Разработка полных принципиальных схем релейной защиты ЛЭП 110 кВ и понизительного трансформатора 110 кВ

  • Вид работы:
    Курсовая работа (т)
  • Предмет:
    Физика
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    657,55 Кб
  • Опубликовано:
    2017-12-14
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Разработка полных принципиальных схем релейной защиты ЛЭП 110 кВ и понизительного трансформатора 110 кВ

Содержание

Введение

1. Расчёт токов короткого замыкания

1.1 Составление схемы замещения прямой последовательности

1.2 Составление схемы замещения нулевой последовательности

1.3 Расчёт величин токов КЗ для различных режимов

2. Выбор коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов

3. Выбор принципов построения релейной защиты

3.1 Выбор принципов построения релейной защиты для линии Л1

.2 Выбор принципов построения релейной защиты для трансформатора Т3

. Выбор параметров настройки релейной защиты для ЛЭП 110 кВ и понизительного трансформатора 110 кВ

.1 Релейная защита ЛЭП 110 кВ

.1.1 Расчет уставок дифференциально-фазной защиты линии на базе шкафа типа ШЭ2607 083

.1.2 Расчет уставок шкафа типа ШЭ2607 016

.2 Релейная защита трансформатора 110 кВ

.2.1 Расчет продольной дифференциальной токовой защиты трансформаторов на базе реле типа ДЗТ-11

.2.2 Расчёт максимальной токовой защиты

.2.3 Газовая защита трансформатора

.2.4 Защита от перегрузок трансформатора

.2.5 Сигнализация о повышении температуры масла

. Проверка трансформаторов тока

.1 Проверка ТТ шкафа основной защиты линии типа ШЭ2607 083

.2 Проверка ТТ шкафа резервной защиты линии типа ШЭ2607 016

.3 Проверка ТТ защит трансформатора

. Разработка схем релейной защиты

Заключение

Список использованных источников

Приложения

Введение

Релейная защита является основным видом электрической автоматики и предназначена для локализации повреждений, предотвращения или сокращения ущерба при внезапном возникновении повреждений или ненормальных режимов работы электроэнергетических устройств, обеспечения устойчивости, надежности и живучести системы электроснабжения.

Защита первых электрических установок от коротких замыканий осуществлялась с конца XIX столетия плавкими предохранителями. Пройдя большой путь развития, в настоящее время техника релейной защиты связана с использованием микропроцессорных комплексов [2]. К основным преимуществам микропроцессорных комплексов можно отнести: многофункциональность, точность измерения, компактность, удобство фиксации возникших неисправностей. Основными недостатками являются их высокая стоимость (в том числе стоимость обслуживания), узкий диапазон рабочих температур, более низкая по сравнению с электромеханическими реле электромагнитная совместимость [3].

Реальное проектировании релейной защиты электроэнергетических систем проводится в несколько этапов. Одним из наиболее сложных и объемных расчетов при проектировании является расчет токов КЗ, поэтому его целесообразно автоматизировать с использованием ПЭВМ. Одним из средств автоматизации расчетов токов КЗ является промышленный комплекс программ ТКЗ-3000 для расчетов электрических величин при повреждениях и расчетов уставок РЗА.

Целью данного курсового проекта является получение знаний и приобретение практических навыков по расчету уставок и разработке схем устройств релейной защиты. Задачей курсового проекта является разработка полных принципиальных схем релейной защиты ЛЭП 110 кВ и понизительного трансформатора 110 кВ.

Задачей курсового проекта является разработка полных принципиальных схем релейной защиты ЛЭП 110 кВ и понизительного трансформатора 110 кВ.

В содержание курсового проекта входит [1]:

. Расчёт токов короткого замыкания в объеме, необходимом для выбора защит.

. Выбор коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения, необходимых для выполнения релейной защиты и автоматики.

. Выбор принципов построения релейной защиты для ЛЭП 110 кВ и понизительного трансформатора 110 кВ.

. Выбор параметров настройки релейной защиты для ЛЭП 110 кВ и понизительного трансформатора 110 кВ.

. Выбор сечения проводов вторичных токовых цепей исходя из условия работы трансформаторов тока с погрешностью не более 10%.

. Выбор реле защиты и их уставок срабатывания.

. Разработка полных принципиальных схем релейной защиты ЛЭП 110 кВ и понизительного трансформатора 110 кВ.

Исходные данные приведены в табл.1, схема сети приведена на рис.1.

трансформация ток напряжение автоматика

Таблица 1 - Исходные данные

Последние цифры зачётной книжки

11

Выполнение расчётов уставок ЛЭП

Л1(S6)

Выполнение расчётов уставок трансформатора

Т3

Тип выключателя

ВГТ-110-40/3150ХЛ1

Напряжение оперативного постоянного тока, В

220

Расстояние от трансформаторов тока до панелей релейной защиты, м

90

Отношение сопротивлений нулевой и прямой последовательностей линий: Х0Л / Х1Л

3

Сопротивления прямой последовательности системы в максимальном режиме, Ом

11

Сопротивления прямой последовательности системы в минимальном режиме, Ом

16

Сопротивления нулевой последовательности системы в максимальном режиме, Ом

16

Сопротивления нулевой последовательности системы в минимальном режиме, Ом

21

Линии

Параметры линий

Л1

Л2

Л3

Л4

Длина, км

30

20

25

10

Марка провода

АС-120

АС-120

АС-120

АС-70

Макс. мощности, передаваемые по линиям, МВА (cosφ =0.9)

S1

S2

S3

S4

S5

S6

S7


25

25

12

10

30

12

12

Трансформаторы

Параметры

Т1, Т2

Т3, Т4

Т5, Т6

S, MBA

16

16

6,3

uк, %

10,5

В-С

В-Н

С-Н

10,5



10,5

17

6


Режим нейтрали

Т1

Т2

Т3

Т4

Т5

Т6


+

+

+

-

+

+

Турбогенераторы

Р, МВт

Cos φ

12

0,8

0,125


Рисунок 1 - Исходная схема сети

1. Расчёт токов короткого замыкания

Расчет токов короткого замыкания (далее КЗ) выполняется для определения величин токов, необходимых для расчета уставок срабатывания и проверки чувствительности защит, причем в первом случае необходимы максимальные, а во втором - минимальные значения токов КЗ, протекающих через защищаемый элемент. Расчет токов КЗ выполняется с учетом рекомендаций в [4].

Расчет будем проводить в именованных единицах с приближенным приведением.

1.1 Составление схемы замещения прямой последовательности

Для расчета токов КЗ в именованных единицах принимаем среднее номинальное напряжение сети  кВ.

Сопротивление генераторов:

 (1.1)

(Ом).

Сопротивление двухобмоточных трансформаторов Т1 и Т2, Т5 и Т6:

. (1.2)

 (Ом);

 (Ом).

Определим расчетные значения напряжений короткого замыкания обмоток трёхобмоточных трансформаторов:

;

; (1.3)

.

%;

%;

%.

Сопротивление трёхобмоточных трансформаторов Т3 и Т4:

 (Ом);

 (Ом);

 (Ом).

Сопротивление воздушных линий:

. (1.4)

где  - модуль удельного сопротивления прямой последовательности линии; - длина линии.

Параметры линии приведены в табл. 1.1 (согласно [5]).

Таблица 1.1 - Параметры линий


Длина, км

Марка провода

 Ом/км

 Ом/км

Л1

30

АС-120

0,245

0,43

Л2

20

АС-120

0,245

0,43

Л3

25

АС-120

0,245

0,43

Л4

10

АС-70

0,42

0,444


 (Ом);

(Ом);

(Ом);

(Ом).

На основании исходной схемы сети составляем схему замещения прямой последовательности (рис. 1.1).

Рисунок 1.1 - Схема замещения прямой последовательности для рассматриваемой сети

1.2 Составление схемы замещения нулевой последовательности

Сопротивления нулевой последовательности линий определяются с учетом соотношения сопротивлений нулевой и прямой последовательности линий, которое по исходным данным равно 2,5:

(Ом);

(Ом);

(Ом);

(Ом).

Для трансформаторов при составлении схем замещения нулевой последовательности можно применить следующее правило: сопротивления обмоток, соединенных в треугольник, подключают к земле; сопротивления обмоток, соединенных в звезду, включают последовательно в схему при заземленной нейтрали и размыкают цепь обмотки при изолированной нейтрали. Пример составления схем замещения показан на рис.1.2.

Рисунок 1.2 - Схемы замещения нулевой последовательности трансформатора

В схему замещения нулевой последовательности не включаются те трансформаторы, которые не имеют заземлённой нейтрали в обмотке, электрически связанной с местом КЗ. Поэтому трансформатор Т1 не включаем в схему.

Схема замещения нулевой последовательности для рассматриваемой сети изображена на рис.1.3.

1.3 Расчёт величин токов КЗ для различных режимов

Для расчета параметров аварийного режима используем комплекс программ ТКЗ 3000, который позволяет рассчитывать электрические величины в трехфазной симметричной сети любого напряжения при однократной продольной или поперечной несимметрии.

Для правильной работы комплекса программ ТКЗ-3000 необходимо, чтобы номера узловых точек схемы замещения прямой последовательности полностью совпадали с номерами соответствующих узловых точек в схеме замещения нулевой последовательности. Для обеспечения этого условия в схему нулевой последовательности необходимо ввести фиктивные сопротивления в местах установки генераторов и в цепи обмоток трансформаторов, соединенных в треугольник.

Рисунок 1.3 - Схема замещения нулевой последовательности для рассматриваемой сети

Ввод схем замещения разных последовательностей в программу осуществляется в виде таблиц. При вводе прямой последовательности предусмотрены следующие типы ветвей:

- простая ветвь;

- ветвь с нулевым сопротивлением;

- трансформаторная ветвь;

- генераторная ветвь.

Вводимые в программу данные для прямой последовательности представлены в табл. 1.2.

Таблица 1.2 - Ветви схемы замещения прямой последовательности для максимального режима сети

Тип

Парал.

Узел1 (У1)

Узел2 (У2)

R1, Ом

X1, Ом

Е/К/В(С), кВ/-/мкСм

Фаза

№ эл.

4

0

0

1

0

110,21

115

0

0

4

0

0

2

0

110,21

115

0

0

4

0

0

17

0

11

115

0

0

0

0

1

3

0

86,79

0

0

0

0

0

2

4

0

86,79

0

0

0

0

0

3

17

7,47

12,81

0

0

0

0

0

4

6

4,98

8,54

0

0

0

0

0

6

7

4,28

4,44

0

0

0

0

0

7

8

0

220,42

0

0

0

0

0

7

9

0

220,42

0

0

0

0

0

6

10

0

88,86

0

0

0

0

0

10

11

0

51,66

0

0

0

0

0

10

15

0

-2,07

0

0

0

0

0

16

13

88,86

0

0

0

0

0

13

12

0

51,66

0

0

0

0

0

13

14

0

-2,07

0

0

0

0

0

16

17

6,23

10,68

0

0

0

1

0

1

2

0

0

0

0

0

1

0

3

4

0

0

0

0

0

1

0

6

16

0

0

0

0

0

1

0

8

9

0

0

0

0

0

1

0

11

12

0

0

0

0

0

1

0

14

15

0

0

0

0

0


Затем выполняем ввод сопротивлений нулевой последовательности (табл.1.3). Следует отметить, что в нулевой последовательности отсутствует 4-й тип ветви - генераторная ветвь.

Таблица 1.3 - Ветви схемы замещения нулевой последовательности для максимального режима сети

Тип

Парал.

Узел1 (У1)

Узел2 (У2)

R1, Ом

X1, Ом

К/В(С)

1

0

0

1

0

0

0

1

0

0

2

0

0

0

0

0

0

17

0

16

0

0

0

2

4

0

86,79

0

0

0

3

17

22,41

38,43

0

0

0

4

6

14,94

25,62

0

0

0

6

7

12,84

13,32

0

0

0

7

8

0

220,42

0

0

0

7

9

0

220,42

0

1

0

0

8

0

0

0

1

0

0

9

0

0

0

0

0

6

10

0

88,86

0

0

0

10

11

0

51,66

0

1

0

0

11

0

0

0

0

0

1

3

0

86,79

0

0

0

16

17

18,69

32,025

0

1

0

1

2

0

0

0

1

0

3

4

0

0

0

1

0

6

16

0

0

0

1

0

8

9

0

0

0


После заполнения таблиц прямой и нулевой последовательностей для выполнения расчета выбираем в программе пункт “Расчет ТКЗ по месту повреждения”. Затем последовательно заполняем все пункты подготовки, определяющие: исходные данные, места и виды КЗ, форму вывода результатов.

Результаты расчётов токов КЗ в расчётных точках и расчётных режимах представлены в табл. 1.4 и табл. 1.5.

Таблица 1.4 - Результаты расчётов токов КЗ для расчёта защит линии Л1

Точка КЗ

Тип КЗ

Последовательность

Величина тока в точке КЗ, А

Величина тока КЗ через защиту Л1, А




max режим

min режим

max режим

min режим

К1

(1,1)

Прямая

-

-

1361

876



Обратная

-

-

822

418


(2)

Полный

1387

-

-

993


(3)

Полный

-

-

-

1216


(1)

Нулевая

-

-

-

987

К3

(1,1)

Прямая

-

-

378

117



Обратная

-

-

216

69


(2)

Полный

-

-

-

1378


(3)

Полный

-

-

544

186


(1)

Нулевая

-

-

578

392

К16

(3)

Полный

397

-

95

-

К17

(3)

Полный

379

-

85

269


Таблица 1.5 - Результаты расчётов токов КЗ для расчёта защит трансформатора Т3

Точка КЗ

Тип КЗ

Величина тока в точке КЗ при параллельной работе тр-ов ТЗ и Т4, А

Величина тока в точке КЗ при работе тр-ра Т3, А



max режим

min режим

max режим

min режим

К6

(2)

-

293

-

209


(3)

613

-

-

-

К10

(2)

-

269

-

316


(3)

586

-

-



2. Выбор коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов

Коэффициент трансформации трансформаторов тока принимается, как правило, в соответствии со шкалой номинальных токов, ближайшим большим к рабочему току данного элемента сети, причем для линий электропередачи это будет длительно допустимый по условиям нагрева ток, а для силовых трансформаторов - их номинальный ток.

Допустимый длительный ток провода АС-120, используемого на защищаемой линии, равен 330 А. Для защиты линии выбираем трансформатор тока ТФНД-110М [6] с коэффициентом трансформации 400/5.

Номинального ток трансформатора определяется по формуле:

. (2.1)

(А);

(А);

(А).

Для защиты трансформатора выбираем следующие трансформаторы тока:

со стороны 110 кВ: ТФНД-110М с коэффициентом трансформации 100/5 [6];

со стороны 35 кВ: ТФНД-35М с коэффициентом трансформации 300/5 [7];

со стороны 10 кВ: ТЛК-10 с коэффициентом трансформации 1000/5 [8].

Коэффициенты трансформации трансформаторов напряжения принимаются по каталогу в соответствии с напряжением места установки трансформатора.

Для защиты линии выбираем трансформатор напряжения ЗНОГ-110 [9], а для защиты трансформатора выбираем трансформаторы напряжения ЗНОГ-110, ЗНОЛ-35 и ЗНОЛ-10 [10].

3. Выбор принципов построения релейной защиты

3.1 Выбор принципов построения релейной защиты для линии Л1

Согласно [11] и [12] на линиях с двухсторонним питанием, отнесенным к ЕНЭС, а также отходящих от подстанций ЕНЭС, должны устанавливаться две независимые защиты от всех видов повреждения: быстродействующая защита с абсолютной селективностью и комплект ступенчатых защит (резервная).

В качестве основной быстродействующей защиты в [12] рекомендуется применять один из следующих вариантов:

продольную дифференциальную защиту (ДЗЛ);

дифференциально-фазную защиту (ДФЗ);

защиту с высокочастотной блокировкой (направленная высокочастотная фильтровая защита);

комплект ступенчатых защит с передачей блокирующих или разрешающих сигналов.

Для обеспечения взаимодействия полукомплектов быстродействующих защит должны использоваться высокочастотные каналы связи (ВЧКС), кабельные линии связи (КЛС) и волоконно-оптические линии связи (ВОЛС).

В случае наличия волоконно-оптическая линия связи в [12] рекомендуется в качестве основной защиты применять ДЗЛ, которая при повреждениях обеспечивает более быстрое отключение, является более простой и имеет более надежную схему. Принимаем, что в рассматриваемых условиях волоконно-оптическая линия связи отсутствует.

Из-за отсутствия полноценного резервирования по типу защиты, нецелесообразно применение в качестве основной защиты комплекта ступенчатых защит, рекомендованного для использования в качестве резервной защиты.

При выборе между ВЧБ и ДФЗ предпочтение отдается ДФЗ, которая имеет ряд преимуществ, обусловленных принципом её действия, что обеспечивает правильную её работу в неполнофазных режимах (нагрузочном или при внешних КЗ), а также при качаниях и асинхронном ходе. Правильная работа ДФЗ при качаниях исключает необходимость использования блокировки при качаниях. Использование в ДФЗ однотипных органов, действующих на пуск приемопередатчика и на отключение, облегчает их согласование, что также является преимуществом перед ВЧБ.

Поэтому для рассматриваемой линии Л1 в качестве основной быстродействующей защиты принимается комплект ДФЗ, а в качестве резервной - комплект ступенчатых защит, включающий в себя: дистанционную защиту (ДЗ); токовую защиту нулевой последовательности (ТЗНП) и резервную токовую отсечку (ТО). Выбранные защиты должны обеспечивать полноценное ближнее и дальнее резервирование, как того требуют правила устройства установки [11].

В качестве основной защиты для линии Л1 выбран шкаф дифференциально-фазной защиты типа ШЭ2607 083 производства НПП «ЭКРА» [13]. Защита шкафа содержит релейную и высокочастотную части. Релейная часть защиты выполнена на базе микропроцессорного терминала типа БЭ2704V083. Программное обеспечение предназначено для использования терминала в качестве основной быстродействующей защиты типа ДФЗ на линиях напряжением 110-220 кВ, оборудованных устройствами трехфазного автоматического повторного включения (ТАПВ), при всех видах КЗ.

В состав высокочастотной части входят приемопередатчик, обеспечивающий передачу ВЧ сигналов по линии, и аппаратура автоматического контроля канала связи.

В качестве резервной защиты для линии Л1 из каталога НПП «ЭКРА» выбран шкаф микропроцессорной защиты линии и автоматики управления выключателем типа ШЭ2607 016 [14]. Шкаф предназначен для защиты линии 110-220 кВ и управления выключателем как с трехфазным, так и пофазным приводом. Содержит трехступенчатую ДЗ, четырехступенчатую ТЗНП, ТО, автоматику разгрузки при перегрузке по току (АРПТ), а также автоматику управления выключателем (АУВ) и устройство резервирования отказов выключателя (УРОВ).

В целом защита линии будет выполнена на базе двух шкафов НПП «ЭКРА»: ШЭ2607 083 - шкаф дифференциально-фазной защиты линии (основная защита) и ШЭ2607 016 - шкаф ступенчатых защит линии и автоматики управления выключателем (резервная защита).

.2 Выбор принципов построения релейной защиты для трансформатора Т3

По заданию необходимо рассмотреть защиты для трёхобмоточного трансформатора ТЗ мощностью 16 МВА. Согласно [11] для трансформаторов должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

) многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

) витковых замыканий в обмотках;

) токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;

) токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

) понижения уровня масла.

Газовая защита от повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла должна быть предусмотрена для трансформаторов мощностью 6,3 МВ·А и более (согласно п.3.2.53 [11]).

Для защиты от повреждений на выводах, а также от внутренних повреждений на трансформаторах мощностью 6,3 МВ·А и более должна быть предусмотрена продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени, которая должна действовать на отключение всех выключателей трансформатора (согласно п.3.2.54 [11]).

На понижающих трансформаторах мощностью 1 МВ·А и более в качестве защиты от токов в обмотках, обусловленных внешними многофазными КЗ, должна быть предусмотрена максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения или без него (согласно п.3.2.59 [11]).

На трансформаторах мощностью 0,4 МВ·А и более в зависимости от вероятности и значения возможной перегрузки следует предусматривать максимальную токовую защиту от токов, обусловленных перегрузкой, с действием на сигнал (согласно п.3.2.69 [11]).

В качестве защит трансформатора выбираем:

продольную дифференциальную защиту (для защиты от многофазных КЗ в обмотках и на их выводах);

максимальную токовую защиту (для защиты от токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ, и резервирования действия защиты от внутренних повреждений);

максимальную токовую защиту (для защиты от токов в обмотках, обусловленных перегрузкой с действием на сигнал с выдержкой времени);

газовую защиту (для защиты от витковых замыканий в обмотках и понижения уровня масла);

термосигнализатор с действием на сигнал (для сигнализации о повышении температуры масла).

4. Выбор параметров настройки релейной защиты для ЛЭП 110 кВ и понизительного трансформатора 110 кВ

.1 Релейная защита ЛЭП 110 кВ

При расчёте уставок релейных защит, выполненных на микропроцессорных терминалах, возникают трудности с расчетом параметров самих терминалов. Если расчет первичных параметров срабатывания защит жестко определен руководящими указаниями, то расчет параметров для настройки терминалов определяется производителями по индивидуальным методикам.

.1.1 Расчет уставок дифференциально-фазной защиты линии на базе шкафа типа ШЭ2607 083

Расчет уставок ДФЗ производится, согласно методическим указаниям [15, 16, 17]. Работа ДФЗ подробно изложена в [2, 18-21].

Выбор уставок токовых органов с пуском по вектору разности фазных токов

◊ Уставка органа, действующего на блокировку

Уставку блокирующего токового органа с пуском по векторной разности фазных токов определяем исходя из отстройки от максимального рабочего тока, А, по формуле:

, (4.1)

где  - максимальный рабочий ток, протекающий через защиту, А;  - коэффициент отстройки,  (согласно [15]).

Максимальный рабочий ток линии Л1 определяется исходя из максимальной мощности, передаваемой по линии:

, (4.2)

где  - максимальная мощность, передаваемая по линии, кВА;

 - номинальное напряжение линии, кВ.

(А).

(А).

Диапазон регулирования уставки  в первичных величинах, А:

, (4.3)

где  - номинальный ток вторичной обмотки трансформаторов тока (обычно Iном = 5 А), А;  - коэффициент трансформации трансформаторов тока.

 (А).

Рассчитанная уставка попадает в диапазон регулирования уставки терминала [15].

◊ Уставка органа, действующего на отключение

Уставку отключающего токового органа с пуском по векторной разности фазных токов Iл от уст определяют исходя из отстройки от Iл бл уст того конца линии, с которым согласовывается данный комплект, с учетом коэффициента ответвления, А, по формуле:

, (4.4)

где  - коэффициент ответвления, , так как линия без ответвлений; kс - коэффициент согласования, , согласно [15].

 (А).

Диапазон регулирования уставки Iл от уст в первичных величинах, А,

. (4.5)

 (А).

Рассчитанная уставка попадает в диапазон регулирования уставки терминала [15].

Выбор уставок токовых органов с пуском по току обратной последовательности

◊ Уставка органа, действующего на блокировку

Уставку блокирующего токового органа с пуском по току обратной последовательности определяем исходя из отстройки от тока небаланса, определяемого погрешностями трансформаторов тока, частотными небалансами фильтров обратной последовательности и погрешностями их настройки, а также небалансами нагрузочного режима сети, А, по формуле

, (4.6)

где - расчетный ток небаланса обратной последовательности, А; - коэффициент отстройки,  [15];  - коэффициент возврата,  [15].

Расчетный ток небаланса обратной последовательности, А, рассчитывается по формуле:

, (4.7)

где  - полная погрешность ТТ, ;  - коэффициент частотной зависимости фильтра тока обратной последовательности, ; - относительная погрешность отклонения частоты, ;  - относительная погрешность настройки фильтра с учётом погрешности датчиков тока, ;  - коэффициент несимметрии тока обратной последовательности, .

 (А).

 (А).

Диапазон регулирования уставки  в первичных величинах, А, определяется по формуле:

. (4.8)

 (А).

Рассчитанная уставка не попадает в диапазон регулирования уставок, поэтому принимаем наименьшую уставку, которую можно выставить [15]:

 (А).

◊ Уставка органа, действующего на отключение

Уставку отключающего токового органа с пуском по току обратной последовательности, А, определяют исходя из отстройки от I2бл уст того конца линии, с которым согласовывается данный комплект, с учетом коэффициента ответвления, по формуле:

, (4.9)

где  - коэффициент ответвления, , так как линия без ответвлений; с - коэффициент согласования, , согласно [15].

 (А).

Диапазон регулирования уставки I2 от уст в первичных величинах, А, определяется по формуле:

 А. (4.10)

 (А).

Рассчитанная уставка попадает в диапазон регулирования уставки терминала.

Определение коэффициентов чувствительности

Для достаточной чувствительности защиты к КЗ коэффициенты чувствительности должны быть больше 2,0 [16].

Коэффициент чувствительности ДФЗ к несимметричным КЗ определяется с использованием значения уставки отключающего реле тока обратной последовательности по формуле

, (4.11)

где  - минимальный ток короткого замыкания обратной последовательности, А.

Коэффициент чувствительности ДФЗ к симметричным КЗ определяется с использованием значения уставки отключающего реле разности фазных токов по формуле:

, (4.12)

где  - минимальный ток трехфазного КЗ, А.

Коэффициенты чувствительности ДФЗ к КЗ для полукомплекта, установленного на П/ст 1:

;

.

Коэффициенты чувствительности к ДФЗ КЗ для полукомплекта, установленного на П/ст 0:

;

.

Так как уставки токовых органов, действующие на отключение с пуском по вектору разности фазных токов и с пуском по току обратной последовательности, не обеспечивают выполнение требований чувствительности защиты, то необходимо использовать ПО нулевой последовательности 3I0бл, 3I0от.

Выбор уставок токовых органов с пуском по току нулевой последовательности

◊ Уставка органа, действующего на блокировку

Уставку блокирующего токового органа с пуском по току обратной последовательности определяем исходя из отстройки от максимального тока нулевой последовательности в нормальном режиме работы:

, (4.13)

где - коэффициент надёжности, ;  - ток небаланса нулевой последовательности, А;  - ток нулевой последовательности в нормальном режиме работы, А.

При отсутствии  в качестве уставки  необходимо принимать минимально возможное для ввода в значение.

Диапазон регулирования уставки  в первичных величинах, А, определяется по формуле:

 А. (4.14)

 (А).

Принимаем (А).

◊ Уставка органа, действующего на отключение

Уставку отключающего токового органа с пуском по току нулевой последовательности, А, определяют исходя из отстройки от  противоположного конца линии, по формуле:

, (4.15)

где kс - коэффициент согласования, .

 (А).

Диапазон регулирования уставки  в первичных величинах, А, определяется по формуле:

 А. (4.16)

 (А).

Рассчитанная уставка попадает в диапазон регулирования уставки терминала.

В случае использования в защите ПО тока нулевой последовательности необходимо дополнительно рассчитать чувствительность ДФЗ к однофазным КЗ по формуле:

, (4.17)

где - минимальное значение утроенного тока нулевой последовательности при однофазном КЗ на землю в конце защищаемой линии, А.

Коэффициенты чувствительности ДФЗ к КЗ для полукомплекта, установленного на П/ст 1:

Коэффициенты чувствительности ДФЗ к КЗ для полукомплекта, установленного на П/ст 0:

Орган направления мощности нулевой последовательности M0 используется только для линий с ответвлениями без питания и выбирается одинаковым для обоих концов линии [16]. В нашем случае ответвлений нет, поэтому данный орган не используем.

Выбор уставок токового органа с пуском по скорости изменения тока обратной последовательности

◊ Уставка органа, действующего на блокировку

Уставку блокирующего токового органа с пуском по скорости изменения тока обратной последовательности, А, определяем по формуле:

, (4.18)

где  - коэффициент отстройки, согласно [15].

 (А).

Диапазон регулирования уставки , А, в первичных величинах:

. (4.19)

 (А).

Рассчитанная уставка не попадает в диапазон регулирования уставок, поэтому принимаем наименьшую уставку, которую можно выставить [15]:

 (А).

◊ Уставка органа, действующего на отключение

Уставку отключающего токового органа с пуском по скорости изменения тока обратной последовательности выбираем исходя из отстройки от уставки блокирующего токового органа с пуском скорости изменения тока обратной последовательности, А, по формуле

, (4.20)

где  - коэффициент отстройки,  согласно [15].

 (А).

Диапазон регулирования уставки , А, в первичных величинах

. (4.21)

 (А).

Рассчитанная уставка попадает в диапазон регулирования уставки терминала. Коэффициент чувствительности этого органа, согласно [16], не проверяется.

Выбор уставки токового органа с пуском по скорости изменения тока прямой последовательности

◊ Уставка органа, действующего на блокировку

По данным разработчика [15] уставку блокирующего токового органа с пуском по скорости изменения тока прямой последовательности выбираем больше уставки блокирующего токового органа с пуском по скорости изменения тока, А, обратной последовательности и рассчитываем по формуле

, (4.22)

где  - коэффициент отстройки,  согласно [15].

 (А).

Диапазон регулирования уставки DI1 бл уст в первичных величинах, А, определяется по формуле

. (4.23)

 (А).

Рассчитанная уставка попадает в диапазон регулирования уставки терминала.

◊ Уставка органа, действующего на отключение

По данным разработчика [15] уставку отключающего токового органа с пуском по скорости изменения тока прямой последовательности выбираем больше уставки отключающего токового органа с пуском по скорости изменения тока обратной последовательности, А, и рассчитывается по формуле

, (4.24)

где  - коэффициент отстройки, , согласно [15].

 (А).

Диапазон регулирования уставки DI1 от уст в первичных величинах

. (4.25)

 (А).

Рассчитанная уставка попадает в диапазон регулирования уставки терминала. Коэффициент чувствительности этого органа согласно [16] не проверяется.

Выбор коэффициента комбинированного фильтра токов органа манипуляции

Коэффициент комбинированного фильтра токов рассчитывается по формуле:

, (4.26)

где  - коэффициент надежности, , согласно [15];  - максимальный ток прямой последовательности двухфазного КЗ на землю, А;  - максимальный ток обратной последовательности двухфазного КЗ на землю, А.

Коэффициент комбинированного фильтра токов для полукомплекта, установленного на П/ст 0:

.

Так как коэффициент комбинированного фильтра токов для полукомплекта, установленного на П/ст 0, получился меньше 6, согласно [16], принимаем K = 6.

Коэффициент комбинированного фильтра токов для полукомплекта, установленного на П/ст 1, рассчитывается аналогично:

.

Так как коэффициент комбинированного фильтра токов для полукомплекта, установленного на П/ст 1, получился меньше 6, согласно [16], принимаем K = 6.

Определение коэффициента чувствительности манипуляции

Так как пуск органа манипуляции происходит при токе, равном I2 бл уст, то коэффициент чувствительности органа манипуляции при несимметричных КЗ рассчитывается по формуле:

, (4.27)

где  - минимальный ток прямой последовательности двухфазного КЗ на землю, А;  - минимальный ток обратной последовательности двухфазного КЗ на землю, А.

По данным разработчиков терминалов разрешение на манипуляцию происходит при токе, равном I2 бл уст, поэтому коэффициент чувствительности манипуляции также определяется при симметричных КЗ рассчитывается по формуле

, (4.28)

где  - минимальный ток прямой последовательности трехфазного КЗ, А.

Для достаточной чувствительности защиты к КЗ коэффициенты чувствительности должны быть больше 1,3 [16].

Коэффициенты чувствительности для полукомплекта, установленного на П/ст 0:

;

.

Коэффициенты чувствительности для полукомплекта, установленного на П/ст 1,

;

.

Выбранная уставка коэффициента комбинированного фильтра токов обеспечивает выполнение требований чувствительности органа манипуляции как к симметричным, так и к несимметричным КЗ.

Выбор уставки органа сравнения фаз по углу блокировки

Так как длина линии менее 60 км, то, согласно [16], принимаем уставку органа сравнения фаз по углу блокировки .

Выбор уставки реле сопротивления отключения

◊ Уставка по активной составляющей

Уставку реле сопротивления по активной составляющей выбираем исходя из двух условий:

) отстройки от сопротивления до места повреждения с учетом сопротивления дуги, Ом, при междуфазных КЗ по формуле

, (4.29)

где  - активное сопротивление линии, для которой рассчитывается защита, Ом;  - активное сопротивление дуги, Ом;  - коэффициент надежности, [16].

Активное сопротивление дуги, Ом, определяется по формуле [15]:

, (4.30)

где  - длина дуги, м, согласно [22];  - минимальный ток двухфазного КЗ на линии, А.

(Ом).

(Ом).

) отстройки от минимального сопротивления нагрузки, Ом, линии, по формуле

, (4.31)

где - минимальное активное сопротивление в нагрузочном режиме, Ом; - минимальное реактивное сопротивление в нагрузочном режиме, Ом;  - угол линии, град.; kн - коэффициент надежности, [16].

Минимальное активное сопротивление в нагрузочном режиме, Ом, определяем по формуле

, (4.32)

где  - номинальное напряжение линии, В;  - угол нагрузки, град.

 (Ом).

Минимальное реактивное сопротивление в нагрузочном режиме, Ом, определяем по формуле

. (4.33)

 (Ом).

Угол линии, град., определяется по формуле

, (4.34)

где - удельные активное и индуктивное сопротивления линии, Ом/км.

.

 (Ом).

Итоговая уставка должна быть не больше и не меньше . Поэтому принимаем уставку по активной составляющей (Ом).

◊ Уставка по реактивной составляющей

Согласно [15] уставка по реактивному сопротивлению определяется исходя из двойного охвата основной защищаемой линии и рассчитывается по формуле:

, (4.35)

где  - реактивное сопротивление линии, Ом.

(Ом).

Коэффициент чувствительности, согласно [16], проверять не требуется.

Выбор уставки реле сопротивления по углу максимальной чувствительности

Угол максимальной чувствительности вычисляется алгоритмом защиты. Исходя из заданных удельных параметров линии угол максимальной чувствительности равен углу линии.

Рассчитанные параметры занесены в табл. 4.1, на рис. 4.1 построена характеристика срабатывания отключающего реле сопротивления.

Таблица 4.1 - Уставки ДФЗ шкафа защиты линии типа ШЭ2607 083

Наименование величин

Значения в первичных величинах

Ток срабатывания ПО по току обратной последовательности, блокирующего I2 бл, А

20

Ток срабатывания ПО по току обратной последовательности, отключающего I2 от, А

40

Ток срабатывания ПО по току нулевой последовательности, блокирующего , А

40

Ток срабатывания ПО по току нулевой последовательности, отключающего , А

80

Ток срабатывания ПО по разности фазных токов, блокирующего Iл бл, А

141,8

Ток срабатывания ПО по разности фазных токов, отключающего Iл от, А

184,35

Ток срабатывания ПО по скорости изменения тока прямой последовательности, блокирующего DI1бл, А

64

Ток срабатывания ПО по скорости изменения тока прямой последовательности, отключающего DI1от, А

128

Ток срабатывания ПО по скорости изменения тока обратной последовательности, блокирующего DI2бл, А

16

Ток срабатывания ПО по скорости изменения тока обратной последовательности, отключающего DI2от, А

32

Уставка ОМ по коэффициенту комбинированного фильтра токов

6

Уставка ОСФ по углу блокирования действия защиты на отключение, град.

50

Уставка по реактивной составляющей отключающего реле сопротивления Xот, Ом

25,8

Уставка по активной составляющей отключающего реле сопротивления Rот, Ом

50

Угол наклона характеристики ИО Zот (j1), град

59



Рисунок 4.1 - Вид характеристики срабатывания для отключающего реле сопротивления

.1.2 Расчет уставок шкафа типа ШЭ2607 016

Расчет уставок дистанционной защиты

Расчет уставок дистанционной защиты (ДЗ) производится, согласно методикам, представленным в [18, 19, 23]. Параметрами срабатывания ступеней ДЗ являются сопротивление срабатывания и выдержка времени. При выборе сопротивления срабатывания ступеней необходимо учитывать влияние следующих факторов: переходного сопротивления дуги в месте повреждения, токов подпитки от смежных подстанций, погрешностей трансформаторов тока и напряжения и др. [18-20].

Расчет сопротивления срабатывания первой ступени ДЗ. Полное сопротивление срабатывания первой ступени выбираем таким, чтобы дистанционный орган не срабатывал при КЗ на шинах смежной подстанции (П/ст 1, точка К2 на рис. 1.1), и рассчитывается по формуле:

, (4.36)

где  - полное сопротивление линии, Ом;  - коэффициент отстройки, , согласно [23].

 (Ом).

Для ввода этой уставки в микропроцессорный терминал необходимо определить  и  с учетом возможного переходного сопротивления в месте КЗ (сопротивление дуги).

Реактивное сопротивление, Ом, срабатывания первой ступени ДЗ определяется по формуле

, (4.37)

где  - угол линии Л1, град.

 (Ом).

Активное сопротивление срабатывания первой ступени ДЗ, Ом, определяется по формуле:

, (4.38)

где  - активное сопротивление дуги, Ом.

Активное сопротивление дуги определяем по формуле:

 (4.39)

где  - длина дуги, м;  - минимальный ток двухфазного КЗ на линии, А.

 (Ом).

Тогда активное сопротивление срабатывания первой ступени ДЗ:

 (Ом).

Углы наклона характеристики реле сопротивления первой ступени принимаем согласно [24]:

угол наклона правой стороны характеристики принимается равным углу линии ;

угол наклона нижней левой части характеристики принимается ;

угол наклона верхней части характеристики, обеспечивающий выполнение селективности при внешних дуговых КЗ, принимается ;

угол наклона нижней части характеристики, обеспечивающий надежное срабатывание при близких повреждениях через переходное сопротивление, принимается .

Расчет сопротивления и времени срабатывания второй ступени ДЗ.

Уставку второй ступени ДЗ выбираем исходя из следующих условий:

) согласования с первой ступенью защиты смежной линии Л3, Ом, по формуле

 (4.40)

где  - сопротивление срабатывания защиты резервной линии Л3, Ом;  - коэффициент отстройки, [23];  - коэффициент токораспределения.

 (Ом).

) отстройки от коротких замыканий за трансформаторами смежной ПС с учетом их параллельной работы в максимальном режиме по формуле

 (4.41)

где  - коэффициент токораспределения, учитывающий неравенство токов в месте повреждения и в месте установки защиты;  - сопротивление трансформатора в максимальном режиме на смежной ПС, Ом.

Напряжения обмотки ВН и напряжения короткого замыкания при крайних положениях РПН приняты в соответствии с [25] и представлены в табл. 4.2 для рассматриваемого трансформатора.

Таблица 4.2 - Напряжения обмотки ВН и напряжения короткого замыкания при крайних положениях РПН для трехобмоточных трансформаторов

Тип трансформатора

Напряжение обмотки ВН, кВ

Напряжение короткого замыкания, %



ВН-СН

ВН-НН


Max РПН

Min РПН

Max РПН

Min РПН

Max РПН

Min РПН

ТДТН 16000/110

133,42

96,58

36,68

35,09

18,57

17,14


Сопротивление трехобмоточных трансформаторов для максимального режима рассчитывается как сумма сопротивлений обмоток высшего и среднего напряжений при минимальном положении РПН:

(Ом).

Для минимального режима сопротивление трансформатора находится как сумма сопротивлений обмоток высшего и низшего напряжений при максимальном положении РПН:

(Ом).

 (Ом).

) согласование с первой ступенью защиты S3 при каскадном отключении повреждения на параллельной линии:

 (4.42)

 (Ом).

Из рассчитанных сопротивлений в качестве уставки срабатывания второй зоны ДЗ принимается наименьшее:

 (Ом).

Далее определяют коэффициент чувствительности второй ступени при КЗ на шинах смежной ПС, Ом, по формуле

. (4.43)

.

Рассчитанный коэффициент чувствительности больше 1,5, следовательно, вторая ступень ДЗ чувствительна к к.з. на шинах П/ст 1 и полностью охватывает линию Л1.


, (4.44)

где  - наибольшее время срабатывания быстродействующих защит на смежной ПС, с; - время срабатывании УРОВ на смежной ПС, сек;  - ступень селективности, с (принимаем с).

(с).

Для ввода уставки в микропроцессорный терминал необходимо определить  и  с учетом возможного переходного сопротивления в месте КЗ.

Реактивное сопротивление срабатывания второй ступени ДЗ определяется по (4.37).

 (Ом).

Для медленнодействующих резервных ступеней, когда отключение происходит с большой выдержкой времени, необходимо учитывать существенное возрастание длины дуги вследствие влияния ветра и динамических усилий в самой дуге. В этом случае результирующее сопротивление дуги, Ом, рассчитывается по формуле

 (4.45)

где  и  - сопротивление и длина дуги в начальный момент времени; v - скорость ветра, м/с (принимаем  м/с); t - время срабатывания защиты, с.

 (Ом).

Активное сопротивление срабатывания второй ступени ДЗ определяется по формуле (4.38):

 (Ом).

Углы наклона характеристики реле сопротивления второй ступени принимаются, согласно [22, 24], в их число входят:

угол наклона правой стороны характеристики принимается ;

угол наклона нижней левой части характеристики принимается ;

угол наклона нижней части характеристики, обеспечивающий надежное срабатывание при близких повреждениях через переходное сопротивление, принимается .

Расчет сопротивления и времени срабатывания третьей ступени ДЗ.

Третья ступень защиты служит для резервирования присоединений (линий и трансформаторов), отходящих от шин смежной ПС. Дистанционные органы этой ступени должны действовать при КЗ в конце отходящей линии и за трансформаторами ПС.

Реактивное сопротивление срабатывания третьей ступени ДЗ, Ом, определяется по условию чувствительности к КЗ в конце резервируемых участков по формулам:

, (4.46)

, (4.47)

где  - сопротивление трансформатора на ПС в минимальном режиме, Ом; kч - коэффициент чувствительности, , согласно [23]; kт.р - коэффициент токораспределения, учитывающий подпитку со стороны второго источника питания.

 (Ом).

Коэффициент токораспределения определяется по формуле:

, (4.48)

где  - максимальный ток КЗ, протекающий по основной защищаемой линии, при КЗ за трансформатором ПС, А;  - максимальный ток в месте КЗ при КЗ за трансформатором ПС (ток приведен к напряжению питающей ВЛ), А.

.

(Ом).

Из рассчитанных сопротивлений в качестве уставки по реактивному сопротивлению третьей ступени ДЗ принимаем наибольшее из рассчитанных:

Ом.

Активное сопротивление срабатывания третьей ступени ДЗ, Ом, определяем с учетом отстройки от сопротивления нагрузки по формуле:

, (4.49)

где  - угол наклона нижней правой части характеристики, град.;

 - коэффициент надежности, , согласно [24].

Минимальное активное сопротивление в нагрузочном режиме определяем по формуле (4.32). Минимальное реактивное сопротивление в нагрузочном режиме определяем по формуле (4.33).

 (Ом).

Время срабатывания третьей ступени ДЗ, с, определяется с учетом отстройки от времени срабатывания резервных защит трансформаторов и резервируемой линии, установленных на смежной ПС, по формуле

, (4.50)

где  - наибольшее время срабатывания резервных защит на ПС, с (принимаем с).

 (с).

Углы наклона характеристики реле сопротивления третьей ступени принимаются, согласно [22, 24], в их число входят:

угол наклона правой стороны характеристики принимается (для надёжного срабатывания при КЗ приняли равным не углу линии, а минимально возможному);

угол наклона нижней левой части характеристики принимается ;

угол наклона нижней правой части характеристики принимается .

Для удобства заносим рассчитанные параметры в табл. 4.3 и строим угловую характеристику срабатывания реле сопротивления ступеней ДЗ (рис. 4.2).

Таблица 4.3 - Уставки ДЗ шкафа защиты линии типа ШЭ2607 016

Наименование величин

Значения в первичных величинах

Уставка по оси Х характеристики РС I ступени, Ом

10,82

Уставка по оси R характеристики РС I ступени, Ом

12,85

Задержка на срабатывание I ступени, с

0

Угол наклона φ1 характеристики РС I ступени, град.

59

Угол наклона φ4 верхней части характеристики РС I ступени, град.

-10

Уставка по оси Х характеристики РС II ступени, Ом

69,2

Уставка по оси R характеристики РС II ступени, Ом

66,96

Задержка на срабатывание II ступени, с

0,7

Угол наклона φ1 характеристики РС II ступени, град.

59

Угол наклона φ3 нижней левой части характеристик РС I и II ст., град

130

Угол наклона φ2 нижней правой части характеристик РС I и II ст., град.

-15

Уставка по оси Х характеристики РС III ступени, Ом

784,3

Уставка по оси R характеристики РС III ступени, Ом

106,13

Задержка на срабатывание III ступени, с

3,8

Угол наклона φ1 характеристики РС III ступени, град.

59

Угол наклона φ3 нижней левой части характеристики РС III ст., град.

130

Угол наклона φ2 нижней правой части характеристики РС III ст., град.

0


Расчет уставок токовой защиты нулевой последовательности

Расчет уставок ТЗНП производим согласно методическим указаниям [26].

Расчет уставок первой ступени ТЗНП. Ток срабатывания первой ступени выбираем по условию отстройки от утроенного тока нулевой последовательности, протекающего в месте установки защиты при КЗ на землю на шинах смежной ПС, А, и вычисляем по формуле:

, (4.51)

где  - коэффициент отстройки, учитывающий погрешность защиты, ошибки расчета, влияние апериодической составляющей и необходимый запас,  [26];  - максимальное значение тока нулевой последовательности однофазного КЗ на шинах ПС в конце основной защищаемой линии (точка К2 на рис. 2), А.

Рисунок 4.2 - Характеристики срабатывания реле сопротивления ступеней ДЗ

 (А).

Выдержка времени первой ступени принимается равной нулю.

Расчет уставок второй ступени ТЗНП. Ток срабатывания второй ступени выбираем по условию согласования с первой ступенью ТЗНП резервной линии Л3, отходящей от смежной ПС, А, рассчитывается по формуле

, (4.52)

где  - коэффициент отстройки, учитывающий погрешность защиты и необходимый запас,  [26];  - максимальный коэффициент токораспределения (в схеме замещения нулевой последовательности) при КЗ на резервной линии;  - уставка тока срабатывания первой ступени ТЗНП резервной линии Л3, отходящей от шин смежной ПС, А.

 (А).

Коэффициент чувствительности второй ступени ТЗНП, определяемый к КЗ в конце основной линии (точка К2 на рис.1.1), должен быть больше 1,5, определяется по формуле

, (4.53)

где - минимальный ток нулевой последовательности, протекающий через защиту при однофазном КЗ на шинах смежной П/ст 1 (т. К2 на рис. 1.1), А.

Выдержка времени второй ступени, с, согласуется с выдержкой времени первой ступени ТЗНП, установленной на резервной линии, с учетом времени УРОВ, установленном на смежной ПС, и рассчитывается по формуле

, (4.54)

где  - время срабатывания первой ступени ТЗНП на резервной линии, отходящей от смежной ПС, принимаем с;  принимаем равным 0,3 с:

(с).

Расчет уставок третьей ступени ТЗНП. Ток срабатывания третьей ступени выбираем по условию согласования со второй ступенью ТЗНП резервной линии, отходящей от ПС, А, и определяется по формуле

, (4.55)

где kотс - коэффициент отстройки, учитывающий погрешность защиты и необходимый запас,  [26];  - уставка второй ступени ТЗНП резервной линии на смежной ПС, А.

 (А).

Коэффициент чувствительности третьей ступени ТЗНП определяется при КЗ на шинах П/ст 1 по (4.53):

Выдержка времени третьей ступени согласуется с выдержкой времени второй ступени ТЗНП, установленной на резервной линии, отходящей от смежной ПС, с, и рассчитывается по формуле

, (4.56)

где  - время срабатывания второй ступени ТЗНП, установленной на резервной линии, отходящей от смежной ПС, принимаем  с.

 (с).

Расчет уставок четвертой ступени ТЗНП. Ток срабатывания четвертой ступени выбираем исходя из двух условий:

) отстройки от тока небаланса в нулевом проводе трансформаторов тока при максимальном нагрузочном режиме, А, по формуле:

, (4.57)

где kотс - коэффициент отстройки, учитывающий погрешность защиты и необходимый запас,  [26];  - коэффициент возврата реле, ;  - первичный ток небаланса в нулевом проводе ТТ в максимальном нагрузочном режиме, А.

Первичный ток небаланса в нулевом проводе ТТ в максимальном нагрузочном режиме, А, определяется по формуле

, (4.58)

где  - коэффициент небаланса,  [26].

(А).

(А).

) согласования с третьей ступенью ТЗНП резервной линии, отходящей от смежной ПС, А, по формуле

, (4.59)

где kотс - коэффициент отстройки, учитывающий погрешность защиты и необходимый запас,  [26];  - уставка третьей ступени ТЗНП резервной линии, отходящей от смежной ПС, А.

 (А).

В качестве уставки принимается ток, имеющий наибольшее значение из первого или второго условий (4.57) и (4.59), то есть А.

Коэффициент чувствительности четвертой ступени ТЗНП определяется к КЗ в конце резервной линии (точка К6 на рис. 1.1) по формуле (4.53). Коэффициент чувствительности должен быть не менее 1,2 [11, 26].

Выдержка времени четвертой ступени согласуется с выдержкой времени третьей ступени ТЗНП, установленной на резервной линии, с, и рассчитывается по формуле

, (4.60)

где  - время срабатывания третьей ступени ТЗНП резервной линии, отходящей от шин смежной ПС, принимаем с.

(с).

Для удобства и наглядности рассчитанные уставки заносим в табл. 4.4.

Таблица 4.4 - Уставки ТЗНП шкафа защиты линии типа ШЭ2607 016

Наименование величин

Значения в первичных величинах

Ток срабатывания I ступени ТНЗНП, А

751,4

Задержка на срабатывание I ступени, с

0

Ток срабатывания II ступени ТНЗНП, А

728,8

Задержка на срабатывание II ступени, с

0,7

Ток срабатывания III ступени ТНЗНП, А

222,07

Задержка на срабатывание III ступени, с

1,8

Ток срабатывания IV ступени ТНЗНП,

67,7

Задержка на срабатывание IV ступени, с

2,8


Расчет параметров токовой отсечки

Расчет тока срабатывания ТО выполняется согласно методике, приведенной в [18, 19].

Уставка срабатывания ТО, А, определяется по формуле

, (4.61)

где  - коэффициент отстройки,  [19];  - максимальное значение трехфазного тока КЗ на шинах смежной ПС (точка К2 на рис. 1.1), А.

 (А).

Чувствительность ТО определяется к КЗ в месте установки защиты (точка К1 на рис. 1.1) в минимальном режиме по формуле:

, (4.62)

где  - минимальное значение тока двухфазного КЗ в месте установки защиты, А.


4.2 Релейная защита трансформатора 110 кВ

.2.1 Расчет продольной дифференциальной токовой защиты трансформаторов на базе реле типа ДЗТ-11

Дифференциальная защита в трансформаторах используется в качестве основной. Она применяется для защиты трансформаторов от КЗ между фазами, на землю и от замыканий витков одной фазы. Согласно принципу действия защиты, трансформаторы тока устанавливаются со всех сторон трёх-обмоточного трансформатора. Для компенсации сдвига фаз токов силовых трансформаторов, соединенных по схеме «звезда - треугольник», необходимо ТТ на стороне «звезды» соединить в «треугольник», а на стороне «треугольника» - в «звезду» [19].

Следует отметить, что в согласно [27] использование дифференциальных защит трансформаторов, выполненных с реле серии РНТ-560, на проектируемых ПС не рекомендуется, поскольку на трансформаторах с РПН такие защиты в большинстве случаев не удовлетворяют требованиями чувствительности, регламентируемым ПУЭ [11].

Расчет дифференциальной защиты, выполненной с реле серии ДЗТ-11, производим в следующем порядке в соответствии с [27]:

Определяются первичные токи для всех сторон защищаемого трансформатора, соответствующие его номинальной мощности. Затем по этим токам определяются соответствующие вторичные токи в плечах защиты, исходя из коэффициентов трансформации трансформаторов тока и коэффициентов схемы. Расчёты сведены в табл. 4.5.

Выбирается сторона, к трансформаторам тока которой наиболее целесообразно присоединить тормозную обмотку НТТ реле.

Тормозную обмотку целесообразно включить на сумму токов трансформаторов тока, установленных на сторонах среднего и низшего напряжений, так как при подключении тормозной обмотки только к трансформаторам тока, установленным на одной из сторон (среднего или низшего напряжения) защищаемого трансформатора, определяющим условием для выбора тока срабатывания защиты остается отстройка от внешнего КЗ.

Минимальный ток срабатывания защиты определяется по условию отстройки от броска намагничивающего тока при включении ненагруженного трансформатора под напряжение. Для трёхобмоточных трансформаторов с включением тормозной обмотки реле на сумму токов трансформаторов тока, установленных на сторонах среднего и низшего напряжений, выбор минимального тока срабатывания защиты производится по условию отстройки от броска намагничивающего тока при включении защищаемого трансформатора под напряжение по формуле:

 (4.63)

где k - коэффициент, используемый при отстройке защиты от броска намагничивающего тока, принимаем ;  - коэффициент выгодности, для трансформаторов принимается ; - номинальный ток, соответствующий номинальному напряжению среднего ответвления устройства РПН и номинальной мощности трансформатора.

 (А).

Определяются числа витков рабочей обмотки НТТ реле для основной стороны 110 кВ (стороны с наибольшим вторичным током в плече защиты) и для других сторон- 35 и 10 кВ, исходя из значения минимального тока срабатывания защиты ( А).

Число витков обмотки НТТ реле, соответствующее току срабатывания защиты для основной стороны трансформатора:

, (4.64)

где - магнитодвижущая сила (МДС) срабатывания реле, для реле типов ДЗТ-11  А;  - ток срабатывания реле, отнесенный к основной стороне.

Числа витков обмоток НТТ реле для других (неосновных) сторон защищаемого трансформатора, которые определяются по условию равенства нулю (при неучёте небаланса) результирующей МДС в НТТ реле при нагрузочном режиме и внешних КЗ, определим по следующим формулам:

. (4.65)

. (4.66)

где ,- вторичные токи в плечах защиты для неосновных сторон;  - принятое число витков обмотки НТТ реле для основной стороны.

Расчеты сведены в табл. 4.6.

Принимаются к использованию следующие числа витков:  витков, что соответствует минимальному току срабатывания защиты  А, и витков.

Выбирается необходимое число витков тормозной обмотки НТТ реле. При включении тормозной обмотки на сумму токов трансформаторов тока, установленных на сторонах среднего и низшего напряжений, расчетным является КЗ на стороне НН при параллельной работе трансформаторов. Исходя из полученных значений токов, определяется первичный ток небаланса и необходимое число витков тормозной обмотки.

Расчетный ток небаланса  может быть определен как сумма трех составляющих:

, (4.67)

где  - составляющая, обусловленная погрешностью трансформаторов тока;  - составляющая, обусловленная регулированием напряжения защищаемого трансформатора; - составляющая, обусловленная неточностью установки на НТТ реле расчетных чисел витков для неосновных сторон.

В (4.67) учитываются абсолютные значения составляющих тока небаланса. Последние определяются по выражениям:

, (4.68)

, (4.69)

, (4.70)

где  - периодическая составляющая тока (при t=0), проходящего через защищаемую зону при расчетном внешнем КЗ;  - коэффициент, учитывающий переходный режим (наличие апериодической составляющей тока), для реле серии ДЗТ-11 принимаем равным 1;  - коэффициент однотипности трансформатора тока, ;  - относительное значение полной погрешности трансформаторов тока, ; , - относительные погрешности, обусловленные регулированием напряжения на сторонах защищаемого трансформатора и принимаемые равными половине используемого диапазона регулирования на соответствующей стороне;  и  - коэффициенты токораспределения, равные отношению слагающих тока расчетного внешнего КЗ, проходящих на сторонах, где производится регулирование напряжения, к току на стороне, где рассматривается КЗ;  и  - расчетные числа витков обмоток НТТ реле для неосновных сторон;  и  - принятые (целые) числа витков обмоток НТТ реле для соответствующих неосновных сторон;  и  - коэффициенты токораспределения, равные отношению слагающих тока расчетного внешнего КЗ, проводящих на сторонах, где используются соответственно числа витков  и  обмоток НТТ реле, к току на стороне, где рассматривается КЗ.

Использование знака «+» или «-» в (4.70) определяется направлением составляющих тока КЗ: при одинаковом направлении составляющих тока (например, к защищаемому трансформатору) используется знак «+», при противоположном - знак «-».

(А).

 (А).

(А).

Для определения необходимого числа витков тормозной обмотки используем следующее выражение:

, (4.71)

где  - тангенс угла наклона касательной, проведенной из начала координат к нижней расчетной по избирательности тормозной характеристике, .

Расчёты сведены в табл. 4.6.

Определяется чувствительность защиты при металлических КЗ в защищаемой зоне, когда торможение отсутствует. Рассматривается КЗ между двумя фазами на стороне низшего напряжения трансформатора при раздельной работе трансформаторов в минимальном режиме работы системы:

. (4.72)

.

Определяется чувствительность защиты при КЗ в защищаемой зоне, когда имеется торможение. Рассматривается КЗ между двумя фазами на стороне низшего напряжения при параллельной работе трансформаторов в минимальном режиме работы системы:

, (4.73)

где  - рабочая МДС НТТ реле при рассматриваемом металлическом КЗ; - рабочая МДС срабатывания реле в условиях, когда защита находится на грани срабатывания при рассматриваемом КЗ, но не металлическом, а через переходное сопротивление.

Рабочая МДС HTT реле  определяется по выражению:

, (4.74)

где - число витков рабочей (дифференциальной и уравнительной) обмотки НТТ реле, используемое на стороне n;  - ток, подводимый к рабочей обмотке НТТ реле с числом витков  с учетом его знака при рассматриваемом металлическом КЗ.

Первичный ток в защите на сторонах 110 и 35 кВ при рассматриваемом КЗ:

(А).

Вторичный ток, подводимый к рабочей обмотке НТТ реле на стороне 110 кВ:

(А).

Вторичный ток, подводимый к рабочей обмотке НТТ реле на стороне 35 кВ и тормозной обмотке:

(А).

Рабочая МДС НТТ реле:

 (А).

Тормозная МДС НТТ реле определяется по формуле:

. (4.75)

(А).

По характеристике срабатывания реле, соответствующей максимальному торможению, графически определяется рабочая МДС срабатывания реле ; для рассматриваемых условий  A,  A - по характеристике, соответствующей максимальному торможению,  А.

Определяется коэффициент чувствительности защиты при рассматриваемом КЗ с торможением:

Как следует из приведенных расчетов, во всех рассмотренных случаях КЗ в защищаемой зоне как при отсутствии, так и при наличии торможения защита, выполненная с реле серии ДЗТ-11, обеспечивает минимально допустимый по [11] коэффициент чувствительности.

.2.2 Расчёт максимальной токовой защиты

Устанавливается с каждой стороны силового трансформатора. Ток срабатывания защиты определяется по выражению [2, 18]:

 (4.76)

где  - коэффициент отстройки, учитывающий ошибку реле и необходимый запас, принимаем ;  - коэффициент, учитывающий увеличение тока в условиях самозапуска заторможенных двигателей; зависит от удаленности, процентного содержания в нагрузке и порядка отключения двигателей, принимаем ;  - коэффициент возврата принимается по каталогу, для данного типа реле принимаем ; - максимальное значение рабочего тока, протекающего через силовой трансформатор.

При наличии параллельно работающих трансформаторов одинаковой мощности:

 (4.77)

Таблица 4.5 - Расчёт вторичных токов в плечах защиты трансформатора

Наименование величины

Обозначение и метод определения

Числовое значение для стороны



110 кВ

35 кВ

6 кВ

Первичный ток на сторонах защищаемого трансформатора, соответствующий его номинальной мощности, А

Схема соединения трансформаторов тока

-

Д

Д

У

Коэффициент трансформации трансформаторов тока

100/5

300/5

1000/5

Вторичный ток в плечах защиты, соответствующий номинальной мощности защищаемого трансформатора, А



Таблица 4.6 - Расчёт дифференциальной защиты трансформатора

Ток срабатывания реле на основной стороне, А

Число витков обмотки НТТ реле для основной стороны: Расчетное

 

Принятое

Число витков обмотки НТТ реле для стороны 35 кВ: Расчетное Принятое

 

 10

Число витков обмотки НТТ реле для стороны 6 кВ: Расчетное Принятое

 

 15

Результирующий ток в тормозной обмотке, А

Первичный расчетный ток небаланса с учетом составляющей , А

Число витков тормозной обмотки НТТ реле: Расчетное Принятое

 

 8


где  - число параллельно работающих трансформаторов.

Приведём пример расчёта для стороны 110 кВ.

Ток срабатывания защиты, А:  (А).

Коэффициент чувствительности: .

Поскольку чувствительность защиты на высокой стороне оказывается недостаточной, то целесообразно выполнить МТЗ с пуском минимального напряжения (блокировкой по напряжению).

Напряжение срабатывания определяется по формуле:

 (4.78)

где  - напряжение стороны силового трансформатора, где подключен трансформатор напряжения.

 (кВ).

Ток срабатывания защиты при этом определяется по формуле:

 (4.79)

Чувствительность защиты по току:

Чувствительность по напряжению:

 (4.80)

где  - максимальное значение остаточного напряжения на шинах со стороны питания (там, где подключен трансформатор напряжения), при КЗ на противоположной стороне силового трансформатора.

Значение остаточного напряжения на шинах со стороны питания определяется как:

 (4.81)

(кВ).

Поскольку чувствительность по напряжению недостаточна, то устройство пуска минимального напряжения подключается со стороны силового трансформатора, противоположной питанию. В этом случае чувствительность по напряжению , так как  в месте КЗ равно нулю.

Для других сторон трансформатора производим аналогичный расчёт и сводим его в табл. 4.7.

Вторичные уставки защиты определяются выражениями:

, . (4.82)

По ним выбираются типы реле тока и напряжения. Выдержка времени защиты должна быть на ступень больше максимальной выдержки времени максимальных защит отходящих присоединений:

. (4.83)

 (с);  (с);  (с).

Для данной защиты выбираем соответствующие реле тока, реле напряжения, реле времени и промежуточное реле [28]. Сводим выбранные реле в табл. 4.8.

Таблица 4.8 - Выбранные реле для МТЗ трансформатора

Сторона тр-ра

Токовое реле

Реле времени

Промежуточное реле

Реле напряжения

110 кВ

РТ-40/20 (парал. соединение катушек)

РВ-134

РП-23

-

35 кВ

РТ-40/20 (парал. соединение катушек)

РВ-128

РП-23

РН-54/160

10 кВ

РТ-40/20 (парал. соединение катушек)

РВ-132

РП-23

РН-54/160


Таблица 4.7 - Расчёт МТЗ трансформатора

Наименование величины

Обозначение и метод определения

Числовое значение для стороны



110 кВ

35 кВ

10 кВ

Ток срабатывания защиты, А

Коэффициент чувствительности

 

 

 

 


.2.3 Газовая защита трансформатора

Газовая защита должна защищать трансформатор от внутренних повреждений, к которым относят:

витковые замыкания в обмотках ВН и НН;

пожар стали;

утечка масла из бака.

Принцип работы газовой защиты основан на контроле разложения трансформаторного масла под действием повышенной температуры на газы (газогенерирование). Повышенная температура появляется локально при витковых замыканиях или при пожаре стали. Это место сильно разогревается и масло газогенерирует. Газы будут стремиться попасть в расширительный бак, проходя через корпус газового реле. Скапливаясь в корпусе газового реле, вызывают повышенное давление и снижение уровня масла, что приводит к опрокидыванию чашек и срабатыванию газового реле.

Газовое реле - это механическое реле с двумя парами контактов. Интенсивность газообразования зависит от характера и размеров повреждения. Это дает возможность выполнить газовую защиту, способную различать степень повреждения, и в зависимости от этого действовать на сигнал или отключение. Основным элементом газовой защиты является газовое реле, устанавливаемое в маслопроводе между баком и расширителем (рис. 4.3, а). Одним из видов газового реле является реле РГЧЗ-66 с чашкообразными элементами 1 и 2, изображенными на рис. 4.3, б [18].

В нашей стране широко используется газовое реле Бухгольца производства Германии с двумя шарообразными пластмассовыми поплавками типа BF80/Q. У них поплавки выполнены полыми из пластмассы. На поплавках укреплены постоянные магниты, которые управляют замыканием и размыканием герконов.

Рисунок 4.3 - Газовое реле защиты трансформатора

а - место установки газового реле; б - конструкция

Газовое реле, изображённое на рис. 4.4, имеет сигнальный элемент 1 и отключающие элементы 2, 3 (1, 2 - поплавки, 3 - пластина). В нормальных условиях работы корпус реле заполнен маслом, и все элементы занимают положение, при котором их контакты разомкнуты. При незначительном газообразовании в баке трансформатора газ по трубопроводу проходит в расширитель, скапливаясь в верхней части реле, где помещен сигнальный элемент 1.

При скоплении в реле определенного количества газа уровень масла в нем снижается так, что поплавок сигнального элемента 1 опускается под действием силы тяжести и сигнальный контакт замыкается; так же срабатывает сигнальный элемент и на уход масла по другим причинам.

При дальнейшем снижении уровня масла, когда корпус реле опорожняется практически полностью, поплавок 2 отключающего элемента также опускается под действием силы тяжести и отключающий контакт замыкается.

При внутренних повреждениях трансформатора в месте КЗ происходит бурное разложение масла и поток масла или смеси масла с газом устремляется из бака в расширитель. Под действием этого потока отклоняется на определенный угол пластина 3 отключающего элемента и отключающий контакт замыкается.

В зависимости от вида и развития повреждения трансформатора возможна последовательная работа сигнального и отключающего элементов или их одновременная работа.

Рисунок 4.4 - Конструкция газового реле Бухгольца

Сигнальным и отключающим контактами являются герконы (магнитоуправляемые реле), которые запаяны в стеклянные колбы и срабатывают от приближения к ним постоянного магнита, укрепленного на поплавках.

В начальном положении поплавки удерживаются за счет разницы в плотности воздуха и масла, а отключающая пластина - за счет постоянного магнита, силу которого должен будет преодолеть поток масла.

Пластина имеет круглое отверстие для прохождения части масла во избежание повреждения реле при бурных процессах. Пластина настраивается на одну из возможных скоростей протекания масла: 0,65 м/с, 1,0 м/с и 1,5 м/с. Уставка по скорости меняется с помощью изменения расстояния между постоянным магнитом и отключающей пластиной.

Так как защищаемый трансформатор снабжен устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН), то для этого устройства дополнительно предусматриваем отдельная газовая защита.

В данном курсовом проекте расчет газового реле не производим. Но укажем, что устанавливаем на трансформатор газовое реле Бухгольца типа BF-80/Q.

Расшифровка аббревиатуры реле: В - реле с двумя элементами; F - с фланцами; 80 - внутренний диаметр фланца; Q - фланец квадратной формы.

.2.4 Защита от перегрузок трансформатора

Устанавливается со стороны питания с одним токовым реле, включенным на ток любой фазы [18]. Ток срабатывания защиты равен:

 (4.84)

где - коэффициент надежности, пронимается равным 1,05.

 (А).

Вторичный ток срабатывания защиты равен:

 (4.85)

 (А).

Для данной защиты выбираем соответствующие реле тока, реле времени и промежуточное реле [28]:

токовое реле: РТ-40/10 (параллельное соединение катушек);

реле времени: РВ-133 (для всех защит, действующих на сигнал, необходимо применять термически устойчивое реле времени);

промежуточное реле: РП-23.

Время срабатывания защиты принимаем равным tс.з.=9с.

.2.5 Сигнализация о повышении температуры масла

Для контроля температуры масла в баке и сигнализации о достижении предельно допустимых температур трансформаторы мощностью 1000 кВА и более снабжают термометрическим сигнализатором.

Термосигнализатор типа ТСМ-100 (рис. 4.5) представляет собой паровой манометрический дистанционный термометр с электроконтактным устройством. Термометр устанавливают со стороны НН трансформатора у края крышки, продольная ось фланца должна быть параллельна большой оси бака.

Принцип его действия основан на зависимости между температурой и давлением насыщенных паров заполнителя (метил хлористый технический), заключенного в герметически замкнутой термосистеме (рис. 4.6), состоящей из термобаллона 17, соединительного капилляра 1, защищенного металлической оплеткой, и манометрической пружины 2. Температура трансформаторного масла передается термобаллону, ввинченному в гильзу на крышке трансформатора. При повышении температуры термобаллона в нем увеличивается давление паров заполнителя. Это давление передается по капилляру в манометрическую пружину и вызывает ее упругую деформацию. Деформация пружины посредством рычажного передаточного механизма (18 и 15) вызывает отклонение показывающей стрелки 5 на шкале прибора 4.

Рисунок 4.5 - Термометрический сигнализатор типа ТСМ-100

Контактное устройство прибора состоит из контактных щеток 13, жестко связанных с осью 16 стрелки, и двух секторов с контактами 12 и 11. Секторы связаны с двумя передвижными стрелками-указателями - желтой 6 и красной 19. Контактная щетка при перемещении стрелки скользит по секторам. При установке стрелки-указателя при помощи арретира 7 на определенную происходит при подходе показывающей стрелки 5 к передвижному указателю 6. Если, например, желтая стрелка-указатель установлена на отметку шкалы, соответствующую + 50°С, а красная на +55°С, то при повышении температуры контакт замыкается при совпадении стрелки с концом желтой стрелки-указателя и при дальнейшем повышении температуры до 55°С замыкается второй контакт (конец стрелки совпал с концом красной стрелки-указателя), при этом первый контакт остается замкнутым. Для установки желтой или красной стрелки-указателя отвертывают соответствующую пробку на лицевой стороне корпуса прибора, закрывающую отверстие против установочного винта, и отверткой производят установку стрелки-указателя на требуемую отметку шкалы. После этого пробку плотно завинчивают во избежание попадания влаги внутрь прибора.

1 - капилляр; 2 - манометрическая пружина; 3 - ось; 4 - шкала прибора; 5 - показывающая стрелка; 6 - желтый указатель; 7- арретир; 8- рубильник на щите управления; 9 - сигнальные лампы, расположенные на щите управления; 10 - контактная плата прибора; 11 и 12 - сектора с контактами; 13 - контактные щетки; 14 - крепление щеток; 15 и 18 - передаточное устройство; 16 - ось стрелки; 17 - термобаллон: 19 - красный указатель.

Рисунок 4.6 - Электрокинематическая схема термосигнализатора типа ТСМ-100

Корпус сигнализатора устанавливают на трансформаторе на высоте около 1,5 м от уровня фундамента. От атмосферных осадков корпус обычно защищен металлическим козырьком.

5. Проверка трансформаторов тока

Пригодность трансформаторов тока (ТТ) для релейной защиты определяется из того, что их полная погрешность не должна превышать 10 % в пределах расчетных значений токов КЗ для подключенной защиты.

Проверку на 10 %-ную полную погрешность осуществляется по кривым предельной кратности, по которым определяют допустимое сопротивление вторичной нагрузки ТТ, используя методики изложенные в [29 или 30].

.1 Проверка ТТ шкафа основной защиты линии типа ШЭ2607 083

Для того чтобы определить допустимое сопротивление вторичной нагрузки ТТ, к которым подключается защита, рассчитываем значение предельной кратности тока по формуле:

 (5.1)

где  - первичный номинальный ток ТТ ( А), А;

 - расчетный ток, при котором ТТ должны работать с погрешностью не более 10 %, А.

Расчетный ток для данного типа защиты выбирается на 10 % больше уставки токового органа действующего на отключение по векторной разности фазных токов, А, и рассчитывается по формуле:

. (5.2)

 (А).

Далее по (5.1):

Согласно коэффициенту трансформации и типу ТТ (ТФНД-110М) выбирается нужная кривая предельной кратности тока из [30] и по ней, используя рассчитанное значение предельной кратности тока, определяется допустимое сопротивление вторичной нагрузки. В данном случае оно составит  Ом.

Так как вторичные обмотки трансформаторов тока обычно соединены в «звезду», фактическое значение сопротивления вторичной нагрузки ТТ, Ом, рассчитывается по формуле из [29]:

, (5.3)

где  - сопротивление соединительных проводов, Ом;  - сопротивление токовых цепей подключенной защиты, Ом;  - переходное сопротивление контактов (согласно [29]  Ом), Ом.

Согласно [11] сечение жил проводов вторичных токовых цепей по условию механической прочности должно быть для алюминия не менее 4 мм2.

Сопротивление соединительных проводов, Ом, рассчитывается по формуле:

, (5.4)

где  - удельное сопротивление металла, из которого выполнены провода (для алюминия ), Ом·мм2/м;  - длина провода, определяемая расстоянием от ТТ до панелей РЗ ( м), м; q - сечение провода (q = 4 мм2), мм2.

(Ом).

Сопротивление токовых цепей защиты, Ом, рассчитывается по формуле

, (5.5)

где  - мощность, потребляемая токовыми цепями защиты (по [15]  ВА), ВА;  - номинальный ток защиты (), А.

 (Ом).

Далее по (5.3) определяется

(Ом).

Так как фактическое сопротивление получилось меньше допустимого, можно сделать вывод, что ТТ будут работать с полной погрешностью меньше 10 %.

.2 Проверка ТТ шкафа резервной защиты линии типа ШЭ2607 016

Расчетный ток для данного типа защиты также выбирается на 10 % больше максимального тока КЗ в конце основной защищаемой линии по формуле:

, (5.6)

где  - ток трехфазного КЗ в конце первой ступени ДЗ, А.

(А).

Далее по (5.1) рассчитывается кратность тока

По кривой предельной кратности из [30] определяется допустимое сопротивление вторичной обмотки ТТ и в данном случае оно составит  Ом.

Так как мощность, потребляемая данным шкафом [24], имеет такое же значение, что и для шкафа ШЭ 2607 083, фактическое сопротивление нагрузки будет принимать такое же значение Ом.

Так как фактическое сопротивление получилось меньше допустимого, ТТ будут работать погрешностью, не превышающей 10 %.

Проверка трансформаторов тока на 10%-ную погрешность показала, что все трансформаторы тока, при подключении к ним новых шкафов защиты будут работать в пределах 10 % полной погрешности, что обеспечивает правильную работу устанавливаемых защит.

5.3 Проверка ТТ защит трансформатора

Расчетный ток для защит трансформатора определяется по формуле:

, (5.7)

где  - максимальный ток трехфазного КЗ, протекающий через рассматриваемую сторону трансформатора, А.

Приведём пример расчёта для ТТ, установленного на стороне 110 кВ.

(А).

Далее по (5.1) рассчитывается кратность тока:

По кривой предельной кратности из [30] определяется допустимое сопротивление вторичной обмотки ТТ и в данном случае оно составит  Ом.

Для вторичных обмоток трансформатора тока, которые соединены в «звезду», фактическое значение сопротивления вторичной нагрузки ТТ, Ом, рассчитывается по формуле (5.3), а для обмоток, соединённых в «треугольник», по формуле:

, (5.8)

где  - сопротивление реле, включённого в токовые цепи, Ом (принимаем согласно [29]  Ом).

Отметим, что фактическое значение сопротивления вторичной нагрузки ТТ для обмоток, соединённых в «треугольник», больше аналогичного сопротивления для обмоток, соединённых в «звезду». Поэтому проверяем 10%-ную погрешность ТТ именно по обмоткам, соединённым в «треугольник».

(Ом).

Для ТТ, установленных на других сторонах трансформатора проведём аналогичные расчёты и получим:

 

 

Проверка трансформаторов тока на 10%-ную погрешность показала, что все трансформаторы тока, при подключении к ним защит трансформатора будут работать в пределах 10 % полной погрешности, что обеспечивает правильную работу устанавливаемых защит.

6. Разработка схем релейной защиты

В рамках данного курсового проекта выполняются следующие схемы:

Схема распределения по трансформаторам тока и напряжения устройств информационно-технологических систем (ИТС)

Схему выполняем в соответствии со стандартом [31], в котором определены типовые требования к оформлению схем распределения по ТТ и ТН устройств информационно-технологических систем: релейной защиты и автоматики, противоаварийной автоматики (РЗА), измерений автоматизированной системы управления технологическим процессом (АСУ ТП), автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ), контроля качества электроэнергии (ККЭЭ), систем мониторинга оборудования.

Схема распределения по ТТ и ТН устройств ИТС приведена в приложении А.

Логические схемы защит линии, выполненных на микропроцессорной базе

С появлением микропроцессорных терминалов и контроллеров в жизнь энергетиков прочно вошли логические схемы. Это наиболее точный способ описать принципы работы современной релейной защиты, когда на схеме множество элементов заменены одним “черным ящиком”.

Логические схемы приведены в приложении Б в соответствии с [15, 24].

Оперативная схема защит трансформатора

Данная схема выполнена с использованием следующей аппаратуры:

АК1 - комплект защиты типа КЗ-12;

КА1, КА2- реле тока типа РТ-40/Р, КАЗ-КА9 - реле тока типа РТ 40;

КAWI-KAW3 - реле тока с торможением типа ДЗТ 11;

КН1-КН5- реле указательные типа РУ 1/0 05, КН6- КН10- реле указательные типа РУ 1;

KLl-KL3, KL5-KL7- реле промежуточные типа РП 23, KL4 - реле промежуточное типа РП 252;

KSG1, KSG2 - реле газовые;

КТ1 - реле времени типа РВ 134, КТ2 - реле временя типа РВ 128, КТЗ - реле времени типа РВ 132, КТ4 - реле времени типа РВ 114, КТ5- реле времени типа РВ 133;

KV1,KV2-реле напряжения типа РН-54/160;

KVZ1, KVZ2 - фильтры реле напряжения обратной последовательностей типа РНФ 1М;

R1 - резистор типа ПЭВ25 3900 Ом, R2 - резистор типа ПЭВ 10, 100 0м, R3-резистор типа ПЭВ 50 1500 Ом;

SG1-SG3, SG5 - блоки испытательные типа БИ 4; SG4 - блок испытательный типа БИ 6;

SX1-SX6 - накладки типа НКР 3.

Оперативная схема защит трансформатора приведена в приложении В в соответствии с [27].

Заключение

В ходе выполнения данного курсового проекта проектировали защиты ЛЭП 110 кВ и понизительного трансформатора 110 кВ, в результате чего получили знания и практические навыки по расчёту уставок и разработке схем устройств релейной защиты.

Начали проектирования защит с расчёта токов КЗ. Для расчета использовали комплекс программ ТКЗ 3000. Составив схемы замещения прямой и нулевой последовательностей и рассчитав параметры их элементов, внесли схемы в программу и выполнили необходимый расчёт. Затем произвели выбор коэффициентов измерительных трансформаторов.

Выбор принципов построения релейной защиты производили в соответствии с существующими нормативными документами. Для рассматриваемой линии в качестве основной быстродействующей защиты приняли ДФЗ, а в качестве резервной - комплект ступенчатых защит, включающий в себя ДЗ, ТЗНП и ТО. В качестве защит трансформатора выбрали продольную дифференциальную защиту, газовую защиту, МТЗ для защиты от токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ, и резервирования действия защиты от внутренних повреждений, МТЗ от перегрузки, термосигнализатор с действием на сигнал. Защита линии выполнялась на микропроцессорной базе с использованием шкафов защиты типа ШЭ2607 производства НПП «ЭКРА», а защита трансформатора выполнялась на электромеханической базе. Затем выполнили выбор параметров настройки релейной защиты для линии и трансформатора. Проверили трансформаторы тока на 10 %-ную полную погрешность.

Завершающим этапом курсового проекта была разработка схем релейной защиты, а именно: схемы распределения по трансформаторам тока и напряжения устройств информационно-технологических систем (ИТС), логических схем защит линии, выполненных на микропроцессорной базе, оперативной схемы защит трансформатора.

Список использованных источников

1.       Пинчуков П. С., Логинов В.Ю. Релейная защита систем электроснабжения. Выбор параметров настройки устройств релейной защиты сети 110 кВ: Методические указания по выполнению курсового проекта [Текст] / П.С. Пинчуков, В.Ю. Логинов - Хабаровск : Изд-во ДВГУПС, 2017. - 46 с. : ил.

.        Фигурнов, Е.П. Релейная защита:учебник для вузов[Текст]. В 2 ч. Ч. 1 / Е. П. Фигурнов. - 3-е изд., перераб. и доп. - М. : ГОУ УМЦ ЖД, 2009. - 414 с.

.        Преимущества и недостатки микропроцессорных защит оборудования электроустановок [Электронный ресурс]. - Режим доступа: #"903402.files/image499.gif">

СХЕМА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ПО ТТ И ТН УСТРОЙСТВ ИТС

Приложение Б

ЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ТЗНП И ТО ШКАФА ЗАЩИТ ШЭ2607 016

Похожие работы на - Разработка полных принципиальных схем релейной защиты ЛЭП 110 кВ и понизительного трансформатора 110 кВ

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!