Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

Развитие электрических сетей и систем выдвигает как одну из важнейших задач разработку и внедрение различных средств автоматизации. Одним из главнейших видов автоматизации, обеспечивающей надежную работу электрических сетей, является релейная защита.

Релейная защита осуществляет автоматическую ликвидацию повреждений и ненормальных режимов в электрической части энергосистем, и является важнейшей автоматикой, обеспечивающей их надежную и устойчивую работу.

В современных энергетических системах значение релейной защиты особенно возрастает в связи с бурным ростом мощностей энергосистем, объединением их в единые электрически связанные системы в пределах нескольких областей, всей страны, и даже нескольких государств.

Рост нагрузок, увеличение протяженности линий электропередачи, ужесточение требований к устойчивости энергосистем осложняют условия работы релейной защиты и повышают требования к ее быстродействию, чувствительности и надежности. В связи с этим идет непрерывный процесс развития и совершенствования техники релейной защиты, направленный на создание все более совершенных защит, отвечающих требованиям современной энергетики.



ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Вариант №4

Для расчета предоставлена схема со следующими параметрами:

S_{к макс} = 750 кВА;

S_{к мин} = 700 кВА;

Трансформаторы	Линии	Двигатель (0,4 кВ)	Двигатель высоковольтный
SН.Т1 = 5,6 МВА; UВН = 115 кВ; UНН = 10,5 кВ; SН.Т2 = 400 кВА; SН.Т3 = 630 кВА;	W1 =1,8 км W2 =2,5 км W0 =25 км	АД UН = 0,38 кВ; PН = 19 кВт; КП = 7; cos ц = 0,85; з = 82 %;	М1(асинхронный) UН = 10 кВ; PН.АД = 320 кВт; КП = 5,5; cos ц = 0,87; з = 93 %;

РТ-40

Рис. 1 Рассматриваемая схема электроснабжения

1. РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ СХЕМЫ ЗАМЕЩЕНИЯ

Для определения значения периодической составляющей тока трёхфазного КЗ составляется схема замещения.

Рис. 1.1 Схема замещения рассматриваемой сети

На схеме замещения указываются расчётные точки КЗ, задаются порядковые номера отдельных элементов и находятся их сопротивления.

Сопротивление системы:

Определим сопротивления трансформатора Т1:

Определим сопротивление линии W0:

где:

По ПУЭ, Минимальное сечение проводов ВЛ по условиям короны и радиопомех для ЛЭП 110кВ составляет 70 мм*мм, отсюда выбираем провод АС-70: Iдлит.доп=265 А; x0 = 0.475 Ом/км и r0 = 0.422 Ом/км [3]

Определим сопротивление трансформаторов Т2 и Т3:



Для расчета сопротивления линии 10,5кВ W1 и W2 необходимо выбрать сечение провода. Для этого рассчитаем рабочий ток.

Для W1:

По приложению «Электрические системы и сети» А. В. Лыкина [1] выбираем провод АС-35 с допустимым длительным током 172 А, x₀ = 0.403 Ом/км и r₀ = 0.777 Ом/км для W1.

Для W2:

Максимальный рабочий ток:

Аналогично выбираем провод марки АС-35 со следующими параметрами:



x₀ = 0.403 Ом/км и r₀ = 0.777



2. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

2.1 Расчет токов КЗ в максимальном режиме работы системы

В точке К1:

Определим полное сопротивление:

В точке К2:

В точке К3:

В точке К4:

Учитываем подпитку от СД

Влияние активного сопротивления не учитываем

В точке К5:

В пересчете на сторону 10 кВ:

где:

k=

В точке К6:

В точке К7:

В точке К8:

Переведем к стороне 0.4 кВ:

Таблица 2.1.1

Результаты расчетов токов КЗ в максимальном режиме работы системы

Точка КЗ	K1	K2	K3	K4	K5	K6	K7	K8
Ступени
115	3.765
10,5
0,4

2.2 Расчет токов КЗ в минимальном режиме работы системы

В точке К1:

Определим полное сопротивление:

В точке К2:

В точке К3:

В точке К4:

Учитываем подпитку от СД

Влияние активного сопротивления не учитываем

В точке К5:

В пересчете на сторону 10 кВ:

где:

k=

В точке К6:



В точке К7:

В точке К8:

Переведем к стороне 0.4 кВ:



Таблица 2.1.1

Результаты расчетов токов КЗ в минимальном режиме работы системы

Точка КЗ	K1	K2	K3	K4	K5	K6	K7	K8
Ступени
115	3.514
10,5
0,4



3. РАСЧЕТ ВЫБОР ЗАЩИТЫ НИЗКОВОЛЬТНОЙ СЕТИ 0.4 КВ

Наиболее распространённой заводской сетью напряжением до 1кВ является четырёхпроводная сеть с глухозаземлённой нейтралью. В такой сети основными видами повреждения являются КЗ между фазами и отдельных фаз на землю. В соответствии с правилами устройств электроустановок низковольтная сеть с подключенными электродвигателями и другими электроустановками должна иметь быстродействующую защиту от токов КЗ, обеспечивающую требуемую чувствительность и по возможности селективное отключение повреждённого участка или элемента. Для её выполнения используются наиболее простые средства - плавкие предохранители.

Рис. 3.1.1 Схема управления и защиты низковольтного асинхронного двигателя с помощью магнитного пускателя



3.1 Выбор предохранителя двигателя 0.4 кВ

Если ток нагрузки двигателя увеличится, биметаллические пластины теплового реле Р под действием повышенного тока начнут изгибаться, и приведут в действие механизм расцепителя. Он разомкнет вспомогательный контакт Р в цепи обмотки магнитного пускателя. Цепь обмотки пускателя разомкнется, силовые и вспомогательный контакты пускателя вернуться в исходное разомкнутое состояние, двигатель остановится.

Для дополнительной защиты цепи управления магнитным пускателем устанавливают предохранитель F1. В случае, например, межвиткового замыкания в катушке пускателя, плавкая вставка предохранителя перегорит, обесточив цепь управления.

Предохранитель выбирается по следующим условиям[7]:

1.

2.

3.

Kпер зависит от условий пуска:

- для тяжелых (t>10 c) - Kпер=1.6ч2

- для легких t=2ч5 c- Kпер=2.5

- для АД с ф. ротором - Kпер=0,8ч1

1. Отстройка от максимального рабочего тока двигателя:

Где: kн=1.1ч1.25 - коэффициент надежности

2. По пусковому току:

где

3. Поскольку двигателем управляем с помощью магнитного пускателя, то номинальный ток плавкой вставки проверяем по условию продолжительности ее перегорания за время не более 0,15…0,2с.

Это обеспечивается при:

где:

Выбираем предохранитель ПН-2-250 с с Iном. пр.=250А; Iном. в.с.=160 А; Uпр=380В.

Проверка чувствительности:

где: полное сопротивление понижающего трансформатора токам однофазного к. з по табл. 6 "Выбор аппаратуры, защит и кабелей в сетях 0,4 кВ" А.В. Беляев. - полное сопротивление петли фаза-нуль от трансформатора Т3 (согласно варианту) до точки КЗ.

Чувствительность обеспечивается.

3.2 Выбор вводных автоматических выключателей

Выбираем вводный выключатель SF1 за трансформатором Т2:

Определяем макс. рабочий ток:

Выбираем выключатель ВА 55-39 с полупроводниковым расцепителем:

Iном.а= 750 А; Iном.рц/ Iном.а= 1;

Iном.рц= 1* Iном.а= 1*750 = 750 А

Iном.расц=750 ?

Выбираем вводный выключатель SF2 за трансформатором Т3.

Определяем макс. рабочий ток:

Выбираем выключатель ВА55-41

Iн.а. =1000А

Iном.расц/Iн.а.=1

Iном.расц=1000 ?Несрабатывание защиты при максимальном рабочем токе при условии самозапуска двигателей:

I_с.о.? К_н* К_сзп* I_{раб.макс}=1.5*2*=2728 А

где:

К_Н=1,5 - для автоматов типа ВА.

К_СЗП=2

2) Несрабатывание при полной нагрузке секции и пуске наиболее мощного двигателя:

I_с.о.? К_н*((I_{раб.макс}- I_{ном.дв).}+ I_пуск)

I_с.о.в.?1,5*((-)+)=1736,71 А

Выставляется уставка:

I_с.о.в.= 2_*I_ном.рц=2 *1000=2000 А

Время срабатывания отсечки

t_с.о.в.= t_с.о.дв.+ ?t=0+0,1=0,1 с

Чувствительность отсечки:

Уставка защиты от перегрузки:

I_с.п.с.= 1,25_*I_ном.рц=1,25*1000=1250 А

Чувствительность защиты от перегрузки:

Чувствительность обеспечивается.



4. РАСЧЕТ И ВЫБОР ЗАЩИТЫ СЕТИ 10,5 кВ

4.1 Защита трансформаторов 10,5/0,4 кВ

4.1.1 Выбор предохранителей для силовых трансформаторов

Для трансформаторов мощностью до 630 кВА включительно в качестве основной зашиты от КЗ в обмотках и их выводах используются плавкие предохранители. Поскольку предохранители частично защищают трансформатор, они дополняются газовой защитой.

Выбор плавких предохранителей производится по условиям[7]:

1.U_ном.пр=U_ном.с;

2.I_{ном.откл.пр.}? I_кз в месте установки;

3.I_ном.вс для предохранителей установленных на стороне ВН трансформатора выбирается равным примерно двухкратному I_ном.тр. При этом обеспечиваются лучшие условия для селективной работы с автоматическими выключателями на стороне НН трансформатора.

4.I_ном.пр ? I_ном.вс.

Выбор предохранителей для Т2:

Выбираем предохранитель ПКТ103-10-80 УЗ

Iпл.вст.=80 А

Выбор предохранителей для Т3:



Выбираем предохранитель ПКТ103-10-80 УЗ

Iпл.вст.=80 А

4.1.2 Газовая защита

Газовая защита обязательна для силовых трансформаторов смасляным заполнением мощностью 630 кВ*А и более (ГОСТ11677-85). В цеховых подстанциях газовую защиту следует устанавливать на понижающих трансформаторах практически любой мощности, допускающих это по конструкции. Принимается к установке на трансформаторах Т2 и Т3 газовое реле КSG типа РГТ-80 [3].

Реле РГТ-80 имеют простую и надежную конструкцию и удобны в эксплуатации. Конструкция реагирующего блока струйного реле не имеет поплавков. Поплавки газового реле РГТ 80 с встроенными в них управляющими магнитами выполнены сплошными, без механических связей с другими элементами реле. В процессе изготовления поплавки испытываются избыточным давлением масла 100кПа, поэтому при последующей эксплуатации они не подвергаются испытаниям.



Рис. 4 Принципиальная схема газовой защиты трансформатора на переменном оперативном токе

4.2 Защита линий W₁, W₂ 10,5 кВ

Для защиты линии от КЗ используется максимальная токовая защита и токовая отсечка. Принимается выполнение ТО и МТЗ с реле тока РТ-40.

Реле предназначены для применения в схемах релейной защиты и автоматики энергетических систем в качестве органа, реагирующего на повышение тока, и используются в комплектных устройствах, от которых требуется повышенная устойчивость к механическим воздействиям.

Устанавливаем двухступенчатую токовую защиту на основе реле типа РТ-40.

4.2.1 Расчет параметров срабатывания ТО

1. Ток срабатывания токовой отсечки определяется по условиям:

а) отстройки от тока КЗ в максимальном режиме в точке К7:

где К_отс=1,2 коэффициент отстройки для реле РТ-40.

б) отстройки от бросков тока намагничивания

где

Принимаем большее

Чувствительность

Так как отсечка не проходит по чувствительности, она должна защищать не меньше 20 % от начала защищаемого участка

Защищаемый участок:

Ток срабатывания реле:

A - принимаем уставку 5 А.

4.2.2 Расчет параметров срабатывания МТЗ

Определяем ток срабатывания МТЗ линии W1,W2:

2. Определяется ток срабатывания МТЗ:

где К_отс=1,2- коэффициент отстройки (для РТ-40);

К_сзп=2 - коэффициент самозапуска;

К_в=0,9 - коэффициент возврата реле (для РТ-40)

I_{раб.макс}=А

Ток срабатывания реле:

A, принимаем равной 1 А

где К_сх- коэффициент схемы, 1;

n_та- коэффициент трансформации трансформатора тока 750/5.

Теперь необходимо согласовать ток срабатывания МТЗ с током плавления плавкой вставки предохранителя. Ток срабатывания МТЗ должен как минимум на 40% быть больше тока плавления вставки ПКТ [2].

Проверяется чувствительность МТЗ при КЗ в основной зоне защиты:

Чувствительность защиты в зонах резервирования, т.е. при КЗ на шинах НН трансформаторов Т2 и Т3:

МТЗ как резервная защита имеет достаточную чувствительность при КЗ за понижающими трансформаторами.

Рис. Двухрелейная схема с независимой характеристикой выдержки времени

Рис. Однорелейная схема с независимой характеристикой

4.3 Защита на секционном выключателе

Для защиты секционного выключателя применяется МТЗ, выполненная по схеме неполной звезды с реле РТ-40.

Определяется ток срабатывания МТЗ секционного выключателя[5]:

а) по условию несрабатывания защиты в режиме самозапуска нагрузки первой секции шин 10,5 кВ ГПП

где: (для РТ-40)

( МТЗ с пуском по напряжению)

(для РТ-40)

б) по условию согласования чувствительности МТЗ СВ с МТЗ W1, W2:

Уставка МТЗ СВ:

Где

.4

Выбираем большее значение. Тогда ток срабатывания реле:

A

где n_та=2000 / 5

Проверяем чувствительность защиты секционного выключателя:

Время срабатывания защиты секционного выключателя:



4.4 Автоматическое повторное включение

Устройства АПВ должны предусматриваться для быстрого восстановления питания потребителей или межсистемных и внутрисистемных связей путем автоматического включения выключателей, отключенных устройствами релейной защиты.

Устройства АПВ должны иметь минимальное время срабатывания t_АПВ1, это нужно для сокращения продолжительности перерыва электроснабжения потребителей

t_АПВ1= t_ГП+ t_ЗАП=0.3+0.5=0.8 с.

где: t_ГП-время готовности привода (0.1-0.3 с.)

t_ЗАП время запаса (0.4-0.5 с.)

Устройства АПВ с заданной выдержкой времени должны возвращаться в состояние готовности к новому действию за время:

t_АПВ2= t_АПВ1+ t_ВВ+t_МТЗW1+ t_ГП + t_ОВ t_ЗАП.

Для АПВ двукратного действия время t_АПВ2 рекомендуется принимать:

t_АПВ2=60-100 с.



Рис. 4.4.1 Схема АПВ двукратного действия на постоянном оперативном токе

4.5 Защита высоковольтного двигателя М1

4.5.1 Расчет параметров срабатывания ТО высоковольтного двигателя

Для защиты электродвигателя от многофазных КЗ используется токовая отсечка с реле РТ-40, собранными по схеме неполной звезды.

Уставка отсечки:

где: К_отс- коэффициент отстройки 1,2 (реле РТ-40);

I_пуск - пусковой ток электродвигателя.

где: К_п. - коэффициент пуска К_п = 7;

Ток срабатывания реле:

A, тогда 1 А (150 А)

где: n_та=750 / 5

Чувствительность отсечки:

4.5.2 Защита электродвигателя от перегрузки

Защита электродвигателя от перегрузки выполняется с реле РТ - 85 и действует на сигнал.

где: К_отс- коэффициент отстройки 1.2 (реле РТ-40);

К_в- коэффициент возврата реле 0.8 (реле РТ-40).

Ток срабатывания реле:

A

где: n_та=150 / 5

4.6 Автоматический ввод резерва

Устройства АВР должны предусматриваться для восстановления питания потребителей путем автоматического присоединения резервного источника питания при отключении рабочего источника питания, приводящем к обесточению электроустановок потребителя. Устройства АВР должны предусматриваться также для автоматического включения резервного оборудования при отключении рабочего оборудования, приводящем к нарушению нормального технологического процесса.

Устройства АВР также рекомендуется предусматривать, если при их применении возможно упрощение релейной защиты, снижение токов КЗ и удешевление аппаратуры за счет замены кольцевых сетей радиально-секционированными и т. п.

Устройства АВР могут устанавливаться на трансформаторах, линиях, секционных и шиносоединительных выключателях, электродвигателях и т. п.



Рис. 4.6.1 Схема АВР секционного выключателя на постоянном оперативном токе



5. ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА ТРАНСФОРМАТОРА ГПП

Для трансформатора Т1 предусматривается продольная дифференциальная защита, газовая защита, МТЗ и защита от перегрузки [2].

трансформатор короткий замыкание ток

5.1 Расчет дифференциальной защиты трансформатора Т1

Для трансформатора Т1 предусматривается продольная дифференциальная защита, газовая защита, МТЗ и защита от перегрузки.

1.Дифференциальная защита:

Дифференциальная защита является основной, быстродействующей защитой при повреждении обмоток, вводов и ошиновок трансформаторов. Согласно руководящим указаниям по релейной защите её установка обязательна на одиночно работающих трансформаторах мощностью 6300 кВА и выше.

Дифзащита выполняется на устройстве РНТ-565.



Расчёт начинается с определения вторичных токов в плечах диф. Защиты трансформатора Т1, результаты расчётов сводятся в таблицу 5.1.1.

Таблица 5.1.1

Результаты расчетов токов в плечах дифференциальной защиты

Наименование величины	Численное значение для стороны
	115 кВ	10.5кВ
Первичный номинальный ток трансформатора, А
Коэффициент трансформации ТТ	200/5	1000/5
Схема соединения обмоток ТТ	?	?
Вторичный ток в плечах защиты, А

Поскольку со стороны 10.5 кВ приходит наибольший вторичный ток плеча защиты, она принимается за основную и все расчёты производятся в первичных токах, приведённых к напряжению этой стороны.

Первичный максимальный ток, проходящий через трансформатор при внешнем к.з.

115 кВ = А.

10.5кВ =

Определяем первичный ток небаланса:

Определяем первичное значение (без учета):

1. По условию отстройки от тока небаланса:

А

где: для РНТ-565.

2. По условию отстройки от бросков токов намагничивания:

Предварительная проверка чувствительности:

Ток срабатывания реле, приведенный к вторичным цепям ТА питающей стороны 115 кВ:

Коэффициент чувствительности защиты:

Определяются числа витков обмоток для основной и неосновной сторон для основной стороны 10,5 кВ. Результаты заносятся в таблицу 5.1.2.

Таблица 5.1.2

Результаты расчетов

№пп	Обозначение величины и расчетное выражение	Числовое значение
1	IСР.ОСН, А
2	, витков
3	, витков (ближ. меньшее число)	49
4	IСР.ОСН, А
5	, витков	,005
6	, витков (ближ. целое)	62
7	I(3)НБ, А
8	IНБ с учетом I(3)НБ, А
9	IСЗ.ОСН с учетом I(3)НБ, А
Расчет повторяется для нового значения IСЗ.ОСН
10	IСР.ОСН, А
11	, витков
12	, витков	38
13	IСР.ОСН, А
14	, витков
15	, витков	48
16	Окончательно принятые числа витков
17	Проверка	*38=*48; 58,5258,416

Определяем коэффициент чувствительности для окончательно выбранных чисел витков и :

5.2 Газовая защита

Принимается к установке на трансформаторе Т1 реле РГТ-80. При слабом газообразовании защита действует на сигнал, при интенсивном на отключение.

Реле РГТ-80 имеют простую и надежную конструкцию и удобны в эксплуатации. Конструкция реагирующего блока струйного реле не имеет поплавков. Поплавки газового реле РГТ 80 с встроенными в них управляющими магнитами выполнены сплошными, без механических связей с другими элементами реле. В процессе изготовления поплавки испытываются избыточным давлением масла 100кПа, поэтому при последующей эксплуатации они не подвергаются испытаниям.

Рис. 5.2.1 Защита РГТ-80

5.3 Защита от внешних коротких замыканий

Для защиты трансформатора Т1 от токов внешних КЗ и резервирования работы основной дифференциальной защиты и защит присоединений ГПП-10,5 кВ предусматривается МТЗ [2]. МТЗ выполняется по схеме треугольника с тремя реле РТ-40 ( реле КА1, КА2, КА3).

Для повышения чувствительности МТЗ трансформатора дополняется комбинированным пусковым органом напряжения. Этот орган питается от трансформатора напряжения, подключенного к шинам 10,5 кВ ГПП.

Так как применяется реле с пуском по напряжению, то при выборе тока срабатывания примем . Это обосновывается тем, что отстройка от перегрузочных режимов обеспечивается пусковым органом напряжения.

Ток срабатывания МТЗ выбирается:

а) по условию бездействия защиты при срабатывании АВР секционного выключателя на стороне 10,5 кВ ГПП:

где: К_отс=1,2 для реле РТ-40

І_{раб.макс.1с}- максимальный ток нагрузки первой секции шин 10,5 кВ ГПП (значение приводим к стороне 115 кВ трансформатора);

б) по условию согласования с МТЗ секционного выключателя:

где: К_нс=1,4

Принимается уставка І _с.з.= 82,57 А

Ток срабатывания реле:

Проверяется чувствительность МТЗ трансформатора Т1:

в основной зоне:

где:

в зоне дальнего резервирования при КЗ в конце линий «W1-W2»:

Время срабатывания МТЗ трансформатора Т1, действующей на отключение выключателя принимается на ступень селективности ?t=0,3 с (согласуются защиты с независимыми характеристиками) больше времени срабатывания МТЗ секционного выключателя.

t_сз= t_св+ ?t=1,6+0,6=2,2 с

5.4 Защита от перегрузки

Если по условиям технологии производства возможна перегрузка трансформатора, то применяется защита от перегрузки. Она выполняется с одним реле включенным на ток фазы со стороны источника питания, и действует на сигнал, а на необслуживаемых подстанциях - на разгрузку или отключение трансформатора. Схема защиты от перегрузки совмещена со схемами диф. защиты и МТЗ трансформатора Т1.

Ток срабатывания защиты:

Ток срабатывания реле:

5.5 Защита от замыканий на корпус

Токовая защита нулевой последовательности устанавливается, главным образом, для улучшения резервирования защит от однофазных повреждений. Она выполняется с помощью токового реле КАО, включаемого через транcформатор тока ТАZ в нейтраль трансформатора Т1.

Ток срабатывания ЗНП выбирается из условия:

Рис. 7 Схема защиты трансформатора от КЗ на землю



6. ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА ПИТАЮЩЕЙ ЛИНИИ

6.1 Дистанционная защита линии W0

В качестве основной защиты питающей линии W₀ принимаем дистанционную защиту типа ШДЭ 2802. Дистанционная защита типа ШДЭ-2802 предназначена для РЗ ЛЭП 110-330 кВ от междуфазных КЗ.

Рис. 6.1.1 Упрощенная схема ДЗ типа ШДЭ-2802

Логическая схема изображена с некоторыми упрощениями. Измерительная часть (ИЧ) ДЗ ШДЭ-2802 имеет три ступени, каждая из которых состоит из трех ДО KZ.AB,KZ.BC,KZ.CA, включенных на междуфазные напряжения и разность фазных токов. Характеристика срабатывания ДО I ступени имеет форму окружности, проходящей через начало координат с углом максимальной чувствительности цм.ч = 75°. Дистанционный орган II ступени имеет характеристику срабатывания в виде четырехугольника, смещенного в III квадрант не более чем на 6% значения сопротивления срабатывания вектора Zy, расположенного под углом 75° относительно оси координат +R. Дистанционный орган III ступени выполняется с характеристикой срабатывания в виде треугольника, одна из вершин которого Z1 совмещена с началом координат. Первая ступень ДЗ работает без выдержки времени. Вторая ступень имеет два органа времени: один используется для действия II ступени с малой выдержкой времени (0,5-1,5 с), второй -- с большим временем: t > 1,5 с. Третья ступень имеет один орган времени и работает с большой выдержкой времени, равной нескольким секундам.

В схеме ДЗ предусмотрена возможность ускорения действия II и III ступеней до t = 0 при включении выключателя защищаемой ЛЭП от ключа управления или от АПВ, а также оперативного ускорения этих же ступеней, вводимого с помощью переключателей в определенных режимах для ускорения отключения КЗ. Предусмотрено блокирование действия всех ступеней ДЗ при повреждениях в цепях ТН с помощью устройства УБН, которое реагирует на нарушение баланса фазных напряжений вторичных обмоток ТН, соединенных в звезду, и обмоток, соединенных в разомкнутый треугольник.

Логическая часть ДЗ построена на логических микросхемах серии К-511, которые обладают повышенной помехоустойчивостью, что и обусловливает целесообразность их применения в схемах РЗ.

В качестве элементов времени в схеме используются бесконтактные элементы, выдержки времени которых определяются временем заряда конденсаторов. В качестве исполнительных элементов, выполняющих переключения в цепях отключения выключателей и сигнализации, применяются герконовые реле РПГ-2. [6]

1. Уставка срабатывания первой ступени принимается по условию отстройки от КЗ на шинах приемной подстанции:

где: kн = 0.87 для ШДЭ 2802

2. Уставка срабатывания второй ступени

Отстройка по условию КЗ за трансформатором приемной подстанции:

где:

Выдержка времени второй ступени:

Чувствительность:

Находим величину b/a для нахождения наклона правой боковой стороны четырехугольника:

где:

3. Уставка срабатывания третьей ступени:

Уставка срабатывания третьей ступени выбирается по условию отстройки от максимального тока нагрузки линии.

Ток нагрузки принимается по длительно допустимому току нагрева провода.

где:

Угол максимальной чувствительности реле сопротивления цм.ч = 75° цнагр = 30°

Для шкафа ШДЭ 2802 третья ступень отстраивается согласно формуле:

Чувствительность:

Выдержка времени третьей ступени:



Характеристики срабатывания представлены в Приложении №1

6.2 Токовая защита нулевой последовательности

В качестве защиты питающей линии W₀ от КЗ на землю устанавливаем ТО и МТЗ.

Параметры схемы замещения нулевой последовательности:

Рис. 6.2.1 Схема замещения прямой последовательности

Рис. 6.2.2 Схема замещения нулевой последовательности

Рассчитаем токи КЗ:

-в точке К1

-в точке К2

- в точке К3

Рис. 6.2.3 Кривая спадания токов 3I₀.

Уставка первой ступени выполняется отстройка от максимального тока , протекающего через защиту при КЗ на шинах приемной подстанции. Для получения максимального значения тока отключают трансформаторы на шинах приемной подстанции. Для упрощения линию W0 принимаем одноцепной, т.к. СВ на 10,5 кВ отключен.

(кривая спадания - защищаемый % линии W0, согласно ПУЭ, должно быть не менее 20-25%)

где: к_н = 1.3 для линии 110 - 220 кВ

Первая ступень имеет выдержку времени t^I₀ ? 0 с



Рис. 6.2.4 Принципиальная схема ТЗНП линии

Т.к. линия одна, то вторая ступень (ТО с выдержкой времени) не предусматривается.

Уставка третьей выбирается по условию отстройки от максимального тока небаланса при трехфазном КЗ за трансформатором приемной подстанции.

где: k_н = 1.3;

k_a = 1 (t _{МТЗ нп} > 0.5 c) - коэффициент учитывающий увеличение тока небаланса в переходном режиме;

= 0.1 - погрешность трансформаторов тока



6.3 Автоматическое повторное включение питающей линии

Устройства АПВ должны предусматриваться для быстрого восстановления питания потребителей или межсистемных и внутрисистемных связей путем автоматического включения выключателей, отключенных устройствами релейной защиты.

Устройства АПВ должны иметь минимальное время срабатывания t_АПВ1, это нужно для сокращения продолжительности перерыва электроснабжения потребителей

t_АПВ1= t_ГП+ t_ЗАП=0.3+0.5=0.8 с.

где: t_ГП-время готовности привода(0.1-0.3 с.)

t_ЗАП время запаса (0.4-0.5 с.)

Устройства АПВ с заданной выдержкой времени должны возвращаться в состояние готовности к новому действию

t_АПВ2= t_АПВ1+ t_ВВ+t_МТЗW1+ t_ГП+ t_ОВ t_ЗАП.

Для АПВ двухкратного действия время t_АПВ2 рекомендуется принимать t_АПВ2=60-100с.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Во всех устройствах релейной защиты предусматривается возможность плавного или ступенчатого изменения в соответствующих пределах параметров срабатывания (уставок). Расчет релейной защиты заключается в выборе рабочих уставок, отвечающих определенным основным требованиям. Виды защит и объем защиты элементов системы электроснабжения зависит от характера повреждения или нарушения режима работы и от возможного повреждения системы электроснабжения.

Были выбраны защиты для блока линия - трансформатор, понижающего трансформатора Т1, секции шин, линий 110 кВ, рассчитаны уставки.

Дифференциальная токовая защита является основной быстродействующей защитой трансформаторов от коротких замыканий на вводах, а также внутренних повреждений. Дифференциальная защита выполнена на основе реле РНТ 565.

Защиту линий 110 кВ было принято осуществить на основе шкафов ШДЭ 2801.

В ходе курсового проекта был проведен расчет и получены новые знания, которые могут быть использованы в будущем для проектирования релейной защиты и автоматики сложной сети.



СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. «Электрические системы и сети» А. В. Лыкин Энергоиздат,1985

2. Основы техники релейной защиты Беркович М.А., Молчанов В.В. М. Энергоиздат,1984

3. ПУЭ 7. Правила устройства электроустановок. Издание 7 Энергоиздат, 1997

4. Худугуев В.И. Релейная защита и автоматика элементов систем электроснабжения промышленного предприятия: Учебное пособие / ВСГТУ.-Улан-Удэ,1996.

5. Чернобровов Н.В. Релейная защита: М. «Энергия», 1974.

6. Кривенков В.В., Новелла В.Н. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения: М. Энергоиздат,1981

7. Шабад М. А. Расчеты релейной защиты и автоматики спределительных сетей. 3-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1985.

5. Дьяков А.Ф., Платонов В.В. Основы проектирования релейной защиты и автоматики электроэнергетических систем. М.: Изд-во МЭИ, 2000.

6. Платонов В.В., Чмыхалов Г.Н. Специальные вопросы проектирования релейной защиты электрических сетей энергосистем: учебной пособие для вузов. - Новочеркасск.: Изд-во ЮРГТУ (НПИ), 2000.

7. Худугуев В.И. Выбор уставок релейной защиты сельских распределительных сетей //Сб. науч. тр., Вып. 7, Т. 2, Улан-Удэ: Изд-во ВСГТУ, 1999.

Размещено на Allbest.ru

...