабатывания и отказы срабатывания (самодиагностика).
Микропроцессорные устройства РЗ удовлетворяют все возрастающим требованиям надежности и быстродействия.
Надежность системы энергоснабжения достигается многократным резервированием и постоянным контролем исправности устройств. В результате быстро автоматически и дистанционно локализуются повреждения, и тем самым, сводится к минимуму ущерб от перерывов электроснабжения.
С учетом специфики предприятия и размерам ущерба при недоотпуске электроэнергии, надежность принимает главенствующее значение.
Оборудование малогабаритно. Устройства монтируются по несколько штук в один шкаф, система управления расширяется за счет простого наращивания программного обеспечения и логика может быть любой сложности.
При использовании микропроцессорных устройств уменьшаются расходы на наладку и расход на обслуживание.
Недостатками микропроцессорной техники являются следующие:
- Высокая стоимость;
- Требуется полное резервирование.
9.1 Выбор типов РЗ трансформаторов ТДТН - 25000/110
Согласно ПУЭ п. 3.2.51, для трансформаторов должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:
- многофазных замыканий в обмотках и на выводах;
- однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах, присоединенных к сети с глухозаземленной нейтралью;
- витковых замыканий в обмотках;
- токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;
- токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;
- понижения уровня масла;
- однофазных замыканий на землю в сетях 3-10 кВ с изолированной нейтралью, если трансформатор питает сеть, в которой отключение однофазных замыканий на землю необходимо по требованиям безопасности.
В соответствии с рекомендациями ПУЭ:
- п. 3.2.53.: Предусматривается газовая защита от повреждений внутри кожуха и от понижения уровня масла в трансформаторе.
- п. 3.2.54.: Для защиты от повреждений на выводах, а также от внутренних повреждений должны быть предусмотрены:
- продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени на трансформаторах мощностью 6,3 кВ и более.
- токовая отсечка без выдержки времени, устанавливаемая со стороны питания и охватывающая часть обмотки трансформатора, если не предусматривается дифференциальная защита.
- п. 3.2.55. Продольная дифференциальная токовая защита должна осуществляться с применением специальных реле тока, отстроенных от бросков тока намагничивания, переходных и установивщихся токов небаланса.
- п. 3.2.59. На трансформаторах мощностью 1 МВА и более в качестве защиты от токов в обмотках, обусловленных внешними многофазными КЗ, должны быть предусмотрены следующие защиты с действием на отключение:
- на повышающих трансформаторах с двусторонним питанием - токовая защита обратной последовательности от несимметричных КЗ и максимальная токовая защита с минимальным пуском напряжения от симметричных КЗ или максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения.
- п. 3.2.63. На повышающих трансформаторах мощностью 1 МВА и более, на трансформаторах с двух- и трехсторонним питанием по условию необходимости резервирования отключения замыканий на землю на смежных элементах, устанавливается реле тока со стороны обмотки, присоединенной к сети с большими токами замыкания на землю.
- п. 3.2.69. На трансформаторах мощностью 0,4 МВА и более, в зависимости от вероятности и значения возможной перегрузки следует предусматривать МТЗ от токов, обусловленных перегрузкой, с действием на сигнал.
На трансформаторах применяются следующими устройствами РЗА:
- газовая защита трансформатора предназначенная для защиты трансформатора от внутренних повреждений, при которых происходит выделение газа или ускоренное перетекание масла или смеси масла с газом из бака в расширитель (междуфазное КЗ, межвитковые замыкания в обмотках, замыкание обмотки на корпус, “пожар” в стали магнитопровода, неисправности переключателя РПН), а также снижение уровня масла ниже допустимого. Защита выполнена на реле РГТ-80. Верхний элемент газового реле действует на сигнал при витковых замыканиях и при понижении уровня масла. Нижний элемент газового реле действует на отключение трансформатора со всех сторон при дальнейшем понижении уровня масла или при КЗ внутри бака трансформатора.
- струйная защита отсека РПН выполнена на реле РСТ и действует на отключение аналогично дифференциальной защите блочного трансформатора.
- микропроцессорный шкаф защит трансформатора типа ШЭ2607 041 производства НПП Экра выполняет функции дифференциальной защиты трансформатора, резервных МТЗ с пуском по напряжению на всех сторонах трансформатора, ЗЗ на стороне ВН трансформатора, защиты от перегрузки.
- на стороне ВН микропроцессорные шкафы защит трансформатора типа ШЭ2607 072 производства НПП Экра выполняют функции резервных защит (двухступенчатой дистанционной защиты, МТЗ с пуском по напряжению), управления выключателем и АПВ.
- на сторонах СН и НН (на вводах на секции СН и НН) SPAC-801.03 производства СП АВВ-реле-Чебоксары выполняют функции МТЗ с пуском по напряжению, управления выключателем, защиты от перегрузки и АПВ.
9.2 Выбор типов РЗ отходящих ЛЭП 35 кВ
Согласно ПУЭ п. 3.2.98, для линий в сетях 20 и 35 кВ с изолированной нейтралью должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных замыканий и от однофазных замыканий на землю.
- п. 3.2.101. На одиночных линиях с односторонним питанием от многофазных замыканий должны быть установлены преимущественно ступенчатые защиты тока или ступенчатые защиты тока и напряжения.
На ВЛ 35 кВ применяются следующими устройствами РЗА:
Для ВЛ 35 кВ - установка на ВЛ основной и резервных защит: один шкаф основной защиты типа ШЭ2607 031 и один шкаф типа ШЭ2607 011, выполняющий функции управления выключателем, резервных защит и АПВ. При этом обеспечивается быстродействие защит (все КЗ на ВЛ отключаются основной защитой без выдержки времени), ближнее и дальнее резервирование защит.
9.3 Выбор типов РЗ шин 35 кВ
Для защиты систем шин 35 кВ от междуфазных КЗ устанавливаться дифференциальная защита шин (ДЗШ).
ДЗШ реагирует на сумму токов всех присоединений системы шин и действует без выдержки времени при всех видах междуфазных КЗ на системе шин на отключение поврежденной системы шин.
Применяется микропроцессорная ДЗШ, выполненная с применением шкафов типа ШЭ2607 061062 производства НПП Экра.
Логическая защита шин.
Возможность выполнения логической защиты шин (ЛЗШ) 35 кВ появилась только с началом применения микропроцессорных защит присоединений 35 кВ, так как для выполнения ЛЗШ используется обмен информацией между защитами питающих элементов и защитами фидеров.
Принцип действия ЛЗШ на каждом питающем элементе: если сработали токовые реле питающего элемента и не сработали токовые реле ни на одном фидере, следовательно, это КЗ на секции шин, при этом ЛЗШ действует без выдержки времени на отключение питающего элемента.
Защита от замыканий на землю.
В распределительных сетях 35 кВ в качестве защиты от замыканий на землю на каждой секции 35 кВ (в ячейке ТН) устанавливается неселективная сигнализация, реагирующая на напряжение 3Uо.
Защита срабатывает при возникновении замыкания на землю в любой точке электрически связанной сети 35 кВ и действует на сигнал с выдержкой времени 9 секунд.
Применяются микропроцессорный терминал SPAC-800 производства СП АВВ-реле-Чебоксары, действующий на сигнал.
Устанавливаемый в ячейке ТН и выполняющий функцию защиты от замыкания на землю.
9.4 Выбор типов РЗиА трансформаторов ТД - 16000/35
Согласно ПУЭ п. 3.2.51, для трансформаторов должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:
- многофазных замыканий в обмотках и на выводах;
- витковых замыканий в обмотках;
- токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;
- токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;
- понижения уровня масла;
- однофазных замыканий на землю в сетях 3-10 кВ с изолированной нейтралью, если трансформатор питает сеть, в которой отключение однофазных замыканий на землю необходимо по требованиям безопасности.
В соответствии с рекомендациями ПУЭ:
- п. 3.2.53.: Предусматривается газовая защита от повреждений внутри кожуха и от понижения уровня масла.
- п. 3.2.54.: Для защиты от повреждений на выводах, а также от внутренних повреждений должны быть предусмотрены:
- продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени на трансформаторах мощностью 6,3 кВ и более.
- токовая отсечка без выдержки времени, устанавливаемая со стороны питания и охватывающая часть обмотки трансформатора, если не предусматривается дифференциальная защита.
- п. 3.2.55. Продольная дифференциальная токовая защита должна осуществляться с применением специальных реле тока, отстроенных от бросков тока намагничивания, переходных и установившихся токов небаланса.
- п. 3.2.59. На трансформаторах мощностью 1 МВА и более в качестве защиты от токов в обмотках, обусловленных внешними многофазными КЗ, должны быть предусмотрены следующие защиты с действием на отключение:
- на повышающих трансформаторах с двусторонним питанием - токовая защита обратной последовательности от несимметричных КЗ и максимальная токовая защита с минимальным пуском напряжения от симметричных КЗ или максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения.
- п. 3.2.69. На трансформаторах мощностью 0,4 МВА и более, в зависимости от вероятности и значения возможной перегрузки следует предусматривать МТЗ от токов, обусловленных перегрузкой, с действием на сигнал.
На трансформаторах применяются следующими устройствами РЗА:
- газовая защита трансформатора предназначенная для защиты трансформатора от внутренних повреждений, при которых происходит выделение газа или ускоренное перетекание масла или смеси масла с газом из бака в расширитель (междуфазное КЗ, межвитковые замыкания в обмотках, замыкание обмотки на корпус, “пожар” в стали магнитопровода, неисправности переключателя РПН), а также снижение уровня масла ниже допустимого. Защита выполнена на реле РГТ-80. Верхний элемент газового реле действует на сигнал при витковых замыканиях и при понижении уровня масла. Нижний элемент газового реле действует на отключение трансформатора со всех сторон при дальнейшем понижении уровня масла или при КЗ внутри бака трансформатора.
- микропроцессорный шкаф защит трансформатора типа ШЭ2607 041 производства НПП Экра выполняет функции дифференциальной защиты трансформатора, резервных МТЗ с пуском по напряжению на всех сторонах трансформатора, защиты от перегрузки.
- на стороне ВН микропроцессорные шкафы защит трансформатора типа ШЭ2607 072 для выключателя с пофазным приводом производства НПП Экра выполняют функции резервных защит (двухступенчатой дистанционной защиты, МТЗ с пуском по напряжению), управления выключателем и АПВ.
- на стороне НН (на вводах на секции НН) микропроцессорные терминал SPAC-801.03 производства СП АВВ-реле-Чебоксары выполняют функции МТЗ с пуском по напряжению, управления выключателем, защиты от перегрузки и АПВ.
9.5 Выбор типов защит высоковольтных двигателей компрессоров
Согласно ПУЭ [4, 5.3.43.] на электродвигателях должна предусматриваться защита от многофазных замыканий и в случаях, оговорённых ниже, защита от однофазных замыканий на землю, защита от токов перегрузки и защита минимального напряжения.
1) Для защиты электродвигателей от многофазных замыканий [4, 5.3.46.] в случаях, когда не применяются предохранители, должна предусматриваться:
- Токовая однорелейная отсечка без выдержки времени, отстроенная от пусковых токов при выведенных пусковых устройствах, с реле прямого или косвенного действия, включенным на разность токов двух фаз, - для электродвигателей мощностью менее 2 МВт.
- Токовая двухрелейная отсечка без выдержки времени, отстроенная от пусковых токов при выведенных пусковых устройствах, с реле прямого или косвенного действия - для электродвигателей мощностью 2 МВт и более, имеющих действующую на отключение защиту от однофазных замыканий на землю, а также для электродвигателей мощностью менее 2 МВт, когда защита по п.1 не удовлетворяет требованиям чувствительности или когда двухрелейная отсечка оказывается целесообразней по исполнению комплектной защиты или применяемого привода с реле прямого действия.
2) Защита электродвигателей [4, 5.3.48.] мощностью до 2 МВт от однофазных замыканий на землю при отсутствии компенсации должна предусматриваться при токах замыкания на землю 10 А и более, а при наличии компенсации - если остаточный ток в нормальных условиях превышает это значение.
Ток срабатывания защит электродвигателей от замыканий на землю должен быть не более 10 А для электродвигателей мощностью до 2 МВт.
Защиту следует выполнять без выдержки времени (за исключением электродвигателей, для которых требуется замедление защиты по условию отстройки от переходных процессов) с использованием трансформаторов тока нулевой последовательности.
3) Защита от перегрузки [4, 5.3.49.] должна предусматриваться на электродвигателях, подверженных перегрузке по технологическим причинам, и на электродвигателях с особо тяжёлыми условиями пуска и самозапуска.
- Защиту от перегрузки следует предусматривать в одной фазе с зависимой или независимой от тока выдержкой времени, отстроенной от длительности пуска электродвигателя в нормальных условиях и самозапуска после действия АВР и АПВ.
- На электродвигателях, подверженных перегрузке по технологическим причинам, защита, как правило, должна выполняться с действием на сигнал и автоматическую разгрузку механизма.
- Действие защиты на отключение электродвигателя допускается на электродвигателях механизмов, для которых отсутствует возможность своевременной разгрузки без останова, или на электродвигателях, работающих без постоянного дежурства персонала.
4) После отключения КЗ происходит самозапуск электродвигателей, подключенных к секции или системе шин, на которых во время КЗ имело место снижение напряжения. Токи самозапуска, в несколько раз превышающие номинальные, проходят по питающим линиям (или трансформаторам) собственных нужд. В результате напряжение на шинах собственных нужд, а следовательно, и на электродвигателях понижается настолько, что вращающий момент на валу электродвигателя может оказаться недостаточным для его разворота. Самозапуск электродвигателей может не произойти, если напряжение на шинах окажется ниже 55-65% UНОМ.
Для того, чтобы обеспечить самозапуск наиболее ответственных двигателей, устанавливается защита минимального напряжения, отключающая неответственные двигатели, отсутствие которых в течении некоторого времени не отразится на производственном процессе. При этом уменьшается суммарный ток самозапуска и повышается напряжение на шинах собственных нужд, благодаря чему обеспечивается самозапуск ответственных электродвигателей.
В некоторых случаях при длительном отсутствии напряжения защита минимального напряжения отключает и ответственные электродвигатели. Это необходимо, в частности, для пуска АВР электродвигателей, а также по технологии производства.
В нашем случае используется комплектное устройство защиты и автоматики асинхронного двигателя 6 кВ SPAC 802-101. Для данного устройства набор типов защит определяется применяемым измерительным блоком. В данном устройстве применяется измерительный блок SPCJ 4D34, имеющий защиту от междуфазных замыканий (две ступени МТЗ), защиту от замыканий на землю, тепловую защиту.
9.6 Выбор типов защит трансформаторов собственных нужд 6/0,4 кВ
Согласно ПУЭ п. 3.2.54 и п. 3.2.59 , для понижающих трансформаторов мощностью менее 6.3 МВА для защиты от повреждений на выводах, а также от внутренних повреждений должны быть предусмотрены:
- ТО без выдержки времени, устанавливаемая со стороны питания и охватывающая часть обмотки трансформатора;
- МТЗ с комбинированным пуском напряжения или без него.
При выборе тока срабатывания МТЗ необходимо учитывать возможные токи перегрузки при отключении параллельно работающих трансформаторов.
Защиты выполняем на комплекте защит SPAC 801.111. Устройство SPAC-801.111 предназначено для выполнения необходимых функций по защите, автоматике, управлению и сигнализации трансформаторов собственных нужд 6/0,4 кВ.
9.7 Выбор типов защит шин 6 кВ потребителей
Согласно ПУЭ п. 3.2.124, для секционированных шин 6 кВ должна быть предусмотрена двухступенчатая неполная дифференциальная защита, первая ступень которой выполнена в виде ТО по току и напряжению, а вторая - в виде максимальной токовой защиты. Защита должна действовать на отключение питающих элементов и трансформаторов собственных нужд.
Дуговая защита.
В КРУ 6 кВ должна быть установлена дуговая защита, реагирующая на появление электрической дуги в ячейках КРУ. Защита действует без выдержки времени на отключение питающих элементов секции шин 6 кВ (вводного и секционного выключателей). Кроме того, если электрическая дуга возникла в ячейке ввода, дуговая защита действует с выдержкой времени порядка 0,5 секунды на отключение питающего трансформатора со всех сторон.
Дуговая защита выполняется:
- устройство дуговой защиты УДЗ производства НИИИТ. В качестве датчика дуги используется волоконно-оптический датчик из специального волоконного световода.
Логическая защита шин.
Возможность выполнения логической защиты шин (ЛЗШ) 6 кВ появилась только с началом применения микропроцессорных защит присоединений 6 кВ, так как для выполнения ЛЗШ используется обмен информацией между защитами питающих элементов и защитами фидеров. Принцип действия ЛЗШ на каждом питающем элементе: если сработали токовые реле питающего элемента и не сработали токовые реле ни на одном фидере, следовательно, это КЗ на секции шин, при этом ЛЗШ действует без выдержки времени на отключение питающего элемента.
Защита от замыканий на землю. В распределительных сетях 6 кВ в качестве защиты от замыканий на землю на каждой секции 6 кВ (в ячейке ТН) устанавливается неселективная сигнализация, реагирующая на напряжение 3Uо. Защита срабатывает при возникновении замыкания на землю в любой точке электрически связанной сети 6 кВ и действует на сигнал с выдержкой времени 9 секунд. На сборных шинах применяются следующими устройствами РЗА: Для защиты секций шин 6 кВ от междуфазных КЗ устанавливается дуговая защита. Для защиты от замыканий на землю в ячейке ТН устанавливается микропроцессорный терминал SPAC-800, действующий на сигнал. Для защиты присоединений 6 кВ микропроцессорных терминалов SPAC-800 выполняется логическая защита шин от междуфазных КЗ на секциях шин 6 кВ.
9.8 Выбор типов защит шин на ГТЭС
Согласно ПУЭ п. 3.2.124, для секционированных шин 6 кВ электростанций должна быть предусмотрена двухступенчатая неполная дифференциальная защита, первая ступень которой выполнена в виде ТО по току и напряжению, а вторая - в виде максимальной токовой защиты. Защита должна действовать на отключение питающих элементов и трансформаторов собственных нужд.
Дуговая защита.
В КРУ 6 кВ должна быть установлена дуговая защита, реагирующая на появление электрической дуги в ячейках КРУ. Защита действует без выдержки времени на отключение питающих элементов секции шин 6 кВ. Кроме того, если электрическая дуга возникла в ячейке ввода, дуговая защита действует с выдержкой времени порядка 0,5 секунды на отключение питающего трансформатора со всех сторон.
Дуговая защита выполняется:
- устройство дуговой защиты УДЗ производства НИИИТ. В качестве датчика дуги используется волоконно-оптический датчик из специального волоконного световода.
Логическая защита шин.
Возможность выполнения логической защиты шин (ЛЗШ) 6 кВ появилась только с началом применения микропроцессорных защит присоединений 6 кВ, так как для выполнения ЛЗШ используется обмен информацией между защитами питающих элементов и защитами фидеров. Принцип действия ЛЗШ на каждом питающем элементе: если сработали токовые реле питающего элемента и не сработали токовые реле ни на одном фидере, следовательно, это КЗ на секции шин, при этом ЛЗШ действует без выдержки времени на отключение питающего элемента.
Защита от замыканий на землю.
В распределительных сетях 6 кВ в качестве защиты от замыканий на землю на каждой секции 6 кВ (в ячейке ТН) устанавливается неселективная сигнализация, реагирующая на напряжение 3Uо. Защита срабатывает при возникновении замыкания на землю в любой точке электрически связанной сети 6 кВ и действует на сигнал с выдержкой времени 9 секунд.
На сборных шинах применяются следующими устройствами РЗА:
Для защиты секций шин 6 кВ от междуфазных КЗ устанавливается дуговая защита. Для защиты от замыканий на землю в ячейке ТН устанавливается микропроцессорный терминал SPAC-800, действующий на сигнал. Для защиты присоединений 6 кВ микропроцессорных терминалов SPAC-800 выполняется логическая защита шин от междуфазных КЗ на секциях шин 6 кВ.
9.9 Выбор типов защит СВ 35 кВ
На секционном выключателе (СВ), как правило, устанавливаются простые токовые ненаправленные двухступенчатые защиты: междуфазная защита токовая отсечка и МТЗ.
Принимаем к установке микропроцессорный терминал управления и защит СВ 35 кВ типа SPAC-800. терминал SPAC-800 выполняет функции управления выключателем, двухступенчатой междуфазной защиты.
Устанавливается шкаф SPAC-800, содержащий автоматику управления выключателем, АПВ и УРОВ, а также двухступенчатую ненаправленную максимальную токовую защиту. Данное решение является традиционным, принятым для электромеханических УРЗ.
9.10 Выбор типов защит СВ 6 кВ
На секционном выключателе (СВ), как правило, устанавливаются простые токовые ненаправленные двухступенчатые защиты: междуфазная защита токовая отсечка, МТЗ.
Принимаем к установке микропроцессорный терминал управления и защит СВ 6 кВ типа SPAC-800. терминал SPAC-800 выполняет функции управления выключателем, двухступенчатой междуфазной.
Устанавливается терминал SPAC-800, содержащий автоматику управления выключателем, АПВ и УРОВ, а также двухступенчатую ненаправленную максимальную токовую защиту. Данное решение является традиционным, принятым для электромеханических УРЗ.
9.11 Выбор устройств автоматики
На каждой ВЛ 35 кВ, как правило, применяется однократное трехфазное АПВ. Иногда применяется двукратное АПВ. Устройство АПВ может быть выполнено с контролем наличия или отсутствия напряжения на шинах или на ВЛ, с контролем синхронизма напряжений на шинах и на ВЛ или без контролей ("слепое" АПВ).
Выбираем к применению микропроцессорные устройства АПВ, входящие в состав схем управления выключателями отходящих ВЛ типа ШЭ2607 011 (схема управления выключателем с фазным приводом).
В соответствии с рекомендациями ПУЭ (3.3.43-3.3.48) включение генераторов с косвенным охлаждением мощностью от 3-х до 50 МВт на параллельную работу с сетью должно производиться способом точной синхронизации (ручной, полуавтоматической и автоматической). При использовании способа точной синхронизации в качестве основного способа включения генераторов на параллельную работу с сетью следует предусматривать установку устройств автоматической и полуавтоматической точной синхронизации, расположенных на главном щите управления. Для генераторов мощностью до 15 МВт допускается применение ручной точной синхронизации с блокировкой от несинхронного включения.
Синхронные генераторы, по рекомендации ПУЭ (3.3.52) должны быть оборудованы устройствами АРВ. АРВ должны соответствовать требованиям ГОСТ на системы возбуждения и техническим условиям на оборудование систем возбуждения.
Возбуждение турбогенератора осуществляется от бесщеточной системы, включающей станцию управления возбуждением и синхронный возбудитель с диодным вращающимся выпрямителем, якорь которого закреплен на конце вала турбогенератора, а статор - на подшипниковой опоре.
Синхронизация ГТЭС с системой обеспечивается от ТН 35 кВ и ТН 6кВ на вводе ГТЭС, также синхронизация выполняется и на ТН установленных в ячейке генератора, при помощи автоматического синхронизатора СА-1, установленного на ГЩУ ГТЭС. Метод автоматической синхронизации обеспечивается путем включения выключателя 35 кВ, при включенном выключателе ввода ГТЭС. Также синхронизация выполняется и отдельно каждого генератора, путем включения выключателя генератора.
На ГТЭС предусмотрен УРОВ, воздействующий на отключение всех присоединений, подключенных к той секции шин, на которой произошел отказ выключателя.
9.12 Расчет установок защит генераторов
В ячейках генераторов предусматривается:
* защита от многофазных замыканий в обмотке статора генератора (дифференциальная токовая защита, в зону действия которой входит генератор и кабель от генератора до КРУ);
* защита от перегрузки;
* максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения от внешних коротких замыканий;
* защита от однофазных замыканий на землю в обмотке статора (земляная защита);
* защита от двойных замыканий на землю.
Защиты выполняем на комплекте защит SPAC 803. Устройство SPAC 803 предназначено для выполнения необходимых функций по защите, автоматике, управлению и сигнализации комплектного распределительного устройства синхронного генератора напряжением 6 кВ.
Устройство предназначено для установки в комплектных распределительных устройствах электрических станций, а также на панелях управления.
Конструктивно устройство SPAC 803 выполнено в виде кассеты блочно-унифицированной конструкции европейского стандарта с передней прозрачной крышкой. Для защиты от внешних воздействий кассета закрыта с верхней, нижней и задней сторон металлическими стенками. Кассета представляет собой двухъярусную конструкцию, внутри которой располагается ряд блоков, на лицевой плите которых указывается тип блока. Блоки выполнены съемными и устанавливаются в кассету на направляющих. В верхней части кассеты находятся: блок входных трансформаторов, блок питания, измерительные блоки. Блок питания и блок входных трансформаторов располагаются за лицевой плитой, на которой находится также индикатор блока питания. На лицевой плите нанесен тип устройства с указанием номинальных технических данных, а также расшифровка индикации измерительных блоков. На лицевой плите измерительных блоков располагаются элементы индикации и кнопки управления.
В нижней части кассеты располагаются блоки входных цепей, блоки выходов и блок управления. На лицевой плите блока управления располагаются элементы индикации и кнопки управления, с помощью которых производится выставление уставок и считывание информации из регистров памяти блока.
Блоки входов и выходов располагаются за лицевой плитой, на которой нанесена расшифровка индикации блока управления. Всего установлено два блока входов и два блока выходов с максимальным количеством входных цепей и выходных реле 16. Входные цепи имеют оптоэлектронную развязку от цепей оперативного питания, обеспечивающую требуемый уровень изоляции устройства (2 кВ).
Выходные цепи выполнены на реле с различными количеством и типами контактов. Выходное реле фиксации команд (РФК) выполнено с использованием двухпозиционного реле. С целью увеличения количества контактов некоторые цепи выполнены с одновременным срабатыванием двух реле.
Электрическая связь между блоками, устанавливаемыми в кассете, осуществляется с помощью разъемов. Межблочный монтаж кассеты выполняется с помощью объединительной печатной платы. Блок трансформаторов, блоки входов и выходов соединяются с объединительной печатной платой с помощью съемных гибких жгутов.
Для подключения устройства к внешним цепям на обратной стороне устройства на металлической стенке предусмотрены клеммные колодки для подключения проводников. Клеммные колодки токовых цепей предназначены для присоединения под винт одного или двух одинаковых проводников общим сечением до 6 мм2 включительно и сечением не менее 1 мм2 каждый, а клеммные колодки цепей питания, входных и выходных цепей предназначены для подсоединения под винт одного или двух одинаковых проводников общим сечением до 2,5 мм2 включительно и сечением не менее 0.5 мм2 каждый. Колодки токовых цепей выполнены неразъемными, а остальные колодки позволяют производить отключение цепей с помощью разъемов.
Предусмотрен разъем для связи устройства с высшим уровнем АСУ ТП (порт последовательной передачи данных). Для связи должен использоваться асинхронный последовательный коммуникационный протокол SPA-bus. Входные и выходные уровни сигналов должны быть совместимы с TTL- логикой.
Питание устройства производится от преобразовательного блока питания, который обеспечивает необходимые уровни напряжения для функционирования блоков устройства. Подача оперативного питания производится через отдельный разъем Х14, расположенный на задней стенке.
Переменный ток от измерительных трансформаторов тока (ТТ) подается через клеммные колодки на блок входных трансформаторов. В блоке трансформаторов производится гальваническое разделение цепей устройства от цепей измерительных трансформаторов и преобразование уровней входных сигналов до необходимых для работы аналого-цифровых преобразователей (АЦП) уровней. Устройство может быть подключено к измерительным ТТ по трехфазной или двухфазной схеме.
Подобные документы
Выбор оптимальной схемы энергоснабжения промышленного района. Сравнение схем энергоснабжения – комбинированной и раздельной. Особенности технико-экономического выбора турбин и котлоагрегатов для различных схем энергоснабжения. Эксплуатационные затраты.
курсовая работа [337,9 K], добавлен 16.03.2011Тепловая нагрузка промышленного района. Технико-экономический выбор турбин и котлоагрегатов для комбинированной схемы энергоснабжения. Расчет капитальных вложений и эксплуатационных затрат при комбинированной и раздельной схемах энергоснабжения.
курсовая работа [168,7 K], добавлен 12.01.2015Анализ схемы электроснабжения, техническое обоснование выбора ее варианта. Характеристика потребителей электроэнергии и определение категории надежности электроснабжения. Разработка структурной схемы подстанции. Расчет экономических показателей.
дипломная работа [629,3 K], добавлен 01.04.2015Разработка электроэнергетической сети 110-220 кВ для снабжения четырех потребителей. Расчет вариантов схем энергоснабжения: радиальной, замкнутой и смешанной для максимального, минимального и послеаварийного режима работы. Экономическое обоснование схемы.
дипломная работа [724,4 K], добавлен 30.01.2013Теоретические аспекты применения новых технологий, обеспечивающих развитие и функционирование единой национальной электрической сети. Проектирование электросети для района: выбор активной и реактивной мощности, компенсирующих устройств и оборудования.
дипломная работа [5,3 M], добавлен 22.02.2012Графики нагрузок на шинах подстанции. Технико-экономическое обоснование выбора схемы электрических соединений подстанции и трансформаторов. Обоснование и выбор схем коммутации распределительных устройств. Выбор и анализ режимов работы автотрансформаторов.
дипломная работа [1,1 M], добавлен 11.03.2016Разработка проекта схемы выдачи мощности атомной электростанции при выборе оптимальной электрической схемы РУ повышенного напряжения. Разработка и обоснование схемы электроснабжения собственных нужд блока АЭС и режима самопуска электродвигателей блока.
курсовая работа [936,1 K], добавлен 01.12.2010Особенности развития электрических сетей района энергосистемы. Анализ технико-экономического расчета первого и второго вариантов развития сети, их схемы. Характеристика и основные признаки статической устойчивости. Расчет послеаварийного режима сети.
дипломная работа [3,2 M], добавлен 15.04.2012Описание коммутационного оборудования подстанции. Расчет продольной дифференциальной и максимальной токовой защиты трансформаторов. Сведения о вакуумных выключателях. Защита электрооборудования подстанции от атмосферных и внутренних перенапряжений.
дипломная работа [935,3 K], добавлен 17.06.2015Характеристика потребителей электрической энергии. Режимы работы электрической сети. Обоснование схем подстанции. Расчет токов короткого замыкания. Выбор микропроцессорных терминалов защиты. Проверка измерительных трансформаторов. Организация связи РЗ.
курсовая работа [2,8 M], добавлен 10.01.2013
