Пишу диплом на тему Электроснабжение компрессорной станции одного далекого ЛПУ МГ, ибо я студент, учусь на дневном и еще зелен. И один вопрос не могу понять. Зачем на всех КТП, а их 10 (630-1000 кВА), используются выключатель нагрузки и предохранитель 10 кВ, при абсолютно радиальных кабельных линиях длиной менее 500 м.
Я вот думаю:
- ВНР и ПП прост постовлялись в комплекте КТП, и их значит в проекте не стоит рисовать;
- ПП резервирует защиту выключателя, как в нормальном режиме так и при включении аварийной электростанции ПАЭС 2*2500,так как в нормальном режиме защитает отсечка без выдержки, а при питании от ПАЭС защищает МТЗ с выдержкой (по причине селективности); хотя я в этом сильно сомневаюсь, время перегорания плавкой вставки при токе 2-3 ном. не думаю что меньше МТЗ 0,2-0,4 с.
Ответ скорее всего есть в РТМ-1275 Указания по построению схем компрессорных станций магистральных газопроводов, но я его не нашел.
Что посоветуйте? рисовать мне ВНР и ПП в чертежах или использовать глухое соединение?
В дипломе как я понял надо избавлятся от всего лишнего и устаревшего.

ПП на стороне 10кВ, используются для того, чтобы в случае к.з. на шинах 0,4кВ, отработала хоть какая-нибудь защита, пока накроется трансформатор или каб. линия.
Нужно ли рисовать в схеме ПП и ВНР? В принципиальной схеме КТП, рисовать нужно всё от и до. Если есть какая-нить автоматизация, типа сброс нагрузки при превышении установленной температуры трансформатора, то и это надо рисовать. Тем более если Вам будет необходимо показывать селективность ПП с автоматами по низкой стороне.
В схеме электроснабжения вашего района, ПП рисовать не нужно.Про ВНР трудно сказать. Если у Вас нет резервирования по стороне 10кВ, (типа схемы "заход-выход" или еще чего-нибудь) то не нужно.

для непонятливых, и в плане самообразования - расшифруйте ПП, ЛПУ МГ. А то на ВНР просятся только венерические болезни.

Джин
я подсчитал токи кз и пришел к выводу что отсечка без выдержки времени не пройдет как защита (кэф чувствительности менее 1), значит ПП (плавкий предохранитель) исползуется как основная защита трансформатора, МТЗ на шинах ГПП его резервирует (но в это очень плохо вериться,плавкая вставка при моих токах будет перегорать долго) , можно было диф.защиту применить наверное, но это потребует дополнительных контрольных кабелей и доп трансформаторов тока(но это будет дешевле чем с выключателями нагрузки и предохранителями?)
Вопрос такой вот: при установки релейных блоков УЗА на ГПП как вести расчет токов срабатывания, то есть какими применять коэффициенты возрата, чувствительности, надежности? хотелось где-нибудь найти простую методику, а то про эти РЗ на преобразователях была всего лекции, (ибо учусь в политехе что в Саратове)

andrey357
Абривеатуры придумал сам ВНР или ВНП это выключатель нагрузки ручной или пружинный, ПП - плавкий предохранитель, ЛПУ МГ - линейно производственное управление магистральных газопроводов, короче ООО "...трансгаз"

Джин
у меня электроснабжение компрессорной станции транспорта газа - типа заводик с 10 МВт
резервирования глубокое секционирование, автоматизация, три уровня аварийного электроснабжения (аккумуляторы-дизель генераторы(15 сек.), газогенераторы(2 часа)) все в наличие только КТП не новые и РЗ электромеханическая, но скоро и будут УЗА будут, вакумники и даже АСКУЭ

Генарторы по низкой или по высокой? При выборе защитно-отключающей аппаратуры надо думать чем переключать. Скорее всего это выключатели с приводом, т.к. неколько источников.
Хороший газогенератор, если он успевает на мощность выйти за 15 секунд.

andrey357
дизель генераторы 3 по 500 кВт 0,4 кВ за 15 секунд запускается пневматически;
а газогенератора 2 (планируется еще 2) по 2500 кВт 6 кВ через трансформаторы 10 кВ допускается за 2 часа запустить(или за час), опер переключения дежурный делает.

типа понял все: МТЗ с выдержкой времени -основнавная защита: предохраниетели- резервая,резервная положена, ибо так требует закон. защита каб. линии отдельный вопрос;
Теперь вопрос посерьезнее каким принимать коэф. загрузки трансформаторов в КТП, кто-то утверждает что сейчас в Газпроме для ЛПУ МГ кэф принимают 0,5, не смотря на климат, я же брал 0,7 (как и положено длядвухтрансформаторных ТП), а сейчас на КС стоят трансы выбранные по кэф=0,7, но сейчас все выбирают по 0,5. Хотя в обоснованности кэфа=0,5 для КТП сильно сомневаюсь, другое дело системные ТП, что делать мне ?

кэфы я уже нашел

Значит коммутация на них должна быть автоматической - т.е. что-то с приводами.

А здесь можно и вручную переключать, при условии наличия персонала с допуском на 10кв - причем 2 человека. Тогда обойдетесь предохранителями.

проектируя релейную защиту пришел к выводу:
что соглосавание МТЗ линии (выдержка времени 1,5 с) с плавким предохранителем трансфортматора 1000кВА ПК-100 не имеет смысла так как ведет к неоправданному завышению тока срабатывания МТЗ до примерно 1000А, при отсечки 1500 А. При переходе на резервный источник с мощностью кз 10кВА уставки защит просто не проходят, следовательно надо либо при переходе на резерв менять уставки(что глупо), либо допустить неселективность, что считаю вполне оправданным.

В результате расчета релейной защиты получилось что в нормальном режиме все зоны защиты КТП перекекрыты по два-три (две основных и одна резервная, ибо неясно что сгорит предохранитель или сработает быстрее сработает отсечка)раза в нормальном режиме и по два раза в режиме питания от собственнгого источника.

Правильный ли вывод?

Вопрос чтоб память освежить.
Каким выбирается ток комбинированного расцепителя для защиты электроприемника с повторно-кратковременным режимом? полнотра номинала приведенного к 100%?

полтора номинала к 100% приведенного при автомате АЕ2046?

еще вопрос:
Известно что при компаундном возбуждении генератора 2500 кВт, мощность системы возбуждения примерно 1-2% от генератора (примерно 31 кВт), а в система возбуждения представляет собой генератор постоянного тока с параллельной (но не незавмсимой) обмоткой возбуждения, какова примерно ее мощность относительно ситемы возбуждения, также 1-2% (630 Вт) пойдет?