3.1 Выбор видов защит и автоматики трансформаторов 10/0,4 кВ.
В соответствии с п. 3.2.51 [1] для трансформаторов в цеху, с обмотками ВН 10 кВ (сеть с изолированной нейтралью) и НН 0,4 кВ (сеть с глухозаземленной нейтралью) должны быть предусмотрены защиты от:
· многофазных замыканий в обмотках и на выводах;
· однофазных КЗ в обмотке и на выводах, присоединенных к сети с глухозаземленной нейтралью;
· витковых замыканий в обмотках;
· токов в обмотках от внешних КЗ;
· токов в обмотках от перегрузки;
· понижения уровня масла;
· ОЗЗ в сети с изолированной нейтралью.
В соответствии с п. 3.2.53 [1] газовая защита от повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла должна быть предусмотрена для внутрицеховых понижающих трансформаторов мощностью 630 кВА и более. Газовая защита должна действовать на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла.
В соответствии с п. 3.2.54.2 [1] для защиты от повреждений на выводах, а также от внутренних повреждений должна быть предусмотрена токовая отсечка без выдержки времени, устанавливаемая со стороны питания и охватывающая часть обмотки трансформатора, если не предусматривается дифференциальная защита (мощность трансформатора меньше 6,3 МВА). ТО должна действовать на отключение всех выключателей трансформатора.
В соответствии с п. 3.2.60 [1] на понижающих трансформаторах мощностью менее 1 МВА в качестве защиты от токов в обмотках, обусловленных внешними многофазными КЗ, предусмотрим МТЗ, действующую на отключение.
В соответствии с п. 3.2.61.1 [1] на двухобмоточных трансформаторах защиту от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ, установим со стороны основного питания.
В соответствии с п. 3.2.66 [1] на понижающих трансформаторах с высшим напряжением до 35 кВ и соединением обмотки низшего напряжения в звезду с заземленной нейтралью предусмотрим защиту от однофазных замыканий на землю в сети НН, осуществляемую применением специальной защиты НП, устанавливаемой в нулевом проводе трансформатора.
В соответствии с п. 3.2.69 [1] на трансформаторах мощностью 0,4 МВА и более в зависимости от вероятности и значения возможной перегрузки следует предусматривать защиту от токов, обусловленных перегрузкой, с действием на сигнал.
В КРУ 10 кВ предусмотрено резервирование нагрузки, подключенной к стороне НН трансформаторов 10/0,4 кВ. Установка АПВ не требуется.
В соответствии с п. 9.14 [8] на отходящей линии к трансформатору предусмотрим наличие УРОВ с действием отключение ВВ и СВ, а также ЗДЗ с контролем тока. Виды и исполнения РЗА для цеховых трансформаторов 10/0,4 кВ представим в табл.3.1.
Таблица 3.1.
Виды РЗА и их типоисполнение для трансформаторов 10/0,4 кВ
| Виды РЗА | Исполнение | Примечание |
| ТО | двухфазное, трехрелейное | tВ=0 |
| МТЗ | двухфазное, трехрелейное | tВ=const |
| ЗП | двухфазное, трехрелейное | на сигнал, tВ=const |
Продолжение таблицы 3.1
| Защита от однофазных КЗ на стороне 0,4 кВ | на измерение тока в ТТ в нейтрали трансформатора 0,4 кВ | на отключение выключателя со стороны ВН трансформатора |
| УРОВ | интегрировано в терминал РЗА | на отключение рабочего и резервного вводов |
| ЗДЗ | 3 датчика дуги | с контролем тока ввода |
3.2 Выбор типоисполнения терминалов трансформаторов 10/0,4 кВ.
Поскольку мощности цеховых трансформаторов не превышают 6,3 МВА, и по [1] ДЗТ не предусматривается, она будет выведена из работы. Для защиты короткой линии трансформатора в КРУ выберем терминал БМРЗ-153-УЗТ-01.
Для защиты от дуговых замыканий в отсеках КРУ применим комплекс дуговой защиты ДУГА-МТ (регистраторы дуговых замыканий ДУГА-О, установленные в каждой ячейке будут отправлять сигналы на центральный блок ДУГА-БЦ). Наличие необходимых функций у терминалов БМРЗ-153-УЗТ-01 для трансформаторов 10/0,4 кВ показано в табл.3.2.
Таблица 3.2
Типоисполнение терминалов для трансформаторов 10/0,4 кВ
| Необходимые функции | Наличие у терминала |
| ТО | Ненаправленная ТО |
| МТЗ | Ненаправленная МТЗ |
| Защита от перегрузки | Ненаправленная МТЗ |
| Защита от однофазных КЗ на стороне 0,4 кВ | Одноступенчатая ненаправленная токовая защита от замыканий на землю |
| УРОВ | УРОВ с отдельным токовым органом |
3.3 Расчет уставок защит ячейки выключателя короткой линии к трансформатору 10/0,4 кВ
Произведем выбор уставок срабатывания защит выбранного терминала для трансформаторов 10/0,4 кВ. Рассчитываемые виды РЗА представлены в табл.3.2.
1. Токовая отсечка трансформатора.
Расчет токовых защит проведем согласно методикам [12].
Приведем значения ТКЗ в точке К2 к стороне ВН трансформаторов:
(А);
(А).
Определим ток срабатывания ТО по условию отстройки от максимального ТКЗ за трансформатором:
(3.1)
где 
– коэффициент надежности, равный 1,15;
(А).
Определим ток срабатывания ТО по условию отстройки от бросков тока намагничивания трансформатора:
(3.2)
где 
– коэффициент надежности без замедления ТО и без автоматического удвоения уставки ТО при включении выключателя трансформатора, равный 6;
– рабочий максимальный ток трансформатора, (см. п.1.2):
(А).
Согласно [5] для ТТ ТОЛ-10 выбрали первичный номинальный ток 75 А (см п.2.4).
(кА).
За окончательное значение тока срабатывания ТО примем большее из двух:
(А).
Определим вторичный ток срабатывания ТО:
(А).
Проверим чувствительность ТО при трехфазном КЗ в максимальном режиме на выводах ВН трансформатора:
Нормативная чувствительность обеспечивается. Уставку по времени ТО принимаем минимально возможную: 0,05с [3].
2. МТЗ трансформатора 10/0,4 кВ.
Определим ток срабатывания МТЗ:
(3.3)
где 
– коэффициент надежности, равный 1,2;
– коэффициент самозапуска, равный 1,3 [3];
– коэффициент возврата (типовой, по [3] равный 0,95);
(А).
Оценим чувствительность МТЗ при КЗ в основной зоне действия на выводах НН трансформатора:
Расчетный коэффициент чувствительности превышает нормативный, чувствительность обеспечена.
Определим вторичное значение тока срабатывания МТЗ:
(А).
Для выбора выдержки времени МТЗ терминала трансформатора 10/0,4 кВ необходимо рассчитать значение ступени селективности Δ t между МТЗ терминала и МТЗ расцепителя вводного автомата ВА55-43 (выбран в п.2.3):
(3.4)
где 
– время включения автомата ВВ, равное 0,04 с;
– погрешность выдержки времени МТЗ расцепителя автомата ВВ, равная 0,02 с [11];
– погрешность выдержки времени МТЗ терминала РЗА трансформатора, равная 0,025 с [3];
– время возврата МТЗ терминала РЗА, 0,065 с [3];
– время запаса, равное 0,1 с [7];
(c).
Ступень селективности можно округлить до 0,3 с.
Определим выдержку времени МТЗ трансформатора (выдержка времени МТЗ автомата ВВ по [11] равно 0,1 с):
(c).
3. Защита от перегрузки трансформатора.
Расчет проведем согласно методике, указанной в [7].
Определим ток срабатывания защиты от перегрузки:
(3.5)
где 
– коэффициент отстройки, равный 1,05 [7];
– коэффициент возврата третьей ступени МТЗ, на которой реализуем ЗП (из диапазона 0,5…0,99 в [3] примем 0,95);
– номинальный ток трансформатора 10/0,4 кВ, равный 36,37 А;
(А).
Определим вторичное значение тока срабатывания защиты от перегрузки:
(А).
Выдержка времени ЗП выбирается на ступень селективности больше времени срабатывания МТЗ трансформатора:
(3.6)
где 
– время отключения выключателя ВН трансформатора 10/0,4 кВ, равное 0,075 с (см. п.2.3);
– погрешность МТЗ, равная 0,02 с [3];
– погрешность таймера ЗП, равная 0,025 с [3];
– время возврата ЗП, равное 0,065 с [3];
– время запаса, равное 0,1 с [7];
(c).
Ступень селективности можно округлить до 0,3 с.
Определим выдержку времени защиты от перегрузки:
(c).
Согласно [7] рекомендуется принимать выдержку времени ЗП из диапазона 9…10 с. Примем 9 с.
4. Защита от однофазных КЗ на стороне 0,4 кВ.
Определим ток срабатывания защиты от однофазных КЗ по условию отстройки от наибольшего тока небаланса в нулевом проводе трансформатора:
(3.7)
где 
– коэффициент надежности, равный 2;
– наибольший ток небаланса в нулевом проводе трансформатора со схемой соединения обмоток Δ/Y в нормальном режиме, равный 0,75∙ I Т.РАБ.МАКС.НН;
– рабочий ток стороны 0,4 кВ трансформатора (см.п.2.4):
(А);
(А).
Определим коэффициент чувствительности защиты:
Для определения первичного номинального тока ТТ в нейтрали определим максимальный ток небаланса:
(А).
Согласно [5] для ТТ ТНШЛ-0,66 выберем первичный номинальный ток 1200 А, а номинальный вторичный – 5 А.
Определим вторичный ток срабатывания защиты:
(А).
Выдержка времени защиты должна быть отстроена от действия защиты от однофазных КЗ расцепителей выключателей ВА55-43 (из [11] равная 0,1 с):
(c).
Заключение
В данном курсовом проекте были произведены:
· расчет электрических нагрузок нефтеперерабатывающей станции;
· расчет токов короткого замыкания в именованных единицах;
· расчет защит (ТО, МТЗ, защита от однофазных коротких замыканий, защита от перегрузок, защита от однофазных КЗ на стороне 0,4 кВ, согласно нормам фирмы производителя).
Также был произведен выбор высоковольтного оборудования (высоковольтных вакуумных и автоматических низковольтных выключателей, кабельных линий, трансформаторов 10/0,4 кВ, измерительных трансформаторов тока и напряжения, ограничителей перенапряжения), выбор микропроцессорного реле.
Изучив и проанализировав фирмы производителей микропроцессорных реле, выбран блок реле отечественного производителя НТЦ «Механотроника», г. Санкт-Петербург. Согласно методическим указаниям данной фирмы был осуществлен расчет уставок и проверка установленных защит по коэффициенту чувствительности, а также выбрана схема внешних присоединений блока БМРЗ-153-УЗТ-01.
Список использованных источников
1. Правила устройства электроустановок (ПУЭ), изд. 7, 2012 г.
2. Электроэнергетика: методические указания по курсовому проектированию для студентов направления 140200 «Электроэнергетика» специальности 140211 «Электроснабжение» очной, заочной и заочной сокращенной форм обучения / Р.А.Кудряшов, О.М.Кудряшова, В.С.Орлов, - Тюмень: ТюмГНГУ, 2012. – 18с.
3. ЗАО «Радиус автоматика». Сириус-2. Руководящие указания выбора уставок блока защит и автоматики электродвигателя Сириус-2-УВ.
4. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей / под ред. М.А. Шабад. – изд. 4-е, перераб. и доп. – СПб: ПЭИПК, 2009 – 350 с., ил.
5. Каталог испытательного центра ОАО «Свердловский завод трансформаторов тока».
6. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ, утвержденные приказом МинЭнерго РФ от19 июня 2003 г. N229.
7. СТО 56947007-29.120.70.100.2011. Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА подстанционного оборудования производства ЗАО «АРЕВА Передача и Распределение».
8. СТО 56947007-29. 240.10.028-2009. Нормы технологического проектирования подстанций с высшим напряжением 35-750 кВ– Москва, 2009 – 53 с.
9. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д.Л. Файбисовича. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: ЭНАС, 2012. – 376 с., ил.
10. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ, утвержденные приказом МинЭнерго РФ от19 июня 2009 г. N229.
11. Группа компаний IEK. Каталог продукции низковольтного оборудования 2018. – 462 с., ил.
12. Выбор характеристик и уставок цифровых токовых защит серий SAPCOM и RE_500: методические указания с примерами / под ред. М.А. Шабад – СПб: ПЭИПК, 2011 – 53 с., ил.
13. Расчет и проектирование систем электроснабжения объектов и установок: учебное пособие / А.В. Кабышев, С.Г. Обухов. – Томск: Изд-во ТПУ, 2006 – 248 с.
14. ГОСТ 14209-85 Трансформаторы силовые масляные общего назначения. Допустимые нагрузки. –Введ. 1985 – 07 – 01.
15. ГОСТ 11920 – 85. Трансформаторы силовые масляные общего назначения напряжением до 35 кВ включительно. Технические условия. Введ. 1986-07-01
16. Авербух А. М., Рыбак Х. А. Задачи по релейной защите и методы их решения – М. – Л. Госэнергоиздат, 1961 – 352с.
17. ГОСТ 28249-93 Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением до 1 кВ. Введ. 1995-01-01.
18. Беляев А. В. Выбор аппаратуры, защит и кабелей в сетях 0,4 кВ.- Л.: Энергоиздат. Ленингр. Отд-ние, 1988 – 72с.
19. СТО ДИВГ-058-2017 Расчет токов коротких замыканий и замыканий на землю в распределительных сетях. Методические указания. Введ. 2018-03-23.
20. СТО ДИВГ – 059 – 2017. Релейная защита распределительных сетей 6 – 10 кВ. Расчет уставок. Методические указания. Введ. – 2018-03-23.