Защита воздушных и кабельных линий в сетях напряжением 20 и 35 Кв с изолированной нейтралью

Защита воздушных и кабельных линий в сетях напряжением 20 и 35 Кв с изолированной нейтралью

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Кафедра «Электроэнергетика»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

ПО КУРСУ «РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА»

Тема: ЗАЩИТА ВОЗДУШНЫХ И КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ В СЕТЯХ НАПРЯЖЕНИЕМ 20 И 35кВ С ИЗОЛИРОВАННОЙ НЕЙТРАЛЬЮ

Выполнил

Потеряев Р.А.

Тюмень 2015

Введение

Релейная защита объекта электрической системы представляет собой комплекс аппаратуры и вспомогательных устройств, обеспечивающих:

быстрое автоматическое отключение защищаемого объекта в случае его повреждения с целью уменьшения размеров повреждения и предотвращения нарушения устойчивости системы и потребителя;

сигнализацию о нарушении нормального режима электроустановки в целом или защищаемого объекта, а также сигнализацию о неисправностях устройств РЗА (перегрузка, замыкание на землю в сети с изолированной нейтралью, повышение температуры масла, снижение давления в баках воздушного выключателя, исчезновение переменного и постоянного тока в устройствах защиты и т.д.).

В общем случае устройства релейной защиты состоят из двух основных элементов:

Измерительных органов.

Логических органов.

Измерительные органы защиты контролируют режимы защищаемого объекта, реагируя на соответствующие электрические величины (ток, напряжение, сопротивление). Они включаются на измерительные трансформаторы тока объекта (реле тока), на измерительные трансформаторы напряжения шин и ЛЭП (реле напряжения) или на то и другое одновременно (реле сопротивления дистанционных защит, реле направления мощности направленных защит).

Логические органы формируют управляющие воздействия в зависимости от комбинации и последовательности поступления на них сигналов от измерительных органов. Обычно логические органы действуют на выключатели не непосредственно, а через исполнительные органы (выходные реле защиты).

Дополнительно предусматриваются сигнальные органы, дающие сигналы о срабатывании защиты в целом или отдельных ее частей.

Для питания цепей логики защиты, исполнительного и сигнальных органов, а также измерительных органов микропроцессорных и полупроводниковых защит предусматриваются источники оперативного (постоянного или переменного) тока.

1. Технологическое описание НПС

.1 Общие сведения

электрический замыкание трансформатор ток

Нефтетранспортная система, включающая сеть магистральных нефтепроводов, резервуарных парков, пунктов налива, слива и перевалки нефти - это интегрированная система предприятий с централизованным управлением.

Система магистральных нефтепроводов (МНП) - это единая технологическая и экономическая структура с централизованным управлением грузопотоками перекачиваемой нефти, обеспечением технической эксплуатации объектов, их диагностирования и капитального ремонта, а также технического перевооружения и реконструкции.

Сетевая структура системы, высокая концентрация мощностей на главных направлениях перекачки, централизованное управление движением потоков нефти позволяют надежно обеспечивать доставку нефти предприятиям нефтепереработки внутри страны и на экспорт.

Современная НТС России, эксплуатацию которой осуществляет

Транснефть включает МНП:

Ярославль - Приморск(БТС);

Унеча - Полоцк - Вентспилс (северная ветка МНП Дружба); Самара - Унеча - Мозырь - Брест (южная ветка МНП Дружба);

Мозырь - Броды - Ужгород; Сургут - Нижний Новгород - Полоцк;

Самара - Лисичанск - Кременчуг - Херсон - Одесса;

Самара - Тихорецк - Новороссийск; Тихорецк - Туапсе;

Тенгиз - Атырау - Новороссийск(КТК).

Годовая пропускная способность системы для транзита нефти из территории РФ составляет: на входе 114 млн тонн, на выходе - 56,3 млн тонн.

Так для создания и поддержания в трубопроводе напора, достаточного для обеспечения транспортировки нефти, необходимы нефтеперекачивающие станции. Основное назначение каждой нефтеперекачивающей станции состоит в том, чтобы забрать нефть из сечения трубопровода с низким напором, с помощью насосов увеличить этот напор и затем ввести нефть в сечение трубопровода с высоким напором. Основными элементами НПС являются насосные агрегаты, резервуары, системы подводящих и распределительных трубопроводов, узлы учета, устройства приема и пуска очистных устройств и поточных средств диагностики, а также системы смазки, вентиляции, отопления, энергоснабжения, водоснабжения, автоматики, телемеханики и т.п.

Нефтеперекачивающие (насосные) станции подразделяются на головные (ГНПС) и промежуточные (ПНПС). Головная нефтеперекачивающая предназначается для приема нефти с установок её подготовки на промысле или из других источников и последующей закачки нефти в магистральный нефтепровод. Промежуточные станции обеспечивают поддержание в трубопроводе напора, достаточного для дальнейшей перекачки.

Объекты, входящие в состав НПС, можно условно подразделить на две группы. В первую группу входят объекты основного (технологического) назначения: резервуарный парк; подпорная насосная; узел учёта нефти с фильтрами; магистральная насосная; узел урегулирования давления и узлы с предохранительными устройствами; камеры пуска и приёма очистных устройств; технологические трубопроводы с запорной арматурой.

Технологическая схема НПС представлена на рис. 1.1.

Рис. 1.1. Технологическая схема НПС

где I - узел пуска-приема скребка (УППС); II - фильтры-грязеуловители; III - устройство гашения ударной волны; IV - емкости сбора нефти, сброса ударной волны и разгрузки; V - насосная с МНА для последовательной и параллельной перекачки; VI - помещение регулятора давления; VII - насосная внутренней перекачки; VIII - подземные емкости с погружными насосами

Ко второй группе относятся объекты вспомогательного назначения: понижающая электроподстанция с распределительными устройствами; комплекс сооружений, обеспечивающих водоснабжение станции; комплекс сооружений по отводу промышленных и бытовых стоков; котельная с тепловыми сетями; инженерно-лабораторный корпус; пожарное депо; узел связи; механические мастерские.

Стратегия научно-технической политики развития трубопроводного транспорта нефти предполагает создание магистральных трубопроводов нового поколения с увеличенным ресурсом работы на 20 - 25 лет большим, чем у ныне действующих трубопроводов.

Для создания трубопроводов нового поколения необходимо принятие комплекса организационно-технических и конструкторско-технологических решений для всех этапов жизненного цикла объектов системы магистральных нефтепроводов: на этапе их проектирования, строительства (включая пуско-наладочные работы и испытания) и эксплуатации (включая диагностику, аттестационные мероприятия и ремонт).

.2 Технологические режимы работы нефтеперекачивающих станций

НПС подразделяются по назначению на станции с емкостью и без емкости.

Перекачивающая насосная станция с емкостью предназначена для приема нефти и перекачки ее из емкости в магистральный нефтепровод. Основной схемой технологического процесса перекачки нефти НПС с емкостью является перекачка с «подключенными резервуарами» или «через резервуары».

Перекачивающая насосная станция без емкости предназначена для повышения давления в магистральном нефтепроводе при перекачке нефти. Основной схемой технологического процесса перекачки нефти для промежуточной НПС является перекачка «из насоса в насос».

При работе через резервуары поступающая на станцию нефть принимается в одну группу резервуаров, а из другой группы резервуаров в это же время нефть забирается подпорными насосами, подается в основные насосы и затем закачивается в магистральный нефтепровод. Такой режим обычно применяется на головных станциях нефтепроводов, где приемо-сдаточные операции выполняются на основе замеров нефти в резервуарах.

При режиме с “подключенными резервуарами” последние через приемные трубопроводы все время гидравлически связаны с потоком нефти, проходящим через станцию. Из резервуаров или в резервуары поступает только объем нефти, представляющий разность между объемами перекачиваемой нефти до станции и после нее. Если объемы равны, то уровень нефти в резервуарах остается постоянным, т.е. исключаются потери от “больших дыханий”. Такой режим работы применяется на станциях, оборудованных счетчиками (расходомерами), обеспечивающими коммерческий учет нефти, и пробоотборниками, работающими на потоке нефти.

При режиме “из насоса в насос” весь поток нефти подается на прием основных насосов, поэтому на станциях не устанавливаются резервуары и подпорные насосы, т.е. нефтеперекачивающие станции становятся дешевле и проще. Однако на трубопроводах больших диаметров применяемые насосы требуют значительного подпора, что уменьшает пропускную способность нефтепровода. Для ее увеличения в ряде случаев экономически целесообразно на промежуточных станциях устанавливать резервуары и подпорные насосы и применять режим “с подключенными резервуарами”. Для увеличения пропускной способности нефтепровода на промежуточных станциях можно устанавливать только подпорные насосы (без установки емкости), эти насосы должны быть рассчитаны на высокое давление на всасывании. Однако при работе “из насоса в насос” любые изменения режима работы насосной приводят к изменению давления и расхода вдоль всего магистрального трубопровода, что вызывает необходимость регулирования работы насосных на всех НПС. Кроме того, при работе “из насоса в насос” отказ оборудования на любой станции вызывает снижение пропускной способности всего трубопровода.

Как правило, магистральные нефтепроводы разбивают на так называемые эксплуатационные участки с протяженностью 400 - 600 км, состоящие из 3-5 участков, разделенных промежуточными НПС, работающими в режиме “из насоса в насос”, и, следовательно, гидравлически связанными друг с другом. В то же время эксплуатационные участки соединяются друг с другом через резервуарные парки, так что в течение некоторого времени каждый эксплуатационный участок может вести перекачку независимо от соседних участков, используя для этого запас нефти своих резервуаров.

2. Электроснабжение НПС

.1 Расчет электрических нагрузок

Для расчета электрических нагрузок воспользуемся методом коэффициента спроса:

. Найдем расчетную активную мощность высоковольтных синхронных двигателей:

 (2.1)

где - число электроприемников (синхронных двигателей);

- номинальная активная мощность единичного электроприемника_c - коэффициент спроса, для высоковольтных электродвигателей НПС, K_c=0,9;

. Найдем реактивную мощность высоковольтных синхронных электродвигателей:

 (2.2)

где  - коэффициент мощности для данного типа электроприемника;

. Найдем полную мощность:

 (2.3)

.2 Выбор силового трансформатора

НПС относится к потребителю I категории надежности. Для электроснабжения потребителей I и II категорий надежности должны быть предусмотрены два независимых источника электроснабжения, т.е. двухтрансформаторные подстанции и питание должно подаваться по двум

независимым линиям.

Номинальная мощность трансформатора выбирается по расчетной максимальной мощности потребителя:

Расчетная нагрузка  была вычислена по формуле (2.3)

=11,67 МВА

Учитывая результат полной мощности электродвигателей, выберем трансформаторы. С учетом допустимых нагрузок мощность каждого из трансформаторов может быть принята

Выберем двухобмоточные масляные трансформаторы типа ТДН-16000/110, технические данные которых сведены в табл. 2.1

Таблица 2.1. Параметры трансформаторов ТДН-16000/110

Трансформатор силовой ТДН-16000/110 У1 - стационарный силовой масляный трехфазный двухобмоточный трансформатор общего назначения с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН), с диапазоном регулирования ±9х1,78% со стороны ВН, с системой охлаждения вида «Д» - принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла, предназначен для работы в умеренном климате в условиях наружной установки.

Проверим, подходит ли выбранные трансформаторы с учетом потерь.

Рассчитаем коэффициент загрузки трансформаторов:

 (2.4)

Активные потери рассчитаем по формуле

 (2.5)

реактивные:

 (2.6)

Полная мощность трансформатора с учётом потерь соответственно:

(2.7)

При таком выборе в аварийном режиме оставшийся в работе один трансформатор должен обеспечить нормальное электроснабжение всех потребителей I и II категорий надежности, перегружаясь при этом не более, чем на 110%, т.е.:

 (2.8)

Такая перегрузка допустима для трансформаторов в течение 6 часов в сутки сроком не более чем на 5 суток.

Следовательно, данный тип трансформаторов удовлетворяет заданным требованиям.

.3 Выбор сечений проводов

Сечение проводов выбирают в зависимости от ряда технических и экономических факторов. Электрические сети можно рассчитать:

- по экономической плотности тока;

по потере напряжения;

по нагреву.

Согласно ПУЭ выбор экономически целесообразного сечения производят по экономической плотности тока, которая зависит от материала проводников, конструкции провода и числа часов использования максимума активной мощности, поэтому выберем сечения проводов по экономической плотности тока. Сечение проводников проектируемой линии с достаточной точностью можно определить по формуле:

 (2.9)

где  - экономическая плотность тока,

для алюминиевых проводов ;

 - расчетное значение тока. А.

Расчетное значение тока  можно определить по величине активной Pp, либо полной Sp расчетной мощности.

Для трансформаторов расчетный ток:

 (2.10)

где U_ном- номинальное напряжение сети, равное 110 (кВ).

Для элеткродвигателя номинальный ток:

 (2.11)

где  - номинальная мощность электродвигателя, кВт;

 - номинальное напряжение, равное 16 кВ;

 - коэффициент мощности электродвигателя.

Для параллельно работающих линий, питающих ЗРУ-10.5кВ в качестве расчетного тока принят ток послеаварийного режима, когда одна питающая линия вышла из строя. Расчетный ток для этого случая определим по величине расчетной мощности:

 (2.12)

где  - полная расчетная мощность;  - номинальное напряжение

Выбираем сечения воздушной линии 110 кВ по экономической плотности тока по формуле (2.9):

 (мм²)

Сечение провода, полученное в результате расчета, округляем до ближайшего каталожного значения. При напряжении 110 кВ минимальное сечение проводника по условию короны = 70 мм². Тогда выбираем провод марки АС-70/11,0 с параметрами:

Хо=0.444 Ом/км, г₀=0.422 Ом/км

.4 Расчет токов короткого замыкания

Электрооборудование, устанавливаемое в системах электроснабжения, должно быть устойчивым к токам КЗ и выбираться с учетом этих токов.

Составим расчётную схему и схему замещения цепи короткого замыкания. На рис. 2.1 приведена расчетная схема замещения. На рис.2.2 приведена преобразованная схема замещения.

В нормальном режиме все секционные выключатели находятся в отключенном состоянии, силовые трансформаторы работают раздельно на отдельные секции шин. Наиболее тяжелый режим работы может наступить при КЗ в момент перевода нагрузки с одного силового трансформатора на другой, т. е. когда секционные выключатели включены. Этот режим принят за расчетный.

Для расчетов токов короткого замыкания выше 1кВ воспользуемся ГОСТ Р 52735-2007. Расчет производим в именованных единицах.

Рис. 2.1. Расчетная схема замещения

1. Определяем сопротивления элементов схемы до т.К1. За базисное напряжение принимаем напряжение U_б = 115 кВ.

  (2.13)

. Определяем ток КЗ в т.К1.

  (2.14)

. Определяем результирующие сопротивления до т.К2.

За базисное напряжение принимаем напряжение U_б = 10,5 кВ.

Приведем Х_с.б.1 к U_б = 10,5 кВ.

Трансформатор Т2:

 (2.15)

Воздушная линия Л2:

  (2.16)

 (2.17)

Определяем суммарное сопротивление до т.К2 отдельно в системе и в синхронном двигателе:

 (2.18)

 (2.19)

 (2.20)

 (2.21)

Рис. 2.2. Преобразованная схема замещения

. Определяем токи в т.К2 отдельно от системы и от синхронного двигателя. Так как условие для т.К2 выполняется, то не учитываем в расчетах активное сопротивление:

;

 (2.22)

(2.23)

5. Определяем ударный ток в т.К1.

К_уд1=1,82, т.к. активные сопротивления не оказывают существенного влияния на полное сопротивление цепи КЗ [..].

 (2.24)

. Определяем ударный ток в т.К2.

. Определяем ударный для СД:

. Для выключателя Q5:

 (2.25)

Результаты расчетов токов КЗ сведём в таблицу 2.2.

Таблица 2.2. Результаты расчета токов КЗ.

2.5 Выбор высоковольтного оборудования

.5.1 Выбор высоковольтных выключателей

Выключатели выбирают по номинальному напряжению Uном, номинальному току Iном, конструктивному выполнению, месту установки (наружная или внутренняя), току отключения Iоткл и проверяют на электродинамическую и термическую стойкость.

Выбор высоковольтных выключателей произведен на основе сравнения каталожных данных с соответствующими расчетными данными, для чего составим таблицу.

Таблица 2.3. Выбор высоковольтных выключателей.

Q1-Q2    ВВЭЛ-110-20/1250У1              110 кВ 80,33 А 4,52 кА 12,46 кА

кВ

А

кА

кА

Q3- Q4   ВБПС-10-20/1000-У3               10,5 кВ 480,36 А 8 кА 20,59 кА 10 кВ

А

кА

кА

Q5          ВВУ-СЭЩ-Э- 10-20/1000                       10,5 кВ 480,36 А 3,09 кА 7,95 кА 10 кВ

А

кА

кА

Q6-Q9    ВВУ-СЭЩ-Э- 10-20/1000                       10,5 кВ 205,28 А 1,03 кА 2,65 кА 10 кВ

А

кА

кА

Рассчитаем тепловой импульс тока при КЗ:

 (2.26)

где - действующее значение периодической составляющей тока КЗ;

 - время от начала КЗ до его отключения.

 (2.27)

где  - время действия релейной защиты, для МТЗ

Примем

- полное время отключения выключателя;

- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания.

 (2.28)

где - соответственно суммарное индуктивное и активное сопротивления цепи до точки КЗ.

Для выключателей Q1-Q2 время до отключения КЗ по формуле (2.27):

t_откл = 1+0,055 = 1,055 (с)

Тогда тепловой импульс тока при КЗ для Q1-Q2 по формуле (2.26):

Интеграл Джоуля при коротком замыкании для выключателей Q1-Q2:

    (2.29)

Для выключателя: I_∞=20 кА; t_п=3с, тогда интеграл Джоуля

= 20² ·3 = 1200 (кА²с)

Для выключателей Q3-Q4 время до отключения КЗ по формуле (2.27):

t_откл = 1+0,05 = 1,05 (с)

Т. к. активное сопротивление до точек КЗ не учитываем, то зададимся:

Тогда тепловой импульс тока при КЗ для Q3-Q4 по формуле (2.26):

Интеграл Джоуля при коротком замыкании для выключателей Q3-Q4:

= 20² ·3 = 1200 (кА²с)

Для выключателей Q5 время до отключения КЗ по формуле (2.27):

t_откл = 1+0,05 = 1,05 (с)

Т. к. активное сопротивление до точек КЗ не учитываем, то зададимся:

Тогда тепловой импульс тока при КЗ для Q3-Q4 по формуле (2.26):

Интеграл Джоуля при коротком замыкании для выключателей Q5:

= 20² ·3 = 1200 (кА²с)

Для выключателей Q6- Q9 аналогично выключателям Q3- Q4.

t_откл = 1+0,05 = 1,05 (с)

Т. к. активное сопротивление до точек КЗ не учитываем, то зададимся:

Тогда тепловой импульс тока при КЗ для Q3-Q4 по формуле (2.26):

Интеграл Джоуля при коротком замыкании для выключателей Q5:

= 20² ·3 = 1200 (кА²с)

.5.2 Выбор шин на 6кВ

Шины распределительных устройств выбирают по номинальным параметрам, соответствующим нормальному режиму и условиям окружающей среды, и проверяют на режим короткого замыкания.

В качестве сборных шин выбираем алюминиевые шины прямоугольного сечения размером 50*6 мм. Длительно допустимый ток при одной полосе на фазу составляет . Из ПУЭ токи должны быть уменьшены на 5 % для шин с шириной полос до 60 мм, значит . Условия выбора:

Проверим шины на электродинамическую стойкость к токам КЗ. Шину, закрепленную на изоляторах можно рассматривать как многопролетную балку.

Наибольшее напряжение в металле при изгибе:

 (2.30)

где М - изгибающий момент, создаваемый ударным током КЗ, Н*м;

W - момент сопротивления,

 (2.32)

где а - расстояние между токоведущими шинами, а=0.3 м;

Кф - коэффициент формы, Кф=1.1.

Момент сопротивления:

 (2.33)

где b,h - соответственно узкая и широкая стороны шины, м.

Тогда наибольшее напряжение в металле при изгибе по формуле (2.30):

Допустимое напряжение при изгибе для алюминиевых шин 230 МПа.

Следовательно, выбранные шины удовлетворяют условиям электродинамической стойкости.

Для проверки возможности возникновения механического резонанса в шинах определим частоту свободных колебаний шин:

 (2.34)

где l - пролет шины, l=0.5 м;

Е - модуль упругости материала шин,

для алюминия  

m - масса единицы длины шины, m=0.45 кг/м;

J - момент инерции сечения шин относительно оси изгиба.

 (2.35)

Т. к.  то явление резонанса не учитываем. Проверим шины на термическую стойкость к токам КЗ. Минимально допустимое сечение медных шин:

 (2.36)

где  - периодическая составляющая тока КЗ в точке КЗ;

 приведенное время КЗ.

 (2.37)

где  - время действия апериодической составляющей времени КЗ;

- время действия периодической составляющей времени КЗ.

Отсюда термически стойкое сечение шин:

Выбранные шины удовлетворяют условиям термической стойкости, т. к.  или 40*5=200

.5.3 Выбор разъединителей

Разъединители выбирают по конструктивному исполнению и месту установки (наружная или внутренняя), по номинальному напряжению Uном, номинальному току Iном и проверяются на электродинамическую и термическую стойкость.

Выбор разъединителей производим на основе сравнения расчетных и каталожных данных, сведенных в таблицу 2.4.

Таблица 2.4. Выбор разъединителей

На стороне 110кВ              РГД-110/1000    Uc ≤ Uном Iрасч ≤ Iном iуд ≤ iдин Bк ≤ It2t             110 кВ 80,33 А 12,46 кА 110 кВ

А

кА

Секционный разъединитель 10кВ РЛНД-1-10/630 У1           Uc ≤ Uном Iрасч ≤ Iном iуд ≤ iдин Bк ≤ It2t             10,5 кВ 480,36 А 7,95 кА 10 кВ

А

кА

Интеграл Джоуля для разъединителей, устанавливаемых на линии 110 кВ, рассчитываем по формуле (2.29):

 = 80²·3 = 19200 (кА²·с)

Тепловой импульс тока при КЗ находим по формуле (2.50):

B_к = 12,46²·0,805 =124,9 (кА²·с)

где - действующее значение периодической составляющей тока КЗ;

- приведенное время КЗ, = 0,805 с.

Интеграл Джоуля для секционного разъединителя 10 кВ по формуле (2.51):

 = 10²·3 = 300 (кА²·с)

Тепловой импульс тока при КЗ по формуле (2.50):

B_к = 7,95²·0,805 =50,88 (кА²·с)

.5.4 Выбор трансформаторов тока и напряжения

Трансформаторы тока выбирают по номинальному току и напряжению, классу точности и допускаемой погрешности и проверяют на термическую и динамическую стойкость к токам к.з. Условия выбора и расчетные и каталожные данные сведены в таблицу 2.5.

Ток электродинамической стойкости при номинальном первичном токе выбираем по каталогу.

В данной схеме электроснабжения наличие трансформаторов тока технологически необходимо:

после трансформаторов на стороне 10 кВ;

перед двигателями.

Таблица 2.5. Выбор трансформаторов тока

На стороне 110 кВ             IMB 123-110/1000           Uc ≤ Uном Iрасч ≤ Iном iуд ≤ iдин Bк ≤ 2t         110 кВ 80,33 А 12,46 кА 110кВ

А

кА

После  трансформатора  на стороне 10,5 кВ          ТЛМ-10                Uc ≤ Uном Iрасч ≤ Iном iуд ≤ iдин Bк ≤ 2t         10,5 кВ 480,36 А 20,59 кА 10кВ

А

кА

На линии, питающей двигатели    ТОЛ-10-I-1          Uc ≤ Uном Iрасч ≤ Iном iуд ≤ iдин Bк ≤ 2t         10,5 кВ 205,28 А 2,65 кА 10 кВ

А

кА

Номинальный вторичный ток всех трансформаторов тока 5А.

Номинальный класс точности - 0,2S; 0,5S; 0,2; 0,5; 10Р; 5Р.

Для трансформаторов тока ТОЛ-110 III, установленных на линии 110 кВ:

Тепловой импульс тока при КЗ находим по формуле (2.26):

B_к = 12,46²·0,805=124,9 кА²·с

Интеграл Джоуля (I_∞=63 кА; t_п=1с) рассчитывается по формуле (2.29):

= 63² ·1 = 3969 кА²с

то есть В_к<

Для трансформаторов тока ТЛМ-10, установленных на линии 110 кВ:

Тепловой импульс тока при КЗ находим по формуле (2.26):

B_к = 20,59²·0,805=341,3 кА²·с

Интеграл Джоуля (I_∞=100 кА; t_п=1с) рассчитывается по формуле (2.29):

= 100² ·1 = 10000 кА²с

то есть В_к<

Для трансформаторов тока ТОЛ-10-I-1, установленных на линии, питающей двигатели:

Тепловой импульс тока при КЗ находим по формуле (2.26):

B_к = 2,65²·0,805=5,65 кА²·с

Интеграл Джоуля (I_∞=40 кА; t_п=1с) рассчитывается по формуле (2.29):

= 40² ·1 = 1600 кА²с

то есть В_к<

Трансформаторы напряжения (ТV) выбирают по номинальному первичному напряжению, классу точности, схеме соединения обмоток и конструктивному выполнению.

Условия выбора:

U_ном ³ U_{ном.сети} ;

S_ном ³ S_2.

S₂ - суммарная мощность, потребляемая катушками приборов и реле

Трансформаторы напряжения изготовляют для работы в классах точности 0,2; 0,5; 1; 3. ТV Класса точности 0,2 применяют для питания счётчиков электрической энергии, устанавливаемых на мощных генераторах и межсистемных линиях электропередачи; ТV класса 0,5 - для питания расчётных счётчиков других присоединений и измерительных приборов классов 1 и 1,5; ТV класса 1- для подключения приборов класса 2,5 и ТV класса 3- для релейной защиты.

Предполагая, что эта мощность не выйдет за пределы 200 Вт, выбираем трансформатор напряжения НАЛИ-СЭЩ-6 с классом точности 0,5, параметры которого занесены в таблицу 2.6.

Таблица 2.6. Выбор трансформаторов напряжения

3. Выбор и расчет релейной защиты

.1 Защита ВЛ 110 кВ

В соответствии с требованиями ПУЭ объем устройств релейной защиты ЛЭП определяется уровнем номинального напряжения.

Линии 110 кВ и выше выполняются с заземленной нейтралью. Для линии 110-500 кВ должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных и от однофазных замыканий на землю.

Для защиты от многофазных замыканий устанавливают дистанционную защиту, а в качестве резервной устанавливают ТО.

Защита от ОЗЗ выполняется с использованием трансформатора тока нулевой последовательности и действует от емкостного тока на сигнал.

.1.1 Блок БМРЗ-КЛ

Назначение блока БМРЗ-КЛ.

Цифровой блок релейной защиты БМРЗ-КЛ предназначен для выполнения функций релейной защиты, автоматики, управления, измерения и сигнализации кабельных и воздушных линий электропередачи, распределительных подстанций и электростанций, защиты электрических двигателей. Реализована функция определения места повреждения (ОМП) - вычисление расстояния в километрах до места двухфазного или трефазного КЗ на линиях электропередачи. Наличие ответвлений на многоконцевой линии приводит к увеличению погрешности ОМП. Для вычисления расстояния до места КЗ используются следующие параметры:

·              удельное реактивное сопротивление линии (Ом/км), которое задается потребителем в виде уставки при настройке БМРЗ-КЛ;

·              значения тока и напряжения петли КЗ, полученные по осциллограммам аварийного процесса.

Ток и напряжение в петле КЗ фиксируется на участке осциллограммы с установившимися электрическими величинами. Если в процессе аварии двухфазное КЗ переходит в трехфазное вычисляются усредненные расстояния до точки КЗ. При этом снижение достоверности результата ОМП отражается на дисплее БМРЗ-КЛ в виде сообщения "Результат нестабильный". Точность вычисления расстояния до места КЗ пропорциональна погрешностям измерительных трансформаторов тока и напряжения и точности задания параметров защищаемой линии. Результат ОМП не зависит от переходного сопротивления в месте КЗ. Значительно большее влияние на ОМП оказывает неточности при определении параметров линии. При невозможности ОМП, например, при срабатывании защит без выдержки времени расстояние до места повреждения не отображается.

В блоке БМРЗ-КЛ предусмотрено свободное назначение резервных дискретных входов и выходов. В блоке реализованы два варианта защиты от ОЗЗ:

·              направленная защита с контролем направления мощности нулевой последовательности (аналог ЗЗП - 1М и ЗНЗ);

·              регистрация действующего значения суммы высших гармоник в токе 3 Iо (аналог УСЗ-3М).

Второй способ эффективен в сетях с компенсированной нейтралью и может использоваться для автоматического или ручного отключения поврежденного фидера, резко сокращая время поиска неисправности. При объединении блоков БМРЗ-КЛ в АСУ информация о значениях высших гармоник 3Iо во всех фидерах секции КРУ появляется на компьютере релейщика или диспетчера подстанции через 1-2 с после возникновения ОЗЗ.

Блок БМРЗ-КЛ выпускается в четырех исполнениях, отличающихся по каналу связи и по напряжению оперативного тока.

Функции блока БМРЗ-КЛ.

·              Направленная трехступенчатая максимальная токовая защита (МТЗ) с комбинированным пуском по напряжению. Для любой ступени настройки выбираются индивидуально.

·              Направленная защита от однофазных замыканий на землю (ОЗЗ) с пуском по току и напряжению нулевой последовательности. Регистрация высших гармоник тока 3Iо.

·              Защита минимального напряжения (ЗМН) с контролем двух линейных напряжений и напряжения обратной последовательности, с возможностью блокировки при пуске первой и второй ступени МТЗ.

·              Защита от не симметрии и от обрыва фазы питающего фидера (ЗОФ)с контролем тока обратной последовательности, а также по I₂/I₁.

·              Резервирование при отказе выключателя.

·              Автоматическое повторное включение.

·              Выполнение команд автоматической частотной разгрузки и автоматического повторного включения по частоте.

·              Автоматическое осциллографирование процессов аварий. (63 осциллограммы)

·              Память аварийных событий.

·              Подсчёт импульсов от счётчиков активной и реактивной электроэнергии (технический учёт).

·              Измерение параметров сети.

·              Самодиагностика.

·              Две программы уставок.

Дистанционная защита БМРЗ- ЛТ

Трёхступенчатая дистанционная защита (ДЗ) с четырёхугольной зоной срабатывания для всех трёх ступеней (или четырёхугольной зоной срабатывания для первых двух ступеней и треугольной для третьей) предназначена для защиты ВЛ (блока ВЛ - трансформатор) от междуфазных КЗ без замыканий на землю и выполнена с тремя реле сопротивления в каждой ступени, включенными на контуры АВ, ВС, СА.

Четырёхступенчатая токовая защита нулевой последовательности с независимыми выдержками времени предназначена для действия при однофазных и двухфазных КЗ на землю. Первые три ступени могут быть выполнены с отстройкой от броска тока намагничивания силового трансформатора. Любая ступень может быть сконфигурирована пользователем при помощи программных ключей:

ненаправленной;

направленной, с контролем разрешающим реле направления мощности нулевой последовательности;

направленной, с контролем блокирующим реле направления мощности нулевой последовательности;

Максимальная токовая защита

Трёхступенчатая токовая защита может быть сконфигурирована пользователем при помощи программных ключей:- ненаправленной;- направленной с разрешением или блокированием по сигналам реле направления мощности;- с комбинированным пуском по (U и U2) напряжению; Ступень токовой защиты с пуском по фантомному напряжению схеме предназначена для дальнего резервирования при КЗ на стороне низкого напряжения за трансформаторами и контроля успешного самозапуска оставшейся нагрузки после отключения КЗ защитой за трансформатором.

Защита от обрыва фазы

Защита от несимметрии и от обрыва фазы может быть сконфигурирована пользователем при помощи программных ключей:

ненаправленной;

с контролем направления мощности обратной последовательности;

с контролем направления мощности нулевой последовательности.

Резервирование при отказе выключателя (УРОВ)

Сигнал "УРОВ" выдается через заданное время после выдачи сигнала на отключение выключателя при сохранении тока через отключаемое защитой присоединение. Алгоритм УРОВ выполнен с контролем положения выключателя. Уставки по времени: от 0,10 до 1,00 с, шаг 0,01 с.

Автоматическое повторное включение (АПВ)

Блок обеспечивает двукратное АПВ. Первый и второй циклы АПВ могут быть выведены из действия независимо друг от друга программными ключами. АПВ может блокироваться при срабатывании отсечки и наличии напряжения 3Uo (земля в сети).

3.1.2 Защита от многофазных замыканий

В качестве основной защиты используем ТО

Ток срабатывания защиты

(3.1)

Ток срабатывания реле

 (3.2)

Коэффициент чувствительности

 (3.3)

кА

Следовательно, защита не удовлетворяет условиям чувствительности

Согласно ПУЭ на одиночных линиях с односторонним питанием от многофазных замыканий следует устанавливать ступенчатые токовые защиты. Если такие защиты не удовлетворяют требованиям чувствительности или быстроты отключения, должна быть предусмотрена ступенчатая дистанционная защита. В последнем случае в качестве дополнительной защиты рекомендуется использовать токовую отсечку без выдержки времени.

Дистанционная защита

I Ступень

Находим сопротивление срабатывания I ступени защиты

)  (3.4)

Сопротивление линии (90%)

 (3.5)

Сопротивление трансформатора

  (3.6)

Сопротивление срабатывания реле

 (3.7)

II Cтупень

Сопротивление срабатывания защиты

(3.8)

Сопротивление линии (10%)

(3.9)

Сопротивления двигателей:

(3.10)

где - сверхпереходное сопротивление, 0.2.

Сопротивление срабатывания реле по формуле (3.7)

Время срабатывания защиты

 Cтупень

Сопротивление срабатывания защиты

(3.11)

=10%=99 кВ

Сопротивление срабатывания реле по формуле (3.7)

Коэффициент чувствительности защиты как основной

(3.12)

Следовательно, защита удовлетворяет условиям чувствительности

.1.3 Защита от замыканий на землю

Выполняется с помощью ТТНП

Находим ёмкостной ток ВЛ

(3.13)

Удельный ёмкостной ток провода АС 70- 0,045А/км

Ток срабатывания защиты от замыкания на землю

(3.14)

Ток замыкания на землю для ВЛ

(3.15)

Проверяем чувствительность

(3.16)

Следовательно, защита удовлетворяет условиям чувствительности

3.1.4 Выбор источника оперативного тока

В качестве источника оперативного тока используем аккумуляторные батареи, т.е. используем источники постоянного оперативного тока. Основным преимуществом которой является независимость от режима работы и состояния первичной сети. Поэтому постоянный оперативный ток обладает большей надежностью во время нарушения нормальной работы сети.

Заключение

В ходе работы был проведен расчет электрических нагрузок методом коэффициента спроса. По результатам расчетов был выбран силовой трансформатор типа ТДН-10000/110. Выполнен расчет токов короткого замыкания и по полученным результатам было выбрано необходимое оборудование, к которым относятся: высоковольтные выключатели марки ВВЭЛ-110-20/1250У1, ВБПС-10-20/1000-У3 и ВВУ-СЭЩ-Э-10-20/1000, разъединители марки РГД-110/1000 и РЛНД-1-10/630, трансформаторов тока марки IMB 123-110/1000, ТЛМ-10 и ТОЛ-10-I-1;трансформаторов напряжения марки НАЛИ-СЭЩ-10;сборные шины марки ШМТ 40х5.Выбор всего оборудования и расчет релейной защиты были выполнены по требования ПУЭ. Кроме того, были приведены линейная схема электроснабжения НПС и схема подключения микропроцессорной защиты БМРЗ-КЛ.

Расчет релейной защиты был произведен для ЛЭП.

Согласно ПУЭ защита ЛЭП предусматривает защиту от моногофазных замыканий, от замыканий на землю.

Для каждого типа защиты были рассчитаны токи срабатывания защиты, токи срабатывания реле, а так же каждая защита была проверена на чувствительность.

Для обеспечения релейной защиты был выбран микропроцессорный блок БМРЗ-КЛ, так как он более надежен и современен, чем его электромеханические аналоги.

Для расчета от многофазных коротких замыкания был проведен расчет токовой отсечки, но так как ТО не прошла по чувствительности в качестве основной была выбрана 3 ступенчатая дистанционная защита. Защита от замыканий на землю была выполнена с помощью трансформатора тока нулевой последовательности.

В качестве источника оперативного тока были выбраны аккумуляторные батареи.

В настоящее время энергетическая программа рассматривает дальнейшее развитие энергетической системы. В связи с этим идет непрерывный процесс развития и совершенствования техники релейной защиты. Создаются и вводятся в эксплуатацию новые системы защиты, в которых все больше применяется микропроцессорная технология. Релейная защита является основным видом электрической автоматики, без которой невозможна надежная работа современных энергетических систем.

Список использованных источников

1.      Правила устройства электроустановок.7 издание - М.: Энергоиздат, 2012. - 640с.

2.      Червяков Д.М. Пособие к курсовому и дипломному проектированию по электроснабжению предприятий нефтяной и газовой промышленности: Учеб. пособ. / Д.М. Червяков, В.А. Ведерников. - Тюмень, ТюмГНГУ.

3.      Синенко Л.С. Электроснабжение: учебное пособие к практическим занятиям / Л.С. Синенко, Е.Ю. Сизганова, Ю.П. Попов. - Электрон, Красноярск: ИПК СФУ, 2013.

4.      Справочник по проектированию электрических сетей/ под ред. Д.Л, Файбисовича. - 4-е ид., перераб. и доп. - М.: ЭНАС, 2013. - 376 с.

5.      Андреев В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения: Учебник для вузов /В.А. Андреев. - 5-е изд., стер. - М.: Высш.шк., 2014. - 639 с.