Проект электрокотельной ИГТУ

КСМЗ = 1 –коэффициент самозапуска [4].

1,3 -коэффициент возможной перегрузки в аварийном режиме

Ток срабатывания реле:

По току срабатывания выбирается тип реле:

Выбираем реле РТ – 81/1 [15]

Ток срабатывания реле: IСР = 4…10 А

Уставка срабатывания реле 5,4 А

Уставка по выдержке времени 1 с.

Коэффициент чувствительности:

КЧ ³ 2 – условие ПУЭ выполняется.

Защита от однофазных замыканий на землю со стороны напряжения 0,4 кВ.

Действующая на отключение масляного выключателя (со стороны 6 кВ) и вводного автоматического выключателя (со стороны 0,4 кВ) без выдержки времени защита, выполняется на реле тока типа РТ-40 подключенного к трансформатору тока типа Т-0,66 на нулевом проводе при прямом присоединении силового трансформатора с глухозаземленной нейтралью к шинопроводу.

В нормальном режиме ток к нейтрали трансформатора близок нулю. При однофазном замыканий на землю со стороны напряжения 0,4 кВ ток короткого замыкания будет протекать через поврежденную фазу и нулевой проводник к нейтрали трансформатора, что в свою очередь вызовет срабатывание токового реле и приведет в отключению выключателей.

Защита на стороне 0,4 кВ автоматическим выключателем

В электроустановках напряжением до 1 кВ широко применяются автоматические воздушные выключатели, выпускаемые в одно-, двух- и трёх полюсном исполнении, постоянного и переменного тока. Автоматические выключатели снабжают специальным устройством релейной защиты, которое в зависимости от типа выключателя выполняют в виде токовой отсечки, максимальной токовой защиты или двухступенчатой токовой защиты для этого используют электромагнитные и тепловые реле. Эти реле называют расцепителями.

Выбор автоматических выключателей.

Существуют следующие требования к выбору автоматических выключателей:

Номинальное напряжение выключателя недолжно быть ниже напряжения сети;

Отключающая способность должна быть рассчитана на максимальные токи К.З, проходящие по защищаемому элементу:

Номинальный ток расцепителя должен быть не меньше наибольшего расчётного тока нагрузки, длительно протекающего по защищаемому элементу:

Iном.рас. > Iрасч.

Автоматический выключатель недолжен отключаться в нормальном режиме работы защищаемого элемента, поэтому ток уставки замедленного срабатывания регулируемых расцепителей: Iном.рас > (1,1 – 1,3) Iрасч

Sном =100 кВА Uвн = 6 кВ Uнн = 0,4 кВ

 А

Выбираем автоматический выключатель марки: ВА 53-37 Uном = 400 В

Iном = 160 А Iрасц. = 5Iном tср = 0,3 с I(3)к.з = 26,2 кА

8.4 РАСЧЁТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРА ГПП

Для трансформаторов напряжением выше 6 кВ предусматриваются устройства релейной защиты, действующие при:

повреждениях внутри баков маслонаполненных трансформаторов (газовое реле, реагирующие на образование газов внутри трансформатора, работает как на сигнал, так и на отключение);

многофазных замыканиях на выводах и в обмотках, витковых замыканиях в обмотках, однофазных замыканиях на землю (дифференциальная защита) понижении уровня масла

Исходные данные:

Uвн = 220 кВ;Uнн = 6 кВ;Sт = 40000 кВА;

Защита от многофазных К.З. трансформаторе и на его выводах.

Для трансформаторов мощностью Sт >6,3 МВА устанавливается дифференциальная защита без выдержки времени, с включением реле по схеме соединения трансформаторов тока обратной соединению обмоток силового трансформатора.

Защита выполняется на базе реле типа ДЗТ-11.

1.Для напряжения 220 кВ:

Первичный номинальный ток:

Iвн = = 100,4 А.

Трансформаторы тока КТТ = 100/5 -схема соединения трансформаторов тока D;

Вторичный номинальный ток в плечах защиты:

Iвн2 = = 8,7 А.

2.Для напряжения 6 кВ:

Первичный номинальный ток:

Iнн = = 3666,4 А.

Трансформаторы тока КТТ = 4000/5 -схема соединения трансформаторов тока неполная Y;

Вторичный номинальный ток в плечах защиты:

Iнн2 = = 4,6 А

3.Ток срабатывания защиты:

Iсз =Кн ∙ Iвн =1,5 ∙ 100,4 = 150,6 А

где Кн =1,5 –коэффициент надежности.

4.Ток срабатывания реле на не основной стороне:

Iср.не осн. == 13,04 А

5.Число витков обмотки не основной стороны:

Wне осн. == 7,67 витка

Принимаем Wнеосн. =8 витков

где FСР = 100 А –магнитодвижущая сила срабатывания реле при отсутствии торможения [15].

6.Ток срабатывания реле на не основной стороне при Wне осн :

Iср.не осн. == 12,5 А

7.Число витков обмотки основной стороны:

Wосн. == 15,1 витка

Принимаем Wосн. =15 витков

8.Первичный расчетный ток небаланса для определения витков тормозной обмотки:

Iнб =(e + Uрпн%+ )∙ Iк = (0.1 + 0.16 + ) ∙ 323,2 =86,2 А

где e = 0,1 –относительное значение тока намагничивания

Uрпн% = 0,16 –половина суммарного диапазона регулирования под напряжением

Iк = 323,2 А – периодическая составляющая при внешнем коротком замыкании, приведенная к напряжению обмотки высшего напряжения

9.Число витков тормозной обмотки :

Wтор. == 8,1 витка

Принимаем ближайшее большее Wтор. = 8 витка

где tga = 0,75 –тангенс угла наклона к оси абсцисс касательной тормозной характеристики.

10.            Коэффициент чувствительности :

Кч = = 1,86

КЧ ³ 1,5 – условие ПУЭ выполняется.

Максимальная токовая защита трансформаторов.

Дополнительно к дифференциальной защите устанавливается действующая на отключение с выдержкой времени максимальная токовая защита, выполненная на реле тока типа РТ-40 и реле времени типа ЭВ-100.

Ток срабатывания реле максимальной токовой защиты выбирается с учетом отстройки от номинального тока, в зависимости от тока срабатывания защиты:

1.Для стороны напряжения 220 кВ:

Ток срабатывания защиты:

IС.З. =  = 191,9 А

где КН = 1,25 –коэффициент надежности для реле РТ-40, при действии защиты на отключение [4].

КВ = 0,85 –коэффициент возврата реле РТ-40 [4].

КСМЗ = 1 –коэффициент самозапуска [4].

1,3 -коэффициент, учитывающий возможную перегрузку при аварии

Ток срабатывания реле:

По току срабатывания выбирается тип реле:

Выбираем реле РТ – 40/20 [15]

Ток срабатывания реле: IСР = 5…20 А

Уставка срабатывания реле 16,6 А (обмотки соединены параллельно).

Выбираем реле ЭВ – 134 [16]

Пределы уставок: t = 0,5…9 с

Уставка по выдержке времени 1 с.

Коэффициент чувствительности:

КЧ ³ 1,5 – условие ПУЭ выполняется.

2.Для стороны напряжения 6 кВ:

Ток срабатывания защиты:

IС.З. =  = 7009,3 А

Ток срабатывания реле:

По току срабатывания выбирается тип реле:

Выбираем реле РТ – 40/10 [15]

Ток срабатывания реле: IСР = 2,5…10 А

Уставка срабатывания реле 8,76 А (обмотки соединены параллельно).

Выбираем реле ЭВ – 134 [16]

Пределы уставок: t = 0,5…9 с

Уставка по выдержке времени 0,5 с.

Коэффициент чувствительности:

КЧ ³ 1,5 – условие ПУЭ выполняется.

Газовая защита

Газовая защита получила широкое распространение в качестве весьма чувствительной защиты от внутренних повреждений трансформаторов. основанная на использовании явлений газообразования. Образование газа является следствием разложения масла и других изолирующих материалов под действием электрической дуги при витковых замыканиях и при "пожаре стали". Электрическая дуга возникает и при многофазных коротких замыканиях в обмотках. Поэтому газовая защита является универсальной защитой от всех внутренних повреждений трансформатора.

Также в трансформаторах могут возникнуть так называемые ненормальные режимы работы, обусловленные внешними короткими замыканиями и перегрузками. В этих случаях в обмотках трансформатора появляются большие токи (сверхтоки).Длительный перегруз трансформатора недопустим так как в этом режиме выделяется повышенное количество тепла, что неудовлетворительно сказывается на изоляции обмоток.

Длительность допустимой перегрузки регламентируется ПУЭ. При наличии дежурного персонала защита выполняется на сигнал, на подстанциях без дежурного персонала защита от перегрузки действует на разгрузку или отключение.

Газовая защита, как указывалось выше, основана на использовании явления газообразования в баке повреждённого трансформатора. Интенсивность газообразования зависит от характера и размеров повреждения. Это даёт возможность выполнить газовую защиту, способную различать степень повреждения, и в зависимости от этого действовать на сигнал или отключение.

Основным элементом газовой защиты является газовое реле, устанавливаемое в маслопроводе между баком и расширителем. Ранее выпускалось поплавковое газовое реле ПГ-22 , теперь выпускается более совершенное реле РГЧЗ-66 с чашечкообразными элементами.

Достоинства газовой защиты: высокая чувствительность и реагирование практически на все виды повреждения внутри бака; простота выполнения, а также способность защищать трансформатор при недопустимом понижении уровня масла по любым причинам. Наряду с этим защита имеет ряд существенных недостатков, основной из которых - не реагирование её на повреждения расположенные вне бака, в зоне между трансформатором и выключателем. Зашита может подействовать ложно при попадании воздуха в бак трансформатора, что может быть, например, при доливке масла, после ремонта системы охлаждения и в ряде других случаев. Возможны также ложные срабатывания защиты на трасформаторах, установленных в районах, подверженных землетрясениям. В таких случаях допускается возможность перевода действия отключающего элемента на сигнал. В связи с этим газовую защиту нельзя использовать в качестве единственной защиты трансформатора от внутренних повреждений.

Газовая защита обязательна для трансформаторов мощностью  кВА. Допускается устанавливать газовую защиту и на трансформаторах меньшей мощности. Для внутрицеховых подстанций газовую защиту следует устанавливать на понижающих подстанциях практически любой мощности, допускающих это по конструкции, независимо от наличия другой быстродействующей защиты.

8.5 ЗАЩИТА ОТ ОДНОФАЗНОГО ЗАМЫКАНИЯ НА ШИНАХ 6 кВ.

Защита выполнена с помощью реле подключенного к вторичной обмотке трансформатора напряжения типа НТМИ-6-66 установленного на шинах 6 кВ ГПП, которая имеет соединение по схеме разомкнутого треугольника (в нормальном режиме геометрическая сумма всех токов равна нулю). При однофазном замыкании через реле проходит ток, вызванный наличием напряжения во вторичной обмотке трансформатора напряжения, так как напряжение одной фазы будет равно нулю. Сети 6 кВ выполнены с изолированной нейтралью, имеют малые токи замыкания на землю, а потому защита от однофазного замыкания в шинах 6 кВ выполняется с действием на сигнал.

 где Kнад=1,2 Uнб=10-15В; =12 В.

8.6 УСТРОЙСТВА АВТОМАТИКИ

8.6.1 УСТРОЙСТВА УПРАВЛЕНИЯ, ИЗМЕРЕНИЯ И СИГНАЛИЗАЦИИ В ЭЛЕКТРОКОТЕЛЬНОЙ И НА ГПП

В соответствии с суточными и сезонными изменениями электрических нагрузок, а также с осмотрами, профилактическими испытаниями и ремонтами сетевого, станционного и подстанционного оборудования в системах электроснабжения промышленных предприятий постоянно производятся операции включения и отключения выключателей и других аппаратов. Такие же операции требуются и в аварийных и послеаварийных режимах для восстановления питания приемников электроэнергии.

Коммутационные операции в системах электроснабжения могут производиться оперативным персоналом или автоматически. В обоих случаях могут применяться местные, дистанционные и телемеханические средства управления. Системы и средства управления выбираются на основании технико-экономических расчетов с учетом стоимости аппаратуры управления и связи, затрат на обслуживание, экономического ущерба, возникающего в производственных установках при перерывах электроснабжения. Из приведенных факторов наиболее существенным может оказаться ущерб от перерывов электроснабжения при недостаточно быстром восстановлении питания приемников. Поэтому на промышленных предприятиях, в случаях аварийного отключения источников электроэнергии, линий питания, предусматривается автоматическое восстановление питания, путем автоматического повторного включения (АПВ) и автоматического включения резерва САВР).

Включение и отключение трансформаторов, генераторов, источников реактивной мощности, линий при изменениях нагрузки, предпринимаемые для обеспечения наиболее экономичного режима работы системы электроснабжения, также могут производиться автоматически для уменьшения затрат эксплуатации. То же самое относится к отключению и подключению приемников, предпринимаемым в целях регулирования электрических нагрузок.

Для координации автоматического включения и отключения элементов системы электроснабжения предприятия может оказаться целесообразным создание автоматизированной системы управления электроснабжением, входящей в качестве одной из составных частей в автоматизированную систему управления предприятием (АСУП).

Наряду с централизованной системой автоматизации могут оказаться целесообразными местные системы и устройства автоматики; это в особенности относится к АПВ и АВР. Независимо от степени автоматизации управления электроснабжением всегда должна быть сохранена возможность производства включений и отключении элементов системы электроснабжения оперативными ремонтным персоналом, причем в случаях, когда эти операции предусматривается производить средствами дистанционного управления или телеуправления, всегда должна сохраняться возможность местного управления, необходимого, например, во время ремонтных и наладочных работ.

Для управления системой электроснабжения или ее отдельными звеньями необходимы данные о состоянии коммутационной аппаратуры и об электрических величинах, характеризующих режим работы объектов управления. Для этого применяются соответствующие устройства сигнализации и измерения, включающие в себя показывающие и самопишущие приборы и узлы.

Устройства управления, сигнализации и измерения обычно сосредоточиваются на пунктах управления объектами системы электроснабжения, главным из которых является диспетчерский пункт управления электроснабжением предприятия.

В настоящей главе коротко рассматриваются те вопросы управления, сигнализации, измерения и диспетчеризации, которые, не входят в другие профилирующие или базовые курсы специальности. Коротко рассматриваются также переходные процессы в системе электроснабжения, возникающие при кратковременных перерывах электропитания.

8.6.2 УПРАВЛЕНИЕ ВЫКЛЮЧАТЕЛЯМИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ

Выключатели ВН являются основными коммутационными аппаратами, при помощи которых осуществляется включение и отключение таких элементов системы электроснабжения предприятия» как трансформаторные подстанции и трансформаторы, агрегаты собственных электростанций, источники реактивной мощности ВН, линии В^Н, играющие важнейшую роль в обеспечении надежности питания промышленных приемников электроэнергией.

В системах электроснабжения у выключателей ВН кроме обязательного местного управления может предусматриваться дистанционное управление или телеуправление.

Цепи питания электрических органов привода, а также все цепи ручного и автоматического управления приводом (в том числе цепи релейной защиты) называются оперативными цепями. Для обеспечения надежности работы эти цепи обычно отделяются от других вторичных цепей (от цепей сигнализации и измерения) путем применения отдельных источников тока или отдельных органов защиты. Из-за существенного различия в мощности таким же путем отделяют друг от друга цепи питания электромагнитов электромагнитного привода и остальные оперативные цепи. Таким образом, все цепи разделяются по назначению на цепи питания органов привода, цепи управления и защиты, цепи сигнализации, каналы телеуправления и телесигнализации.

8.6.3 АВТОМАТИЧЕСКОЕ ПОВТОРНОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ

Защита элементов системы электроснабжения, осуществляемая релейными устройствами, автоматическими выключателями и плавкими предохранителями, отключает защищаемые элементы в случаях устойчивых и неустойчивых повреждений, а также неселективного и ложного срабатывания защиты. В последних трех случаях защищаемый элемент может сразу после срабатывания защиты снова включиться и оставаться в работе. Автоматическое включение элемента после срабатывания защиты называется автоматическим повторным включением (АПВ) и применяется в случаях, когда вероятность возникновения неустойчивых (преходящих) повреждений и неселективного срабатывания защиты достаточно высока.

Наиболее частым проходящим повреждением в системах электроснабжения является КЗ в воздушных линиях, воздушных шинопроводах, на выводах электрических аппаратов, трансформаторов и кабельных разделок, на сборных шинах и т. п. Такое КЗ может быть вызвано пробоем воздушных защитных промежутков при грозовых перенапряжениях, разрядом вдоль изоляторов, попаданием случайных, сгораемых под воздействием дуги предметов на проводники (из-за занесения ветром, неправильного действия людей и т.п.), закорачиванием воздушных изоляционных или разрядных промежутков птицами и животными.

После отключения таких КЗ, канал дугового разряда быстро (при трехфазном отключении в зависимости от напряжения за 0,1—0,4 с) деионизируется и отключенный элемент готов к новому включению.

Проходящим следует считать также КЗ, осуществляемое короткозамыкателем и отключаемое при помощи отделителя. После отделения места КЗ линия готова к новому включению.

Если КЗ в течение без токовой паузы между отключением и автоматическим включением не исчезает, то срабатывание устройства АПВ оказывается неуспешным. Причиной неуспешного АПВ может быть устойчивость КЗ, а также недостаточная длительность бестоковой паузы для ликвидации КЗ. Второй случай имеет место достаточно часто на воздушных линиях 110 кВ и выше, иногда с этим необходимо считаться также в воздушных сетях 10, 20 и 35 кВ. Поэтому вместо однократного АПВ могут применяться двух- и трехкратное АПВ с большей выдержкой времени второго и третьего циклов.

Число отключений воздушных линий ВН релейной защитой или плавкими предохранителями в зависимости от напряжения, типа опор, климатических условий находится в пределах (0,5—5) ·10-2 1/(км·год). Первое АПВ обычно восстанавливает работу линий в 60—90 % всех случаев отключения, причем большие цифры относятся к линиям более высокого напряжения. При неуспешном первом АПВ второе АПВ характеризуется вероятностью восстановления работы дополнительно на 10—15 %, а третье АПВ (при неуспешном втором) — дополнительно на 3—5 % дальнейшее увеличение числа циклов АПВ является нецелесообразным.

В кабельных сетях число отключений защитой составляет (2—4)·10-2 1/(км-год), вероятность восстановления работы путем применения АПВ 20—30 % (в основном за счет дуговых КЗ в ошиновке распределительных пунктов, РУ и т. п.).

Устройства АПВ оправдают себя при определенной частоте успешных срабаваний, которая может определяться технико-экономичесим расчетом и обычно не водится ниже 0,1 1/год.

В России средняя частота успешного срабатывания АПВ составляет 0.5 1/год. Из этого следует, что эффективную работу АПВ можно ждать на воздушных и кабельных линиях длиной 10—100 км.

Во внутренних сетях промышленных предприятий длина одной линии редко превышает 10 км, поэтому применение АПВ отдельных линий может оказаться нецелесообразным. Однако вместо АПВ отдельной линии может применяться АПВ всей сети или сетевого участка.

8.6.4. АВТОМАТИЧЕСКОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ РЕЗЕРВА.Надежность электроснабжения ответственных приемников, относящихся к 1-й и 2-й категориям по бесперебойности питания,обеспечивается применением двух (или большего числа) независимых источников питания. При этом возможны три варианта:

1) источники находятся постоянно в параллельной работе и имеют такой запас

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16