Защита трансформаторов от сверхтоков в обмотках, обусловленных внешними короткими замыканиями

Максимальная токовая защита – вид релейной защиты, который используется чаще всего, поскольку позволяет исключить выход объекта из строя вследствие внешних коротких замыканий. МТЗ предполагает два

варианта реализации: с пуском реле от минимального напряжение, или без пуска. Она применяется только на трансформаторах мощностью до 1000 кВА, что связано с низкой чувствительностью системы.

Повышающие трансформаторы должны быть оборудованы для защиты от внешних КЗ системами другого плана: токовой защитой нулевой последовательности, либо все той же максимальной токовой защитой с пуском реле от минимального напряжения. Обычно они дополняются токовыми реле защиты генераторов. Однофазная максимальная токовая защита используется для нескольких параллельно работающих трансформаторах мощностью по 400 кВА. На необслуживаемых подстанциях защита может выполняться с действием на автоматическую разгрузку или отключение трансформатора.

В целом, многообразие релейной защиты силовых трансформаторов

при обеспечении индивидуального питания в случае обесточивания подстанции, позволяет выбрать наиболее оптимальную по цене и эффективности схему: чем слабее трансформатор, тем менее чувствительная, а, значит, более дешевая система может быть поставлена.

Для сельских электросетей от 0,38кВ достаточно автоматических выключателей типа АП-50, А3124, А3134, А3144, А3700 или блоков "предохранитель-выключатель" типа БПВ-31-34 с предохранителями типа ПР2. Более мощные трансформаторы требуют наличия дублирующих сетей и элементов для дешунтирования, а также наличия независимых источников тока – аккумуляторных батарей или конденсаторов. В случае, если требуется мгновенное отключение тока, используются дополнительные выносные релейные защиты с расцепителем нулевого напряжения.

 

 

3. РАСЧЕТНО-КОНСТРУКТОРСКАЯ ЧАСТЬ

 

3.1 Расчет электрических нагрузок, компенсирующего устройства и выбор трансформаторов

 

Таблица 3.1- Сводная ведомость нагрузок по строительной площадке жилого дома

Наимено- вание ЭП и РУ	Нагрузка установленная	Нагрузка средняя за смену	Нагрузка максимальная
Pn кВт	n	∑Pn кВт	Kи	cosф	tgф	Pcм кВт	Qсм кВар	Sсм кВА	Pм кВт	Qм кВар	Sм кВА	Iм А
РП1 Кран мостовой ПВ=40%	9/ 5,7		5,7	0,05	0,5	1,73	0,285	0,49	0,56	0,86	0,157	1,04	1,6
РП2 Наждачные станки Заточные станки Магн. дефектоскоп	4,5			0,28	0,5	1,73	2,5	4,4		4,7	6,6		12,3
2,5			0,28	0,5	1,73	1,4	2,4	2,8	2,6	3,6	4,4
1,5			0,28	0,5	0,33	2,4	0,79	2,5	4,7	1,2	4,8	7,4
ШМА Ток.-спец станки	8,5		59,5	0,14	0,5	1,73	8,3	14,4	16,6	13,7	14,4	19,8
Алмазно-р. станки	5,4		16,2	0,14	0,5	1,73	0,76	1,3	1,5	1,2	1,3	1,8	2,7
Верт.-фр. станки				0,14	0,5	1,73	5,6	9,7	11,2	9,2	9,7	13,4	20,4
Свер. ст.	3,5			0,14	0,5	1,73	1,9	3,4		3,2	3,4	4,7	7,15
Закал. уст.				0,7	0,8	0,7		19,6		30,8	19,6	36,5
Верт.св. станки				0,14	0,5	1,73	0,7	1,2	1,4	1,15	1.2	1,6	2.4

 

Продолжение таблицы 3.1- Сводная ведомость нагрузок по строительной площадке жилого дома

Наименование ЭП и РУ	Нагрузка установленная	Нагрузка средняя за смену	Нагрузка максимальная
Pn кВт	n	∑Pn кВт	Kи	cosф	tgф	Pcм кВт	Qсм кВар	Sсм кВА	Pм кВт	Qм кВар	Sм кВА	Iм А
Баланс. ст.	1,8		3,6	0,14	0,5	1,73	0,25	4,3	4,9	4,1	4,3	5,9	8,9
Кругл.шлиф. станки				0,14	0,5	1,73	5,2	8,7		8.8	8,7	12,4	18,8
Ток. полуавтоматы				0,17	0,65	1,17	10,2		15,7	15,1		19,8
Агрегатные станки	12,5		37,5	0,2	0,645	0,7	7,5	5,25	9,2	11,6	5,25	12,7	19,3
Шпон.-фрез. станки				0,14	0,5	1,73	1,26	2,17	2,5	2,1	2,17	3,05	4,7
Всего по ШМА	-			-	-	0,9		87,5	115,3				210,3
ЩО	13,4	-	13,4	0,65	0,95	0,33	11,3	3,7		11,3	3,7
Всего на ШНН								91,4			91,7
Потери										3,04	16,4	16,7
Всего на ВН										137,6	108,1	189,7

 

 

3.1.1 Расчет электрических нагрузок и выбор трансформатора

 

1) Нагрузка 3-фазного ПКР приводится к длительному режиму(РП1):

P_n=Р_эп* (3.1)

Подставив значения в выражение 2.1, находим:

P_n=9* =5,7 кВт

а) Расчет установленной нагрузки Мостового крана ПВ=40% (РП1):

Суммарная мощность электропотребления:

∑P_n=P_n*n; (3.2)

где ∑P_n- Суммарная мощность электропотребления;

P_n- ном. мощность одного потребителя;

n- кол-во потребителей.

 

Подставив значения в выражение 2.2, находим:

∑P_n=5,7*1=5.7 кВт

 

б) Средняя нагрузка за смену Мостового крана:

P_см=∑P_n*K_и (3.3)

Q_см=P_см*tgф (3.4)

S_см= + (3.5)

 

где P_см- активная мощность;

Q_см- реактивная мощность;

S_см- полная мощность;

K_и- коэфф. использования (0,05) (берётся из справочника);

tgф- 1,73(берётся из справочника).

 

 

Подставив значения в выражения 3.3, 3.4, 3.5 находим:

P_см=5,7*0,05= 0,285 кВт

Q_см=0,285*1,73=0,49 кВар

S_см= + =0,56 Ква

 

в) Максимальная нагрузка Мостового крана:

P_м=P_см*К_м (3.6)

Q_м =Q_см* К_м (3.7)

S_м= + (3.8)

I_м= (3.9)

 

где P_м- макс. активная мощность;

Q_м- макс. реактивная мощность;

S_м- макс. полная мощность;

К_м- 3,04 (берётся из справочника);

К_м`- 1,1 (берётся из справочника);

I_м- ток потребления;

U_л- лин. напряжение (380 В).

 

Подставив значения в выражение 3.6, 3.7, 3.8, 3.9, находим:

 

P_м=0,285*3,04=0,86 кВт

Q_м=0,49*1.1= 0,57 кВар

S_м== + =1,045 кВА

I_м= =1,6 А

 

Для остальных электропотребителей (РП2, ШМА) расчеты ведутся аналогично.

Расчет линии освещения:

Для того, чтобы рассчитать мощность, которая будет потребляться освещением строительной площадки жилого дома, необходимо рассчитать ее площадь:

S=A*B (3.10)

 

где А- длина помещения;

В- ширина помещения;

S- площадь помещения.

 

Подставив значения в выражение 3.10, находим площадь помещения:

S=30*50=1500 мм²

Далее, методом удельной мощности определяется нагрузка ОУ:

Р_оу=Р_уд*S (3.11)

 

Для освещения используются газоразрядные лампы, имеющие мощность потребления 10 Вт/м², К_и=0,85, cosф=0,95, tgф= 0,33.

Используя данные, представленные выше, и формулу 3.11 определяем нагрузку ОУ:

Р_оу=10*1500*10^-3=15 кВт.

 

Далее, расчет ведётся по формулам 3.3-3.8.

 

2) Определяются потери трансформатора:

Потери трансформатора определяются по следующим формулам:

∆Р_т=0,02*S_м(нн) (3.12)

∆Q_т=0,1S_м(нн) (3.13)

∆S_т= (3.14)

 

Используя данные Таблицы 3.1- Сводная ведомость нагрузок по строительной площадке жилого дома, находим потери трансформатора по формулам 3.12, 3.13, 3.14.

∆Р_т=0,02*164=3,04 кВт

∆Q_т=0,1*164=16,4 кВар

∆S_т= =16,7 кВА

 

Определяется расчетная мощность трансформатора с учётом потерь, но без компенсации реактивной мощности по следующей формуле:

S_т≥S_р=0,7*S_м(вн) (3.15)

 

Используя данные Таблицы 3.1- Сводная ведомость нагрузок по строительной площадке жилого дома и формулу 3.15, находим расчетную мощность трансформатора:

S_т≥S_р=0,7*189,7=132,25 кВА

 

Согласно расчётам выбирается КТП с одним трансформатором

ТМ-250 10/0,4, характеристики которого представлены ниже:

∆Р_хх=0,74 кВт; i_хх=0,9%; ∆Р_кз=3,65 кВт; U_кз=4,5%; R_T=9,4 мОм; Х_Т=27,2 мОм; Z_T=28,7 мОм; Z_T¹=312 мОм.

 

Определяем коэффициент загрузки трансформатора по формуле:

К_з= (3.16)

 

Подставляя значения в выражение 2.16, находим:

К_з= =0,65

 

Вывод: рассчитаны электрические нагрузки и выбрана КТП с Тр. ТМ-250 10/0,4., К_з=0,65.

3.1.2 Расчет и выбор компенсирующего устройства

 

Таблица 3.2- Данные из сводной ведомости строительной площадки жилого дома

Параметр	cosф	tgф	Рм, кВт	Qм, кВар	Sм, кВА
Всего на НН без КУ	0,8	0,92		91,7

 

 

Определяется расчетная мощность КУ по формуле, представленной ниже:

Q_кр=α*P_м*(tgα-tgф_к) (3.17)

где Q_кр- расчетная мощность КУ

α- коэффициент, учитывающим повышение cosф естественным способом; равен 0,9;

 

Используя данные из таблицы 3.2 и формулу 3.17 определяем мощность КУ:

Q_кр=0,9*134*(0,92-0,33)= 71,1 кВар

Так как расчетная мощность составила 71,1 кВар, значит необходимо выбрать КУ.

Принимается cosф_к=0,95, тогда tgф_к=0,33

 

Исходя из расчетов, выбираем УК «УКРМ 70» НА 0,4 кВ с шагом регулирования 25 кВар.

Определяются фактические значения tgф и cosф после компенсации реактивной мощности по формуле:

tgф=tgф- (3.18)

Подставляя известные данные в формулу 3.18 определяем cosф и tgф:

tgф=0,92- =0,34;

cosф=0,94

 

Составляем сводную ведомость нагрузок с учетом КУ:

 

Таблица 3.3- Сводная ведомость нагрузок с учетом КУ

Параметр	cosф	tgф	Pм, кВт0	Qм, кВар	Sм, кВА
Всего на НН без КУ	0,8	0,92		91,7
КУ
Всего на НН с КУ	0,9	0,34		21,7	135,7
Потери			2,7	13,57	13,8
Всего на ВН с КУ			136,7	34,9	141,08

 

Определяется расчетная мощность трансформатора с учетом потерь по следующим формулам:

S_р=0,7*S_вн (3.19)

∆Р_т=0,02*S_(нн) (3.20)

∆Q_т=0,1S_(нн) (3.21)

∆S_т= (3.22)

 

Подставляя известные выражения в формулы 3.19, 3.20, 3.21, 3.22, определяем расчетную мощность трансформатора:

S_р=0,7*141,08=98 кВА

∆Р_т=0,02*135,7=2,7 кВт

∆Q_т=0,1*135,7=13,57 кВар

∆S_т= =13,8 кВА

Определяем коэффициент загрузки по формуле 3.16:

К_з= =0,54

 

Необходимость в выборе другого трансформатора отсутствует.

 

Вывод: выбраны компенсирующая установка «УКРМ 70» на 0,4 кВ с шагом регулирования 25 кВар, трансформатор ТМ-250 10/0,4.

 

3.2 Расчет и выбор компонентов ТП на ВН [1,с.75-86]

3.2.1 Расчет токов короткого замыкания

Сопротивление короткого замыкания двухобмоточного трансформатора z_тр, ОМ, определяют по формуле

3.23

Соответственно

3.24

 

3.2.2 Выбор и проверка силовых выключателей

 

Методика расчета

• Выключатели ВН выбираются по напряжению, току, категории размещения, конструк­тивному выполнению и коммутационной способности.

Должны быть выполнены условия: U_н.в ³ U_н.у; I_н.в ³ I_н.у,

где U_н.в — номинальное напряжение выключателя, кВ;

U_н.у — номинальное напряжение установки, кВ;

I_н.в — номинальный ток выключателя, А;

I_н.у — номинальный ток установки, А.

 

• Выключатели ВН проверяются:

а) на отключающую способность.

Должны быть выполнены условия: I_н.откл ³ I_р.откл; S_н.откл ³ S_р.откл,

где I_н.откл и I_р.откл — номинальное и расчетное значения токов отключения, кА;

S_н.откл и S_р.откл — номинальная и расчетная полные мощности отключения, MB A.

где — 3-фазный ток КЗ в момент отключения выключателя, действующее значение в ус­тановившемся режиме, кА;

б) на динамическую стойкость.

Должно быть выполнено условие: i_ск ³ i_у,

где i_ск — амплитуда предельного сквозного ударного тока КЗ выключателя, кА;

i_у — амплитуда ударного тока электроустановки, кА,

в) на термическую стойкость.

Должно быть выполнено условие: I_тс ³ I_р.тс,

где — токи термической стойкости, каталожный и расчетный, кА;

t_пр — приведенное время действия КЗ, если отключение произойдет в зоне переходного процесса, с. Приближенно t_пр » t_д; t_д — время действия КЗ фактическое, с,

t_д = t_рз + t_ов,

где t_рз — время срабатывания релейной защиты, с;

t_ов — собственное время отключения выключателя, с.

Примечание. Величина t_рз определяется при расчете конкретной РЗ.

Величина t_ов для быстродействующих выключателей < 0,1 с, а для небыстродействую­щих >0,1 с.

Время одного периода при частоте 50 Гц составляет 0,02 с. Время действия КЗ (t_д) для сетей 10 кВ составляет 1...3 с, значит, самое быстрое отключение произойдет через 50 пе­риодов, что соответствует зоне давно установившегося КЗ (через 8... 10 периодов). Каталожными данными являются: U_н.в; I_н.в; i_ск; I_тс; I_н.откл; t_ов .

 

 

 

 

Таблица 3.4 Технические данные выключателей ВН на 10 кВ

 

В нашем случае имеем следующие вводные данные

U_н.у = 10 кВ; I_н.у ⁼ 23,1 А; Z_т = 18 Ом; t_д = 1 с.

Требуется:

• выбрать выключатель ВН;

• выполнить проверки;

 

• заполнить ведомость выключателя.

Решение:

1. Составляется «Ведомость выключателя ВН» (таблица 3.5). Заносятся известные данные.

По таблице 3.4 согласно условиям выбирается выключатель ВММ-10-400-10 У1:

U_н.в = 10 кВ; I_н.в = 400 А;

I_н.откл = 10 кА; I_тс = 10 кА;

i_ск = 25 кА; t _тс = 4 с; t _ов = 0,1 с.

Необходимые данные заносятся в «Ведомость».

2. Определяются расчетные данные и заносятся в «Ведомость».

• Ток КЗ на ВН

 

• Отключающая способность

 

• Ток термической стойкости

 

Таблица 3.5. Ведомость выключателя ВН

Параметры	Усл. обозн.	Ед. изм.	Условие выбора	Данные выключателя	Дополнительные сведения
расчет.	катал.
ВЫБОР Номинальное напряжение	Uн	кВ	Uн.в ³ Uн.у			ВММ-10-400-10У1
Номинальный ток	Iн	А	Iн.в ³ Iн.у	14,5
ПРОВЕРКА Ток отключения	Iн.откл	кА	Iн.откл ³ Iр.откл	0,321		Отключающая способность
Мощность отключения	Sн.откл	МВ * А	Sн.откл ³ Sр.откл	5,6
Амплитуда предельного ударного сквозного тока	iск	кА	iск ³ iу	0,453		Динамическая стойкость
Предельный ток термической стойкости	Iтс	кА	Iтс ³ Iр.тс	0,16		Термическая стойкость

 

Вывод: усл. выбора выполнены, Для ТП выбран ВММ-10-400-10У1.

 

3.2.3 Выбор трансформаторов тока и токовых реле

 

Методика расчета

Рассчитать релейную защиту (РЗ) — это значит:

- выбрать вид и схему;

- выбрать токовые трансформаторы и токовые реле;

- Определить чувствительность защиты.

Основные понятия

Ток срабатывания реле (I_ср) — наименьший ток, при котором реле срабатывает.

Напряжение срабатывания реле (U_ср) — наименьшее напряжение, при котором реле срабатывает.

Ток возврата реле (I_вр) — наибольший ток, при котором реле возвращается в исходное состояние.

Напряжение возврата реле (U_вр) — наибольшее напряжение, при котором реле возвра­щается в исходное положение.

Коэффициент возврата (К_в) — это отношение тока или напряжения возврата к току или напряжению срабатывания, соответственно:

Ток срабатывания защиты (I_с.з) — наименьший первичный ток, при котором срабаты­вает защита.

Токовая отсечка (ТО) — МТЗ с ограниченной зоной действия и токовым реле мгновен­ного действия (без реле времени).

Ток срабатывания ТО (I_с.то) — наименьший ток мгновенного срабатывания защиты в первичной цепи.

 

 

Выбор вида и схемы РЗ

Сеть ВН цехового трансформатора на напряжение 6...35 кВ имеет изолированную ней­траль. В схемах защиты с силовыми выключателями на ВН (рис. 3.1) можно применить следующие виды РЗ:

Рис. 3.1 Схемы защиты от междуфазных токов КЗ и перегрузок на ВН

- ТО (без выдержки времени) на реле типа РТ-40 косвенного действия при наличии элек­тромагнита отключения (ЭмО), типа РТМ прямого действия при наличии пружинного привода;

- МТЗ на реле типа РТ-40 в сочетании с реле времени типа ЭВ-100 или ЭВ-200 для вы­ключателей с ЭмО, типа РТВ для выключателя с пружинным приводом;

- сочетание ТО и МТЗ на реле типа ИТ-80, РТ-80, РТ-90 для выключателей с ЭмО, типа РТМ и РТВ для выключателей с пружинным приводом.

Токовая отсечка (ТО) обеспечит защиту в зоне КЗ, а максимальная токовая защита (МТЗ) — в зоне перегрузки. Наиболее распространенные схемы, сочетающие ТО и МТЗ, могут быть однорелейные и двухрелейные, на постоянном и переменном оперативном токе.

Выбор токовых трансформаторов

- Определяется номинальный ток нагрузки на ВН (I_н.т)

• Выбираются по I_н1 и I_н2 трансформаторы тока для установки (таблица 3.6) и определя­ется номинальный коэффициент трансформации

• Выбирается тип реле тока для защиты (таблица 3.7) и определяется уставка срабаты­вания по току

где I_ср(МТЗ) — ток срабатывания реле, расчетный, А;

I_нб — наибольший ток нагрузки защищаемого участка, А;

К_зап — коэффициент самозапуска ЭД;

К_н — коэффициент надежности отстройки, учитывающий погрешности реле и ТТ (таб­лица 3.8);

К_в — коэффициент возврата реле;

К_сх — коэффициент схемы включения реле.

Коэффициент схемы (К_сх) — это отношение тока реле (I_Р) к току фазы (I_Ф). К_сх = I_р/ I_ф

В зависимости от вида защищаемого участка принимаются следующие значения наи­большего тока (I_нб):

I_нб = I_н — линия без электродвигателя;

I_нб = I_n — линия с электродвигателем;

I_нб = I_к.макс — Для расчета токовой отсечки; где I_н, I_n и I_к.макс — ток номинальный в линии, пусковой ток ЭД и ток короткого замыкания (максимальный) в линии.

В зависимости от схемы соединения вторичных обмоток трансформаторов тока и вида короткого замыкания принимаются следующие значения коэффициентов схемы (К_сх):

К_сх = 1 — при соединении обмоток по схеме «неполная звезда»,

К_сх =1,73 — во всех случаях при 3-фазном КЗ,

К_сх = 1 — при КЗ двух фаз и одном токовом трансформаторе,

К_сх = 2 — при КЗ двух фаз и включении на разность токов обмоток двух ТТ.

Другие коэффициенты схемы на основании опыта эксплуатации принимаются:

К_зап = 1 при отсутствии в линии ЭД,

К_зап = 2,5...3,0 — при наличии ЭД в линии,

К_н = 1,1...2,0 — уточняется по таблице 1.12.3,

К_в = 0,8...0,85.

По расчетному значению тока срабатывания (I_{ср р}) выбирается его каталожное значение (I_ср.к) согласно условию:

I_ср.к ³ I_ср.р.

Если применяется блокировка минимального напряжения, то

где U_р.мин — минимальное рабочее напряжение нормального режима, принимают U_р.мин = 0,7U_н

К_н = 1,1; К_в = 1,2;

К_U — коэффициент трансформации трансформатора напряжения,

К_U = 0,01U₂

Определение коэффициента чувствительности защиты

где I_к.мин — минимальный ток КЗ в конце защищаемого участка, А;

I_с.з — ток срабатывания защиты, А.

МТЗ надежно сработает, если

К_ч >1,2...1,5.

При наличии блокировки минимального напряжения аналогично:

где U_{к макс} — максимальное остаточное напряжение в месте установки защиты, кВ, принима­ют U_{к макс} = 0,6U_н.

Примечание. При токовой отсечке

Таблица 3.6.Трансформаторы тока

Тип	Iн1, А	Обозначение
ТЛМ-6	300-400; 600-1500	Т — трансформатор тока
ТЛМ-10	50-400; 600-1500	Л — с литой изоляцией
ТПЛ-10	10-400	М — модернизированный или малогабаритный
ТПЛК-10	10-1500	П — проходной или для установ­ки на плоских шинах
ТЛ-10	50-3000	К — катушечный
ТВЛМ-10	20-1500	В — втулочный
ТПШЛ-10	2000-5000	Ш — шинный
ТПОЛ-20	400-1500	О — одновинтовый или опорный
ТПОЛ-35	400-1500

Примечание. Для всех трансформаторов I_н2 = 5 А.

Таблица 3.7. Реле тока

Тип	Iср, А	Тип	Iср, А
PTM-I	5; 7,5; 10; 15	РТ-40/20	5..Л0
PTM-II	10; 15; 20; 25	РТ-40/50	12,5...25
РТМ-Ш	30; 40; 50; 60	РТ-40/100	25...50
PTM-IV	75; 100; 125;150	РТ-40/200	50...100
РТМ-10-30	10; 20; 30	РТВ-I, PTB-IV	5; 6; 7,5; 10
РТМ-5-15	5; 10; 15	РТВ-И, PTB-V	10; 12,5; 15; 17,5
РТМ-20-60	20; 40; 60	PTB-III, PTB-VI	20; 25; 30; 35
РТМ-40-120	40; 80; 120	РТВ-5-10	5; 6; 7; 8; 10
РТ-40/0,2	0,05...0,1	PTB-II-20	11; 12; 14; 16; 18; 20
РТ-40/0,6	0,15…0,3 О ы	РТВ-20-35	20; 22; 24; 27; 30
РТ-40/2	0,5...1	РТВ-80, РТВ-90	2-5,4-10
РТ-40/6	1,5...3	ИТ-81/1	4-10
РТ-40/10	2,5...5	ИТ-81/2	2—5

Примечание. Уставку для РТ-40 при параллельном соединении катушек удвоить.

Таблица 3.8. Коэффициенты К_в и К_н

Коэффициент	РТМ	РТ-40	РТВ	ИТ-80	РТ-80
кв	0,8...0,85	0,8...0,85	0,8...0,85	0,85	0,85
Кн	ТО	1,8...2	1,6...1,8	1,4...1,5	1,4...1,5	1,4...1,5
П	1,1...1,25

 

В нашем случае имеем следующие вводные данные:

Линия ЭСН цехового трансформатора, имеющая на ВН силовой выключатель с пружинным приводом
Тип трансформатора ТМ-250/10/0,4

Защита от междуфазных КЗ

Требуется:

- составить схему РЗ;

- рассчитать и выбрать элементы РЗ от токов КЗ и
перегрузки;

- проверить надежность РЗ.

ТМ

Рис. 3.2. Схема РЗ трансформатора на стороне ВН

Решение:

1. Составляется схема РЗ (рис. 3.2) и наносятся данные.

- Так как требуется РЗ от токов КЗ и перегрузки, то принимается ТО (участок сразу после Q до точки К1) и МТЗ (далее до Т) на ВН.

- Так как выключатель силовой (Q) имеет пружинный привод, к установке принимается реле прямого действия типа РТМ и РТВ.

- Для защиты от междуфазных КЗ принимается схема соединения ТТ и вторичной нагрузки (реле) — на разность токов двух фаз.

• Так как сеть с ИН на ВН, то замыкание одной фазы на землю

(или повреждение изоляции) контролирует УКИ с включением сигнализации при нарушении.

• На НН сеть с ГЗН, 4-проводная, поэтому все виды защит обеспечивает автомат SF.

 

 

2. Выбираются токовые трансформаторы.

• Определяется ток в линии ЭСН

• Так как в линии ЭСН нет ЭД, то отстройка от пусковых токов не требуется.

Принимаются к установке в РЗ трансформаторы тока типа ТЛ-10 с I_н1 = 50 А и I_н2 = 5 А в количестве 2 штук по таблице 3.6.

• Определяется коэффициент трансформации

К_т = I_н1 / I_н2 = 50/5 = 10.

 

3. Выбирается реле ТО типа РТМ.

• Определяется ток срабатывания реле

По таблице 3.8 К_н(то) ⁼ 1,8.

будет при 3-фазном токе КЗ, тогда К_сх = 1,73.

• По таблице 3.7 выбирается PTM-IV, I_ср = 100 А;

• Определяется К_ч(то) и надежность срабатывания ТО при наименьшем (2-фазном) токе КЗ в начале линии ЭСН:

Условие надежности К_ч(то) ³ 1,2 выполнено, следовательно, ТО срабатывает надежно.

 

4. Выбирается реле МТЗ типа РТВ.

• Определяется ток срабатывания реле

• По таблице 3.7 выбирается РТВ-I, I _ср = 5 А.

• Определяется К_ч(МТЗ) и надежность срабатывания МТЗ на остальном участке при (в конце линии):

Условие надежности выполнено (К_ч(МТЗ) ³ 1,2).

 

5. Составляется схема зон действия РЗ (рис. 3.3).

Рис. 3.3. Зоны действия РЗ

На основании проделанных расчетов РЗ трансформатора состоит из:

2 х ТЛ-10, I ₁ =50 А, I ₂ = 5 А; PTM-IV, I _ср= 100 А;

РТВ-I, I _ср = 5 А.

4. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

 

4.1Техническое обслуживание КТП

4.1.1 Общие указания, требования к обслуживающему персоналу

Подстанция относится к классу оборудования общепромышленного примене­ния. Периодичность обслуживания и ремонта определяется эксплуатирующей ор­ганизацией исходя из местных условий. Утверждается лицом, ответственным за электрохозяйство.

Обслуживание КТП должно вестись в соответствии с "Правилами техниче­ской эксплуатации электроустановок потребителей", «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации», «Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок». Перечень основных прове­рок технического состояния и ремонтов КТП с их краткой характеристикой приве­дены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Перечень проверок и ремонтов с их краткой характеристикой

Наименование проверки	Характеристика проверки
Периодические осмотры	Оборудование из работы не выводится.
Внеочередные осмотры	Оборудование из работы не выводится. Осматриваются отсеки, через которые прошёл ток короткого замыкания.
Текущие ремонты для устранения дефектов, выявленных при работе устройства или при его осмотрах	Оборудование, подлежащее ремонту, вы­водится из работы. Объём ремонта обу­славливается причинами его проведения, но не должен включать трудоёмкие рабо­ты с разборкой оборудования.
Очередные капитальные ремонты	Проводятся в соответствии с действую­щими инструкциями и приведёнными ни­же указаниями.

 

Кроме перечисленных, возможно проведение послеаварийных восстанови­тельных ремонтов, содержание и объёмы которых определяются повреждениями, полученными оборудованием.

Периодический осмотр и чистка КТП от пыли и загрязнений производится в сроки, предусмотренные в зависимости от местных условий.

Проведение всех ремонтов и осмотров оформляется записями в эксплуатаци­онной документации и актами, в которых должны быть приведены выявленные и устранённые дефекты и отражены результаты испытаний.

Таблица 4.2 - Перечень работ по техническому обслуживанию КТП

Наименование работ	Периодичность проведения
1 Плановый осмотр, включенный в годо­вой план-график ремонтов инженерно­техническим персоналом;	Не реже 1 раза в год, по годо­вому план-графику технического обслуживания
2 Осмотр после стихийных явлений;	После стихийных явлений
3 Осмотр после срабатывания выключате­лей на отключение КЗ;	При устранении причины и по­следствия или на следующий день
4 Проверка целостности и измерение со­противления заземления;	Не реже 1 раза в год
5 Измерение напряжения на шинах 0,4 кВ;	2 раза в год
6 Измерение сопротивления изоляции;	Не реже 1 раза в 6 лет
7 Проверка релейной защиты;	1 раз в 3 года
8 Проверка АВР;	1 раз в 3 года
9 Зачистка, смазка и затяжка контактных соединений, обновление и замена бирок.	По мере необходимости

 

К работам по обслуживанию допускаются лица:

- прошедшие обучение, аттестованные и допущенные к самостоятельной ра­боте в электроустановках в установленном порядке;

- знающие общие меры безопасности, действующие на предприятии. Ответственность за безопасность при проведении работ несет руководитель работ.

В период проведения работ необходимо:

- выполнять работы по команде руководителя работ;

- проводить работы на электрооборудовании составом не менее двух человек, имеющих допуск к работам;

- изделия массой более 50 кг грузить и разгружать с помощью грузоподъем­ных приспособлений.

Перечень должностей и профессий электротехнического и электротехно логи­ческого персонала, которым необходимо иметь соответствующую группу по элек­тробезопасности, утверждает руководитель Потребителя.

Руководителю Потребителя присвоение группы по электробезопасности не требуется, если он делегировал свои полномочия по техническому руководству электроустановками руководящему работнику организации. Если указанные ра­ботники ранее имели группу и хотят ее подтвердить(или повысить), то проверка знаний проводится в обычном порядке, как для электротехнического персонала.

Неэлектротехническому персоналу, выполняющему работы, при которых может возникнуть опасность поражения электрическим током, присваивается группа I по электробезопасности. Перечень должностей и профессий, требующих присвоения персоналу I группы по электробезопасности, опреде