Выбор уставок защиты электродвигателя с применением микропроцессорного устройства защиты MiCOM P220

Выбор автоматических выключателей на отходящие линии ЩО70 напряжением 0,4 кВ механического цеха

Существуют следующие требования к выбору автоматических выключателей:

а) номинальное напряжение выключателя не должно быть ниже напряжения сети;

б) отключающая способность должна быть рассчитана на максимальные токи к.з., проходящие по защищаемому элементу;

в) номинальный ток расцепителя должен быть не меньше наибольшего расчетного тока нагрузки и выключатель не должен отключаться в нормальном режиме работы защищаемого элемента

(13.2)

 

г) при допустимых кратковременных перегрузках защищаемого элемента автоматический выключатель не должен срабатывать; это достигается выбором уставки мгновенного срабатывания электромагнитного расцепителя

 

(13.3)

 

где I _п – пиковый ток группы двигателей

 

(13.4)

 

где I_п.макс – наибольший из пусковых токов двигателей группы приемников, определяемый по паспортным данным, А;

I _р – расчетный ток группы приемников, А;

R_и – коэффициент использования двигателя, имеющего I _п.макс;

I_{ном.макс} – номинальный ток двигателя (приведенный к ПВ=1) с наибольшим пусковым током, А.

Линия от КПТ до ПР1

Расчетный ток I _р.ПР1 = 55 А;

Номинальный ток расцепителя

 

 

Ток срабатывания расцепителя

,

 

где

 

 

По таблице 6.10 выбираем автоматический выключатель GBL203 I_ном=250А; _Iср.р.=245,43А

Проверяем кабель, питающий ПР1 по согласованию с защитой:

 

 

Условие не выполняется, принимаем кабель большего сечения: четырехжильный ААБ (3х50) + 1х35мм; I_доп=110А из табл. П3.7 [2].

 

 

Условие выполняется, окончательно выбираем кабель ААБ(3х50)+ 1х35мм, где К_защ= 0,22 по табл. 7.6 [1] для сетей, где защита от перегрузки не требуется, а автоматический выключатель имеет только максимальный мгновенно действующий расцепитель.

2. Линия от КТП к ПР2

Расчетный ток I _р.ПР2 = 67 А;

Номинальный ток расцепителя

 

Ток срабатывания расцепителя

 

 

где

 

 

По табл. 6.10 [2] выбираем автоматический выключатель GBL203 I_ном=250А; I_ср.р.=600А

Проверяем кабель, питающий ПР2:

 

 

Условие не выполняется, принимаюем кабель большего сечения: четырехжильный ААБ (3х95) + 1х50мм; Iдоп=165А из табл. П3.7

 

 

Условие выполняется, окончательно принимаем кабель ААБ(3х95)+ 1х50мм.

3. Линия от КТП до ШРА1

Расчетный ток I _р.ШРА1 = 113 А;

Номинальный ток расцепителя

 

Ток срабатывания расцепителя

 

,

 

Где

 

 

По табл. 6.10 [2] выбираем автоматический выключатель GBL203 I_ном=250А; I_ср.р.=400А

Проверяем кабель, питающий ШРА-1 по согласованию с защитой:

 

,

 

где К_защ= 0,22 по табл. 7.6для сетей, где защита от перегрузки не требуется, а автоматический выключатель имеет только максимальный мгновенно действующий расцепитель.

Принимаем кабель АВВГ 3*25+1*16 мм, I_доп=115А.

4. Линия КТП-ОЩВ1

Расчетная осветительная активная мощность цеха № 11

 

Р _р.о = 15,23кВт

 

Расчетный ток

или

 

Выбираем автомат типа ABE53b:

Номинальный ток расцепителя:

 

 

Ток срабатывания расцепителя:

 

 

Выбираем кабель, питающий ЩО по:

а) нагреву длительным расчетным током:

 

 

Выбираем кабель сечением S = 10 мм ², I_доп = 60 А.

б) условию согласования с защитой:

 

 

в) Потере напряжения:

 

 

Выбираем сечение S = 16 мм ², DU% = 2,8 %.

Выбор кабелей и автоматических выключателей 0,4 кВ.

Линия КТП3 – цех № 18 (на генплане):

Расчетный ток в линии: Iр=955,7

Допустимый ток в кабеле:

 

 

Номинальный ток расцепителя:

 

 

Ток срабатывания расцепителя:

 

 

Выбираем автоматический выключатель типа LBA-16-1600C Iном=1600А,Uном=690В, Icu=65 кА с электронным реле отключения OSR II.

Выбираем кабель по длительному расчетному току:

 

 

где К_сн = 0,85 по табл. 7.17 [2] при прокладке трех кабелей в траншее.

Выбираем три кабеля типа ААШвУ, сечением S = 185 мм ², I _доп = 340 А по табл. П.3.7

Проверяем по согласованию с защитой:

 

I_доп=I_доп×n×К_с,

 

где n - количество кабелей

 

 

где К _защ = 0,66 по табл. 7.6

Проверяем по потере напряжения:

 

(8.5)

 

где - удельные сопротивления кабелей с учетом их удвоения в траншее, т.е. , , Ом/км;

l – длина линии в км;

cosj = 0,976, sinj = 0,22.

 

 

что соответствует требованию в пределах 5%.

Аналогично рассчитываем кабели и токи защиты автоматических выключателей других электроприемников, питаемых от КТП на напряжении 0,4/0,23 кВ и сводим в таблице 1.11

 

Таблица 1.11 - Выбор выключателей на U=0,4/0,23кВ
Наименование линии	I р, А	Тип авт.выкл., Iном, А	Iном.рас по расчету, А	Iном.расА	Iср.р по расч, А	I ср.р, А
КТП1-цех №1	59,32	ABS103b Iном=100А	77,12		92,1
КТП1-цех №2		ABT-403b Iном=400А	237,93
КТП1-цех№3	192,7	ABT-403b Iном=400А	250,55
КТП1-цех №4		LBA-20C Iном=2000A	1514,5
КТП1-цех №4		LBA-20C Iном=2000A	1514,5
КТП1-цех №5		LBA-25C Iном=2500A	1808,6
КТП1-освещ.	120,3	GBN-250 Iном=250A	156,37
КТП2-цех №6	314,7	ABE-803b Iном=800А	409,15
КТП2-цех №7		LBA-25C Iном=2500A	1701,2
КТП2-цех №7		LBA-25C Iном=2500A	1701,2
КТП2-цех№8осв	28,72	ABS 103b Iном=100А	37,341		44,6
КТП2-цех№9	214,4	ABT-403b Iном=400А	278,72
КТП2-цех №10	334,7	ABE-803b Iном=800А	435,12
КТП2-цех №11	249,8	ABT-403b Iном=400А	324,77
КТП3-цех №12	94,51	GBN-250 Iном=250A	122,86
КТП3-цех №13	623,3	ABS-1003 Iном=1000А	810,26
КТП3-цех №14	179,3	ABT-403b Iном=400А	233,14
КТП3-цех №15	849,9	LBA-16 Iном=1600A	1104,8
КТП3-цех №15	849,9	LBA-16 Iном=1600A	1104,8
КТП3-цех №16	213,9	ABT-403b Iном=400А	278,07
КТП3-цех №17	441,3	ABE-803b Iном=800А	573,75
КТП3-цех №18	955,7	LBA-16 Iном=1600A	1242,4

 

 

Таблица 1.12 - Выбор кабелей на U=0,4/0,23кВ
Наименование линии	I р, А	Марка КЛ	Кол-во КЛ шт	Iд.д	ΣIд.д	К с.н	Iр/Кс	Кзащ*Iр.р/Ксн	ΔU
КТП1-цех №1	59,32	ААШвУ 3*16+1					37,08		1,7
КТП1-цех №2		ААШвУ 3*95+1					114,4		0,7
КТП1-цех№3	192,7	ААШвУ 3*95+1					120,5		0,3
КТП1-цех №4		ААШвУ 3*185+1				0,78	933,5	1692,308	3,5
КТП1-цех №4		ААШвУ 3*185+1				0,78	933,5	1692,308	3,5
КТП1-цех №5		ААШвУ 3*185+1				0,78		2115,385	3,5
КТП1-освещение	120,3	ААШвУ 3*50+1					75,18		2,1
КТП2-цех №6	314,7	ААШвУ 3*70+1				0,9	218,6	366,6667	3,8
КТП2-цех №7		ААШвУ 3*185+1				0,78		2115,385	2,8
КТП2-цех №7		ААШвУ 3*185+1				0,78		2115,385	2,8
КТП2-цех №8 осв	28,72	ААШвУ 3*10+1					17,95		3,3
КТП2-цех№9	214,4	ААШвУ 3*120+1							0,8
КТП2-цех №10	334,7	ААШвУ 3*95+1				0,9	232,4	410,6667	2,6
КТП2-цех №11	249,8	ААШвУ 3*150+1					156,1		2,1
КТП3-цех №12	94,51	ААШвУ 3*35+1					59,07		2,4
КТП3-цех №13	623,3	ААШвУ 3*150+1				0,85	458,3	776,4706	1,8
КТП3-цех №14	179,3	ААШвУ 3*95+1					112,1		0,7
КТП3-цех №15	849,9	ААШвУ 3*185+1				0,85	624,9	1242,353	2,9
КТП3-цех №15	849,9	ААШвУ 3*185+1				0,85	624,9	1242,353	2,9
КТП3-цех №16	213,9	ААШвУ 3*120+1					133,7		1,1
КТП3-цех №17	441,3	ААШвУ 3*150+1				0,9	306,5	586,6667	4,5
КТП3-цех №18	955,7	ААШвУ 3*185+1				0,85	702,7	1242,353	4,2

 

Выбор автоматических выключателей на низкой стороне цеховых трансформаторных КТП.

Выбираем автоматический выключатель типа LBA-50С-5000C Iном=5000А,Uном=690В, Icu=65 кА с электронным реле отключения OSR II.

Расчетный ток КТП1 на низкой стороне:

 

 

Номинальный ток расцепителя:

 

где

 

Ток срабатывания расцепителя:

 

 

Для секционного выключателя

 

 

номинальный ток расцепителя:

 

;

Ток срабатывания расцепителя:

 

 

Выбираем автоматический выключатель типа LBA-25-2500C I_ном=2500А,U_ном=690В, I_cu=65 кА с электронным реле отключения OSR II.

Аналогично рассчитываем для других КТП и результаты сводим в таблице 1.13.

 

 

Выбор вводных и секционных выключателей 0,4 кВ КТП

Таблица 1.13

№ КТП	Sр, кВА	Iр, А	Iр.макс А	Тип авт. выклчателя	Iном.рас по расчету А	Iном.рас А	Iс.р.р по расчету А	Iс.р.р А	Секционный выключатель
Iн.рас, А	Iср.р, А	Тип
КТП1	2803,05	2025,32856	4050,6571	LBA 50С	4455,72283		2278,4946			2460,7742	LBA 25
КТП2	2459,52	1777,11171	3554,2234	LBA 50С	3909,64577		1999,2507			2159,19073	LBA 25
КТП3	2763,12	1996,47542	3992,9508	LBA 50С	4392,24593		2246,0348			2425,71764	LBA 25

 

 

1.11.1 Расчет токов короткого замыкания

Для расчета токов короткого замыкания составим схему питания наиболее удаленного электроприемника прессово-термического цеха (рисунок 1.7,а) для проверки его аппарата защиты на отключающую способность и схему замещения (рисунок 1.7,б)

 

 

 

а) б)

Рисунок 1.7

активное и реактивное сопротивление трансформатора;

активное и реактивное сопротивление катушек и контактов автоматических выключателей;

переходное сопротивление контактных соединений (шинопровод кабель, кабель – кабель и т.д.);

активное и реактивное сопротивление шинопровода;

активное и реактивное сопротивление кабеля;

активное и реактивное сопротивление проводов.

Определим сопротивление системы:

 

r _с = 0.

 

Принимаем трансформатор ТСЗ-1600/6.

Каталожные данные трансформатора ТСЗ-1600/6: U_вн=6 кВ, U_нн= 0,4 кВ, DР _хх = 4,2 кВт, DР _кз= 16 кВт, U _кз% = 5,5,

I _хх%=1,5 соединение обмоток D/Y _о – 11. (Л-5, Т.27.6)

Полное сопротивление трансформатора 1600 кВА

 

 

Активное сопротивление трансформатора 1600 кВА:

 

Индуктивное сопротивление трансформатора 1600 кВА:

 

Сопротивление катушек (расцепителей) максимального тока Х_кв и переходных сопротивлений контактов автоматического выключателя:

 

R_А1+R_конт1+ R_пер1=0,25 мОм; Х_А1=0,08 мОм;

R_А2+R_конт2+ R_пер2=0,43 мОм; Х_А2=0,13 мОм;

R_А3=0,36 мОм; Х_А3=0,28 мОм;

 

Сопротивление шины от выводов трансформатора до сборных шин 0,4 кВ КТП:

 

R_каб=r₀ × l =0,28×30=8,4 мОм; Х_каб=r₀ × l =0,06×30=1,8 мОм;

R_пров=r₀ × l =0,28×5=1,4 мОм; Х_пров=r₀ × l =0,06×5=0,3 мОм;

 

Определим значения тока трех- и двухфазного к.з. в точке К3

 

R₃=R_т+R_А1=1,6+0,25=1,85 мОм

Х₃=Х_т+Х_А1=5,26+0,08=5,34 мОм

 

Трехфазный ток КЗ в точке К-3

 

 

постоянная времени

Ударный ток в точке К-3:

 

 

Двухфазный ток КЗ в точке К-3

 

 

Определим значения тока трех и двухфазного КЗ в точке К-2

 

R₂=R₃+R_А2+R_конт3+R_каб=1,85+0,43+8,4=10,68 мОм

Х₂=Х₃+Х_А2+Х_каб=5,34+0,13+1,8=7,27 мОм

 

Трехфазный ток КЗ в точке К-2

 

 

Ударный ток в точке К-2

 

 

Двухфазный ток КЗ в точке К-2

 

Определим значения тока трех и двухфазного КЗ в точке К-1

 

R₁=R₂+ R_пров+R_А1=10,68+1,4+0,36=12,44 мОм

Х₁=Х₂+ Х_пров+Х_А1=7,27+0,3+0,28=7,85 мОм

 

Трехфазный ток КЗ в точке К-1

 

 

Ударный ток в точке К-1

 

кА

 

Двухфазный ток КЗ в точке К-1

 

 

Расчёт однофазного короткого замыкания

Вместо принимаем полное сопротивление цепи фаза-нуль; полное сопротивление цепи фаза-нуль кабельной линии; полное сопротивление цепи фаза-нуль провода;

 

полное сопротивление фазы трансформатора

; ;

(при соединении обмоток трансформатора Δ/yە -11)

(при соединении обмоток трансформатора y/yﻩ - 12)

 

При однофазном к.з. в точке К3 и соединении обмоток трансформатора Δ/yە-11

 

 

При однофазном к.з. в точке К2 и соединении обмоток трансформатора Δ/yە-11

 

 

При однофазном к.з. в точке К1 и соединении обмоток трансформатора Δ/yە-11

 

 

При однофазном к.з. в точке К3 и соединении обмоток трансформатора y/yﻩ-12

 

 

При однофазном к.з. в точке К2 и соединении обмоток трансформатора y/yﻩ-12

 

 

При однофазном к.з. в точке К1 и соединении обмоток трансформатора y/yﻩ-12

 

 

Проверка оборудования по отключающей способности:

Предельный отключающий ток автомата GBL203 Iном=250А 35кА>18 кА

Предельно отключающий ток автоматического выключателя ABT 403b расцепителем на I_ном=400А 35кА>15,7кА

Выбранные автоматы и предохранители по отключающей способности и чувствительности соответствует требованиям.

 

1.14 Релейная защита и автоматика

 

Релейная защита трансформатора ГПП

В процессе эксплуатации системы электроснабжения возникают повреждения отдельных ее элементов. Наиболее опасными и частыми видами повреждений являются КЗ между фазами электрооборудования и однофазные КЗ на землю в сетях с большими токами замыкания на землю. В электрических машинах и трансформаторах наряду с междуфазными КЗ и замыканиями на землю имеют место витковые замыкания. Вследствие возникновения КЗ нарушается нормальная работа системы электроснабжения, что создает ущерб для промышленного предприятия.

При протекании тока КЗ элементы системы электроснабжения подвергаются термическому и динамическому воздействию. Для уменьшения размеров повреждения и предотвращения развития аварии устанавливают совокупность автоматических устройств, называемых релейной защитой и обеспечивающих с заданной степенью быстродействия отключение поврежденного элемента или сети.

Основные требования, предъявляемые к релейной защите, следующие: надежное отключение всех видов повреждений, чувствительность защиты, избирательность (селективность) действия – отключение только поврежденных участков, простота схем, быстродействие, наличие сигнализации о повреждениях.

Устройства релейной защиты для силовых трансформаторов предусматривают от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы: многофазных замыканий в обмотках и на выводах, присоединенных к сети с глухозаземленной нейтралью; витковых замыканий в обмотках; токов в обмотках, обусловленных перегрузкой; понижения уровня масла.

1) Дифференциальная защита

Данная защита выполняется на реле РНТ-565 и защищает трансформатор от однофазных КЗ в обмотке и ошиновке трансформатора в зоне ограничения трансформаторами тока. При повреждении в трансформаторе дифференциальная защита дает импульс на отключение выключателей 10 кВ, 110 кВ ввода трансформатора.

2) Максимальная токовая защита (МТЗ)

Эта защита применяется в качестве защиты от внешних коротких замыканий и является резервной по отношению к дифференциальной защите. МТЗ выполняется на переменном оперативном токе в двухфазном исполнении на базе реле РТ-40. Защита выполнена в виде трех комплектов МТЗ с комбинированным пуском по напряжению.

3) Газовая защита

Газовая защита является чувствительной реагирующей на повреждение внутри трансформатора, особенно при витковых замыканиях в обмотках, на которые газовая защита реагирует при замыкании большого числа витков.

Газовая защита также реагирует на повреждения изоляции стянутых болтов и возникновение местных очагов нагрева стали сердечника. Газовая защита срабатывает при достижении скорости движения масла от бака к расширителю от 0,6-0,8 л/с. Она реагирует на появление газа в кожухе трансформатора и снижение уровня масла, защита выполняется на базе реле РТЗ-261, которое поставляется с трансформатором. При всех видах повреждений газы, образовавшиеся в результате разложения масла и изоляции проводов, направляются через реле, установленное на трубопроводе, соединяющем бак трансформатора с расширителем и вытесняют масло из камеры реле в расширитель. В результате этого уровень масла в газовом реле понижается, установленные в реле поплавки опускаются, а прикрепленные к ним колбочки с ртутными контактами поворачиваются. При этом действует предупреждающий сигнал.

При бурном газообразовании, сопровождающемся течением струи масла под давлением, поворачиваются поплавок и колбочка с контактами. Последние, замыкаясь, действует на отключение выключателя 10 кВ трансформатора и отключение выключателя 110 кВ.

4) Защита от перегрузок

На трансформаторах номинальной мощностью 400 кВА и более, подверженных перегрузкам, предусматривается максимальная токовая защита от токов перегрузки с действием на сигнал с выдержкой времени.

Защита выполняется на базе реле РТ-40 (КА5, КА6) с действием на сигнал, реле включается в цепь трансформатора тока со стороны низшего напряжения.

Исходные данные

Трансформатор ТДН-10 МВА; 115±16%/6,6 кВ; ток трехфазного короткого замыкания I_кз=6,16 кА.

Расчет дифференциальной токовой защиты для трансформаторов ГПП.

а) Определение первичных номинальных токов на сторонах силового трансформатора (I_ном1 и I_ном2):

 

, А,

А,

А

 

и коэффициенты трансформации трансформаторов тока:

 

, А,

А,

, А

А

 

Принимаем стандартные коэффициенты трансформации:

n_Т1=100/5=20, ТВТ-110 (опорные в фарфоровой покрышке);

n_Т2=600/5=120, ТЛМ-10 (с литой изоляцией).

 

б) Определим вторичные номинальные токи в плечах дифференциальной защиты:

 

, А,

А,

А

 

Так как основная сторона дифференциальной защиты принимается по большему значению (i_н1 и i_н2), то в данном случае i_н2> i_н1. Сторону напряжением 6 кВ принимаем за основную и все расчеты приводим к основной стороне.

в) Выбирается ток срабатывания защиты из условия отстройки:

1) от броска намагничивания

 

I_сз = К_отс × I_нт2, А,

 

где К_отс=1,3-1,4 – коэффициент отсечки для РТН-565

 

I_сз = 1,3×2082=2706,6 А;

 

2) от максимального тока небаланса

I_сз = К_отс×I_нб= К_отс× (), А,

 

где К_отс=1,3 – коэффициент отсечки для РНТ-565.

Составляющая тока небаланса, обусловленная погрешностью (ток намагничивания) трансформаторов тока, питающих дифференциальную защиту определяется по формуле:

 

= К_а·К_одн·e·I_кмакс, А,

= 1×1×0,1×6,16=616 А

 

где К_одн – коэффициент, учитывающий однотипность трансформаторов тока (К_одн=1);

e - коэффициент, учитывающий 10% погрешность трансформаторов тока (e=0,1);

К_а – коэффициент, учитывающий переходной режим (апериодическая составляющая), (К_а=1 для реле с БНТ);

I_кмакс – максимальное значение тока КЗ за трансформатором, приведенная к основной стороне трансформатора.

Составляющая тока небаланса, обусловленная регулированием напряжения защищаемого трансформатора:

 

А,

 

где ±DN = ±16 – полный диапазон регулирования напряжения.

 

А

Составляющая тока небаланса, обусловленная неточностью установки на коммутаторе реле РНТ расчетного целого числа витков обмоток:

 

,

 

где W_1расч., W₁ – соответственное расчетное и установленное число витков обмоток реле РНТ для не основной стороны.

На первом этапе установки дифференциальной защиты I^///_нб не учитывается, т.е.

 

I_сз = К_отс × I_нб = К_отс·(), А,

I_сз = 1,3× (616+985,6)=2082 А.

 

За расчетную величину тока срабатывания защиты принимаем большее значение между:

I_сз (от намагничивания) = 985,6 А,

I_сз (от небаланса) = 2082 А

г) Производится предварительная проверка чувствительности защиты при повреждениях в зоне ее действия

 

К_ч= >2,

 

где I_кмин – минимальное значение тока КЗ (обычно двухфазное в зоне защиты)

 

К_ч= = =2,57>2

I_к.мин=0,87×I_кз, А,

I_к.мин=0,87×6160=5359,2 А.

 

Так как коэффициент чувствительности больше двух, то расчет можно продолжать.

д) Определяется ток срабатывания реле, отнесенный к стороне с большим током в плече (основной стороне)

 

I_ср= , А,

 

где К_Т, К_сх – берется для основной стороны.

 

I_ср= = 17,35 А

 

е) Определяется расчетное число витков обмотки реле основной стороны

 

W_{осн.расч.}= , витков,

W_{осн.расч.}= = 5,7 витка.

 

Полученное число витков обмотки округляем до ближайшего меньшего числа витков, которое можно установить на реле РНТ-565, т.е. W_{осн.расч}= 5 витков.

ж) Определяется число витков обмотки неосновной стороны

 

W _{неосн.расч}= × W_{осн.расч}, витков,

 

где i_н1 – вторичный номинальный ток основной стороны;

i_н2 – вторичный номинальный ток другого плеча защиты.

 

W _{неосн.расч}= =2,9 витков.

 

3) Определяется ток небаланса с учетом I .

 

I = × , А,

I = ×6160=212,4 А

 

е) Повторно определяется первичный ток срабатывания защиты и вторичный ток срабатывания реле:

 

I_сз=1,3× (616+985,6+212,4)=2365,2 А

I_ср= ×К_сх, А,

I_ср= ×1= 19,7А.

 

Полученные значения удовлетворяют требованиям, предъявляемые к дифференциальной защите.

Дифференциальная защита трансформаторов выполняется на реле РНТ-565, имеющий быстронасыщающийся трансформатор и уравнительные обмотки с регулирующими резисторами, с помощью которых можно отстраивать действия защиты. Таким образом, обеспечивается повышенная чувствительность защиты.

Расчет максимальной токовой защиты для трансформатора ГПП МТЗ устанавливается с высшей стороны трансформатора и действует с выдержкой времени при КЗ.

Ток срабатывания МТЗ выбирается исходя из условия отстройки (несрабатывания) от перегрузки. Ток перегрузки обычно определяется из рассмотрения 2-х режимов:

1. отключение параллельно работающего трансформатора:

 

I_{нагр.макс}=0,8×I_ном.тр,

I_{нагр.макс}=0,8×50,3=40,2 А.

 

2. автоматическое подключение нагрузки при действии АВР

I_{нагр.макс}= I₁+ I₂=0,8·(I_ном.тр1+ I_ном.тр2),

I_{нагр.макс}=0,8× (100,6+100,6)=161 А.

Ток срабатывания защиты выбирается по формуле:

 

I_сз= × I_{раб..макс}, А,

 

где К_отс= 1,1-1,2 для реле РТ-40;

К_воз=0,85 – коэффициент возврата реле;

К_зап=2,5 – коэффициент самозапуска обобщенной нагрузки;

 

I_сз= × 161=520,9 А.

Коэффициент чувствительности при двухфазном КЗ:

 

К >1,5,

 

где I_к.мин – минимальный ток двухфазного КЗ до трансформатора ГПП.

 

К =6,6>1,5

 

Выдержка времени выбирается из условия селективности на ступень выше наибольшей выдержки времени t_п защит присоединений, питающихся от трансформатора

 

t_т=t_п+Dt, с,

 

где t_п=0,8 с – выдержка времени защиты, установленной на присоединениях питающихся от данного трансформатора,

Dt=0,5 с – ступень выдержки времени.

 

t_т=0,8+0,5=1,3 с.

 

Расчет защиты от перегрузки.

Защиту от перегрузки осуществляют одним реле РТ-80 с ограниченно зависимой характеристикой. Защита действует на сигнал с выдержкой времени. Ток срабатывания выбирают из условия возврата реле при номинальном токе трансформатора:

 

I_сз= × I_ном..тр, А,

I_сз= × 50,3= 66 А.

 

Время действия защиты от перегрузки выбирается на ступень больше МТЗ:

 

t_пер=t_мтз+Dt, с

t_пер=1,3+0,5=1,8 с.

 

Автоматика и сигнализация.

На подстанциях предусматривается следующая автоматика:

1) Автоматическое включение резерва (АВР). АВР питания или оборудования предусматривают во всех случаях, когда электроснабжение вызывает убытки, значительно превышающие стоимость установки устройства АВР. В случае повреждения одного из трансформаторов, происходит его отключение и автоматическое включение секционного выключателя, чем обеспечивается бесперебойное электроснабжение потребителей.

2) Автоматическое повторное включение (АВР) трансформаторов предусматривается для автоматического восстановления их нормальной работы после аварийных отключений, не связанных с внутренними повреждениями трансформатора. АПВ трансформаторов является обязательным на однотрансформаторных подстанциях с односторонним питанием. На Двухтрансформаторных подстанциях с односторонним питанием АПВ целесообразно устанавливать в том случае, если отключение одного трансформатора вызывает перегрузку другого и в связи с этим часть потребителей должна отключиться. АПВ позволяет без вмешательства обслуживающего персонала восстановить питание линии после кратковременных КЗ.

Специальная часть

Выбор уставок защиты электродвигателя с применением микропроцессорного устройства защиты MiCOM P220

Согласно правилам устройства электроустановок (ПУЭ) на двигателях напряжением выше 0,4–10 кВ, должны устанавливаться следующие устройства релейной защиты:

а) Защита от междуфазных коротких замыканий – отсечка или дифференциальная защита.

б) Защита от замыканий на землю и от двойных замыканий на землю - токовая защита нулевой последовательности.

в) Защита от перегрузки.

г) Для синхронных двигателей дополнительно требуется защита от асинхронного режима.

На шинах 6 кВ установлены 4 синхронных двигателя:

Насосы СТД-630-23УХЛ4: Р_н = 630 кВт, S_ном = 595 кВА, h=95,8 %,

I _п/I _н = 5,66, М_макс/М_н = 2,08