Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Алтайский государственный технический университет

им.И.И. Ползунова»

Курсовой проект

Расчет релейной защиты электроустановок

Расчетное задание по дисциплине

Релейная защита и автоматика

Студент группы 5Э-51

А.В. Беляков

Руководитель проекта (работы)

Профессор А.Х. Мусин

БАРНАУЛ 2011

Содержание

релейный защита замыкание трансформатор

1. Исходные данные для выполнения расчётного задания

2. Расчёт токов короткого замыкания

3. Защита электродвигателей

4. Защита кабельных линий напряжением 6 - 10 кВ

5. Защита силовых трансформаторов

5.1 Дифференциальная защита

5.2 Газовая защита

6. Расчетная проверка трансформаторов тока

7. Оперативный ток в цепях защиты и автоматики

8. Выбор схемы АВР для секционированного выключателя СВ на шинах 6 кВ

Список использованных источников

1. Исходные данные для выполнения расчётного задания

Для заданного варианта необходимо выбрать и рассчитать следующие устройства релейной защиты и автоматики:

а) защиту двигателя, питающегося от шин ГПП по кабельной линии L;

б) защиту кабельной линии L;

в) защиту силовых трансформаторов Т₁ и Т₂ на ГПП;

- выбрать схему АВР для секционного выключателя СВ на шинах 6 кВ;

- для всех устройств релейной защиты выбрать и проверить нагрузочную способность трансформаторов тока;

- выбрать источники оперативного тока.

При расчётах принять:

- cosц = 0,8;

- удельное сопротивление кабельной линии Х_уд = 0,08 Ом/км,

r_уд = 0,26 Ом/км;

- суммарную длину кабельных линий, питающихся с шин ГПП равной 18 км;

- емкостной ток замыкания на землю в сети 6 кВ приближенно определить по формуле:

где U - линейное напряжение, кВ;

L - суммарная длина кабельных линий в сети 6 кВ, км;

- сопротивление системы принять для максимального режима

Х_с = 15 Ом, для минимального режима Х_с = 36 Ом;

- мощности трансформаторов Т₁ и Т₂ одинаковы S_т1 = S_т2.

Выполнение задания начинается с расчетов токов короткого замыкания в различных точках подстанции. Затем проектируются устройства релейной защиты.

Исходные данные для выполнения задания занесены в таблицу 1, где обозначено U₁ - высшее напряжение на ГПП, принципиальная схема которой приведена на рисунке 1, S_т - мощность трансформатора на ГПП, Р_н - мощность нагрузки (электродвигателя), L - длина кабельной линии, питающей электродвигатель.

Таблица 1 - Исходные данные

Вариант	U1 , кВ	L , км	Рн , кВт	Sт , МВА
33	110	1,2	1000	10

2. Расчёт токов короткого замыкания

Для проектирования релейной защиты необходимо располагать сведениями о токах короткого замыкания. Для участка сети, изображенного на рисунке 1, необходимо рассчитать токи короткого замыкания в точках К₁ и К₂ .

Рисунок 1 - Схема участка сети

Исходные данные: силовой трансформатор S_т = 10000 кВА, напряжение (36,7516%)/6,3 кВ; U_к.ср=10,5%, U_к.min=9,5%, U_к.max=11%,

Определяем сопротивление трансформатора на крайних положениях регулятора РПН:

U_minВН = U_ср(1 - ?U_РПН) = 36,75(1 - 0,16) = 30,87 кВ;

U_maxВН = U_ср(1 + ?U_РПН) = 36,75(1 + 0,16) = 42,63 кВ.

Так как U_maxВН оказалось больше максимально допустимого для данной сети (больше чем 40,5 кВ для 35 кВ), то значение U_maxВН принимается равным 40,5 кВ (таблица 2).

Таблица 2 - Максимально допустимое напряжение по ГОСТ

Uном, кВ	UmaxВН , кВ
10	11,5
35	40,5
110	126
220	252

Расчёт токов в точке К₁:

Ток в точке К₁ в максимальном режиме, приведенный к высшему напряжению:

Ток в точке К₁ в максимальном режиме на низшем напряжении:

где n_т - коэффициент трансформации силового трансформатора на минимальной отпайке РПН.

Ток в точке К₁ в минимальном режиме, приведенный к высшему напряжению:

Ток в точке К₁ в минимальном режиме на низшем напряжении:

Расчёт токов в точке К₂:

Максимальный режим.

По рассчитанному выше току на шинах низшего напряжения I⁽³⁾_к.maxНН = 4117 А определяется эквивалентное сопротивление системы и силового трансформатора:

Далее определяется сопротивление кабеля, питающего силовую нагрузку. Выбор сечения кабеля определяется по экономической плотности тока. Рабочий ток кабеля определяется по формуле:

I_p = S_p/1,73? U_к = Р_н/U_к?cos = 1500/1,73?6?0,8 = 180,63А

Принимая плотность тока 1,3 А/мм², получим требуемое сечение кабеля не менее 180,63/1,3 = 138,95 мм². Выбираем кабель ближайшего стандартного большего сечения 140 мм² марки АСБ.

Индуктивное и активное сопротивление выбранного кабеля при длине

L = 1 км:

Х_каб = Х_уд?L = 0,08?1 = 0,08 Ом;

R_каб = R_уд?L = 0,26?1 = 0,26 Ом,

где Х_у, R_уд - индуктивное и активное сопротивления 1 км кабеля.

Сопротивление до точки :

Х_к = 0,884 + 0,08 = 0,964 Ом;

R_к = 0,26 Ом;

Ток в точке в максимальном режиме:

Минимальный режим

Х_к = 1,308 + 0,08 = 1,388 Ом;

R_к = 0,26 Ом;

Ток в точке в минимальном режиме:

Расчет токов двухфазного замыкания ведется по формуле:

Ток однофазного к. з. определяется по формуле:



3. Защита электродвигателей

Защита электродвигателей должна реагировать на внутренние повреждения и опасные ненормальные режимы. В соответствии с требованиями ПУЭ на высоковольтных асинхронных электродвигателях устанавливают релейные защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

- многофазных замыканий в электродвигателе и на его выводах;

- однофазных замыканий на землю;

- токов перегрузки;

- снижения напряжения.

Выбираются типы защит и определяются их уставки по следующим данным: U_ном = 6 кВ; P_д.ном = 1500 кВт; коэффициент пуска k_п = 5,3 ; ток трехфазного короткого замыкания в точке К₂ в максимальном режиме

I_кз = 3648 А; ток замыкания на землю I_з < 10 А. Указанный двигатель подвержен перегрузке и является неответственным, возможен самозапуск двигателя.

Выбор трансформатора тока (ТТ).

Трансформаторы тока для релейной защиты выбираются по нормальному режиму исходя из тока нагрузки защищаемого элемента и его рабочего напряжения. Необходимо выполнение условий:

U_уст ? U_н ;

I_раб.max ? I_н ,

Где U_н ; I_н - номинальные значения напряжения и тока ТТ;

U_уст - напряжение электроустановки в месте включения ТТ;

I_раб.max - рабочий максимальный ток защищаемого элемента.

Номинальный ток ТТ должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как нагрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей.

В данном случае принимается: I_раб.max = I_д.ном = P_д.ном /(•U_ном•cosц) =

= 1500/•6•0,8) = 180,63 А, по которому по справочнику выбирается трансформатор тока ТПЛ-10 (400/5) с коэффициентом трансформации: n_т = 400/5 (U_н = 10 кВ; I_н = 400 А). Трансформаторы тока установлены в фазах А и С. По ПУЭ на неответственных двигателях подверженных перегрузке мощностью менее 2000 кВт применяют однорелейную двухфазную токовую защиту без выдержки времени (отсечку), отстроенную по току от токов самозапуска, и защиту от перегрузки, отстроенную от токов от самозапуска по времени.

Первичный ток срабатывания отсечки отстраивается от пускового тока электродвигателя по выражению:

I_сз.отс = k_н•k_п•I_д.ном ,

где k_н = 1,8 - для реле серии РТ-80.

I_сз.отс = 1,8•5,3•180,63 = 1732 А.

Ток срабатывания реле:

где коэффициент схемы k_сх = при включении реле на разность токов двух фаз ТТ (рисунок 2).

Коэффициент чувствительности защиты для однорелейной схемы определяется при двухфазном к.з. на выводах (точка К₂) электродвигателя в минимальном режиме между фазами А и В или В и С, при которых ток в реле в 2 раза меньше, чем при к.з. между фазами А и С, по выражению:

По ПУЭ требуется обеспечить не менее 2.

Поскольку в нашем случае коэффициент чувствительности получился равным меньше 2, то используется схема с двумя реле, показанная на рисунке 2. Тогда значение полученного коэффициента умножается на v3 и получается:

Рисунок 2 - Двухрелейная двухфазная схема защиты электродвигателя от короткого замыкания и перегрузки

Ток срабатывания реле от перегрузки равен:

Принимаем реле типа ТР-84/2 с ближайшей стандартной уставкой индукционного элемента = 6 А и выдержкой времени в независимой части характеристики 16 с.

Кратность тока срабатывания отсечки к уставке индуцированного элемента:

Данная кратность необходима для настройки реле РТ-84. Коэффициент чувствительности защиты от перегрузки не определяется, так она не предназначена для действия при коротких замыканиях.

Далее рассчитывается защита электродвигателя от понижения напряжения. Схема защиты приведена на рисунке 3. Напряжение срабатывания защиты принимается в соответствии с ПУЭ равным 0,7•U_н . Учитывая, что вторичное напряжение измерительных трансформаторов напряжения составляет 100 В, напряжение срабатывания защиты составит 70 В. В качестве реле напряжения принимаем реле типа РН-154. Время срабатывания защиты в соответствии с требованиями ПУЭ должно быть на 0,5 с больше выдержки времени основных токовых защит электродвигателя.

Рисунок 3 - Схема защиты электродвигателя от понижения напряжения



4. Защита кабельных линий напряжением 6 - 10 кВ

На кабельных линиях напряжением 6 - 10 кВ устанавливают защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

- многофазных замыканий;

- однофазных замыканий на землю;

- токов перегрузки.

Необходимо рассчитать уставки МТЗ радиальных кабельных линий 6 - 10 кВ (рисунок 1). Примем исполнение защиты по схеме неполной звезды на постоянном оперативном токе с реле типа РТ - 40 (рисунок 4).

Рисунок 4 - Схема защиты кабельной линии

Выбор уставок МТЗ заключается в определении первичных и вторичных токов срабатывания, времени срабатывания, типов реле, коэффициентов чувствительности. Кроме того, защиты двух последовательно соединенных элементов должны быть согласованы по чувствительности и по времени.

1. Выбирается ток срабатывания МТЗ по условию:

где k_н =1,2 - коэффициент надежности для реле РТ - 40;

k_зп - коэффициент запуска электродвигателя, равный 5,1;

k_в = 0,8 - коэффициент возврата реле РТ - 40;

I_раб.max = I_д.ном = 180,63 А.

Определяется ток срабатывания защиты:

По справочнику выбираем ближайшую уставку 17,26 А на реле РТ - 40.

Определяется коэффициент чувствительности защиты при двухфазном к.з. к точке К₂ в минимальном режиме, когда ток к.з. равен 2579 А:

больше, чем 1.5

Требование чувствительности выполняется.

Выдержку времени МТЗ отстраиваем от быстродействующей защиты (отсечки) электродвигателя на величину ступени селективности 0,5 секунд.

Следовательно, выдержка времени КЛ принимается равной 0,5 секунд.

Защита от однофазных замыканий на землю

Определяем ток замыкания на землю:

Для защиты используются трансформаторы тока нулевой последовательности типа ТЗЛ с коэффициентом трансформации n_т = 20/5 и реле типа ТР - 40 со значением коэффициента надежности k_н =1,2.

Ток срабатывания защиты:

I_сз = k_зап• I⁽¹⁾ = 2,5•10,8 = 27 А,

Где k_зап = 2,5 - коэффициент запаса, учитывающий бросок тока в момент замыкания на землю.

Ток срабатывания реле:

Коэффициент чувствительности при замыкании на землю не нормируется и не определяется. Схема защиты представлена на рисунке 4.

Защита от перегрузки

Для данной линии защита от перегрузки не проектируется, так как такая защита предусмотрена для электродвигателя, подключенного в конце данной линии.



5. Защита силовых трансформаторов

5.1 Дифференциальная защита

Выбираются трансформаторы тока (ТТ) для дифференциальной защиты (ДЗ) трансформатора мощностью 10000 кВА, с соединением обмоток звезда - треугольник. По номинальным токам на стороне высшего и низшего напряжения выбираются соответственно трансформаторы тока с коэффициентами трансформации:

- на стороне высшего напряжения k_ТТВ = 200/5 , так как первичный номинальный ток равен

- на стороне низшего напряжения k_ТТН = 1000/5 , так как вторичный номинальный ток равен

Определяем величину вторичного тока в плечах ДЗ:

- на стороне высшего напряжения

- на стороне низшего напряжения

Определяется первичный ток небаланса:

где k_а - коэффициент, учитывающий апериодическую составляющую тока КЗ, для реле ДЗТ он равен 1;

k_о - коэффициент однотипности схемы, равный 1;

?? = 0,1 - относительное значение тока намагничивания трансформатора тока.

Выбирается ток срабатывания защиты. Этот ток отстраивается для реле ДЗТ только от тока намагничивания силового трансформатора:

I_сзВН = k_н• I_1н = 1,36•153,96 = 209,386 А

Определяется число витков обмоток реле ДЗТ для выравнивания магнитодвижущих сил. Ток срабатывания реле:

Определяется число витков уравнительной обмотки, включенной на ВН:

где F_ср - магнитодвижущая сила, необходимая для срабатывания реле.

Принимаем ближайшее целое меньшее число витков:

Ток срабатывания защиты на стороне НН:

I_срНН = I_сзВН • n = 209,38(96,6 / 6,3) = 3211 А.

Определяется число витков уравнительной обмотки, включенной на НН:

Принимается ближайшее целое число витков:

W_НН = 16 витков.

Определяется ток небаланса, обусловленный неточностью установки на коммутаторе реле ДЗТ расчетных чисел витков уравнительных обмоток:

Суммарный ток небаланса:

I_нб = 218,429 + 5,251= 223,679 А.

Проверяем условие равенства нулю результирующей магнитодвижущей силы реле в режимах нагрузки и внешних КЗ:

I_2н• W_НН ? I_2в• W_ВН ,

4,582•16 ? 6,7•11,

73,314 ? 73,33.

Условие практически выполняется, поэтому окончательно принимаем:

W_ур1 = W_НН = 16 витков, W_ур2 = W_ВН = 11 витков.

Определяется число витков тормозной обмотки:

Окончательно принимается:

W_т =27 витков.

Определяется коэффициент чувствительности защиты при КЗ в зоне действия защиты, когда ток повреждения проходит только через трансформаторы тока стороны 35 кВ и торможение отсутствует. При этом расчетный ток в реле:

Ток срабатывания реле:

Коэффициент чувствительности:

Схема эксплуатации защиты приведена на рисунке 5.

Рисунок 5 - Принципиальная схема дифференциальной защиты

5.2 Газовая защита

Масляные трансформаторы с расширителями мощностью 1000 кВА и более снабжаются газовыми реле для защиты от всех видов внутренних повреждений, сопровождающихся выделением газа и ускоренным перетоком масла из бака трансформатора в расширитель, а также от утечки масла из трансформатора и попадания воздуха в бак (ГОСТ 11677-85). По требованию заказчика трансформаторы мощностью 400 и 630 кВА, предназначенные для питания собственных нужд станций и подстанций или для установки внутри промышленных или общественных зданий, также должны снабжаться газовыми реле.

Наиболее распространенным является реле РГЧЗ-66. Реле предназначено для установки в маслопровод с условным проходом 50 и 80 мм, соединяющий бак трансформатора с расширителем, и может надежно работать при температуре окружающего воздуха от --45 до +40°С.

При внутренних повреждениях трансформатора (витковом замыкании в обмотках, электрическом пробое изоляции, «пожаре в стали» магнитопровода и т. и.) происходит разложение масла, электроизоляционных материалов и выделяется газ. Газ поднимается в верхнюю часть бака и попадает в трубопровод, соединяющий бак с расширителем, в котором установлено реле, а затем в верхнюю часть реле, которая несколько возвышается над трубопроводом. Скопившийся газ вытесняет из верхней части реле масло. При этом опускается верхний элемент реле (сигнальный) и замыкаются контакты сигнальной цепи. Это также имеет место при попадании в бак воздуха или снижении уровня масла при вытекании его из бака.

В случае дальнейшего развития аварии в баке повышается давление и масло из него устремляется в расширитель. Поток масла воздействует на нижний элемент реле (отключающий), который расположен на уровне трубопровода. При этом замыкаются контакты цепи отключения трансформатора. Трансформатор отключается и в том случае, если уровень масла в реле понижается до уровня трубопровода расширителя. Достоинство газовой защиты состоит в том, что она дает знать о развитии аварии в ее начальной стадии. При витковых замыканиях в большинстве случаев газовая защита оказывается более чувствительной, чем дифференциальная токовая. Кроме того, газовая защита практически единственная, реагирующая на «пожар в стали» магнитопровода.

Наряду с высокой чувствительностью к внутренним повреждениям трансформатора реле должно быть нечувствительным к явлениям, не связанным с авариями в баке, т. е. не должно иметь «ложных» срабатываний. Например, оно не должно реагировать на сквозные КЗ. Контакты реле не должны замыкаться при сотрясениях с ускорением до 5g в диапазоне частот 20--100 Гц. Устройство газового реле РГЧЗ-66 представлено на рисунке 6.

Рисунок 6 - Устройство газового реле РГЧЗ-66

1 - изоляционная стойка; 2 - подвижный контакт; 3,4 - неподвижный контакт; 5 - лопатка; 6 - изоляционная пластина; 7 - стойка, 8 - пружина; 9 - вывод коробки зажимов

На корпусе реле установлена изоляционная пластина 6, на которой смонтированы неподвижные контакты 4. Когда корпус реле заполнен маслом, чашки верхнего и нижнего элементов своими незакрепленными концами при помощи пружин 8 приподнимаются несколько кверху (на 5--10°), при этом контакты 2 и 4 разомкнуты. Когда уровень масла в реле понизится, вращающий момент, создаваемый весом масла в чашке, заставит ее опуститься и надежно замкнуть контакты 2 и 4. Нижний элемент, кроме того, снабжен органом, воспринимающим энергию потока масла из трансформатора в расширитель. В связи с этим нижний элемент работает при возникновении динамического напора струи масла от трансформатора к расширителю, когда к лопатке 5 оказывается приложенным вращающий момент, который и вызывает поворот стойки 7 и замыкание контактов. При этом чашка может остаться и неподвижной.

В комплект поставки реле входят три лопатки 5 для настройки на срабатывание при скорости масла, равной 0,6; 0,9 и 1,2 м/с. Выемная часть реле строго фиксирована относительно его корпуса, а механизм реле выполняется стойким к вибрации трансформатора. На крышке реле имеется стрелка, указывающая направление потока масла через реле к расширителю.
Выводы от контактов реле при помощи проводов подсоединяются к зажимам, расположенным в коробке зажимов 9. Зажимы допускают присоединение к ним кабеля сечением до 4 мм². Кабель выходит из коробки через сальник, находящийся в нижней части коробки. После присоединения кабеля к зажимам коробку плотно закрывают крышкой. Зажимы реле имеют цифровое обозначение, выполненное способом, обеспечивающим их коррозионную стойкость и долговечность. Зажимы отключающего элемента маркируют цифрами 1 и 2, а сигнального - 3 и 4.

На боковой стенке корпуса реле имеется смотровое окно, на стекле которого нанесена шкала, позволяющая определить объем скопившегося в реле газа. Смотровые окна закрывают съемными заслонками, предохраняющими масло внутри корпуса реле от воздействия солнечной радиации. На крышке реле расположен кран для взятия пробы газа; кран открывается вручную. Кроме того, на крышке укреплена табличка, на которой указаны тип реле и товарный знак завода-изготовителя. В дне корпуса находится пробка для спуска масла из корпуса реле.



6. Расчетная проверка трансформаторов тока

Все трансформаторы тока, предназначенные для питания токовых цепей устройств релейной защиты от к.з., должны обеспечивать точную работу измерительных органов токовых и дистанционных защит и не допускать излишних срабатываний дифференциальных защит при к.з. вне защищаемой зоны. Для этого погрешность трансформаторов тока не должна превышать 10%.

Проверка трансформаторов тока на допустимую погрешность, установленного для питания защиты кабельной линии 6 кВ (раздел 4).

Предельная допустимая кратность:

где I_1расч. = 1,1•I_сз = 1,1•1381,81 = 1520 А.

I_сз = 1520 А (для МТЗ)

Трансформатор тока ТПЛ-10 (400/5) с коэффициентом трансформации:

n_т = 400/5 (U_н = 10 кВ; I_н = 400 А).

Допустимое значение сопротивления нагрузки при этом Z_н.доп = 2,1 Ом.

Наибольшая фактическая расчетная нагрузка ТТ для схемы неполной звезды равна:

Z_н.расч = 2•R_пр + Z_р + R_пер

где S = 10 кВА для реле РТ - 80 и I_с.р = 9А;

R_пер - переходное сопротивление на контакторах.

Z_н.расч = 2•0,18 + 0,124 + 0,1 = 0,6 Ом.

Фактическое расчетное значение сопротивления нагрузки (0,6 Ом) меньше допустимого (2,1 Ом), и, следовательно, погрешность трансформатора тока менее 10%.

7. Оперативный ток в цепях защиты и автоматики

Системы оперативного постоянного тока. В качестве источника не-зависимого постоянного оперативного тока служит аккумуляторная батарея, преимуществом которой является независимое и устойчивое напряжение. К основным недостаткам систем оперативного постоянного тока относятся следующие:

- удорожание стоимости сооружения подстанции за счет аккумуляторной батареи и сооружения для нее специального отапливаемого помещения;

- необходимость ухода за батареей;

- наличие разветвленной сети постоянного тока, затруднительность отыскания в ней замыканий на землю, возможность ложных отключений из-за появления обходных цепей, двойных замыканий на землю.

Системы оперативного переменного тока. В качестве источника оперативного переменного тока служат трансформаторы собственных нужд подстанций, трансформаторы тока и напряжения. К основным преимуществам переменного и выпрямленного оперативного тока перед постоянным оперативным током относятся следующие:

- отсутствие отдельного независимого источника питания для управления, сигнализации, релейной защиты и автоматики, что снижает стоимость установки и эксплуатационные расходы;

- отсутствие общей электрически связанной сети оперативного тока, что снижает капитальные затраты и повышает надежность работы установки; исключаются ложные действия защиты и автоматики;

- возможность применения схем с реле прямого действия для максимальных и дифференциальных защит, которые являются наиболее распространенными, особенно в распределительных схемах электроснабжения напряжением 3-35 кВ и других устройств защиты и автоматики.

Рисунок 6 - Схема питания цепей оперативного тока от трансформатора собственных нужд подстанции 6/35 кВ.

Схемы питания от трансформаторов собственных нужд переменным оперативным током могут быть рекомендованы к применению для понизительных подстанций 35/6-10 кВ и для подстанций 110 кВ с двухобмоточными или трехобмоточными трансформаторами без выключателей на стороне высшего напряжения. Место подключения трансформаторов собственных нужд и их количество в общем случае определяются схемой электрических соединений подстанций, числом и мощностью установленных силовых трансформаторов и режимом их работы, количеством питающих линии и другими факторами, вытекающими из конкретных условий работы подстанции.

Принципиальная схема питания цепей оперативного тока от силовых трансформаторов собственных нужд для подстанций 6-35 кВ приведена на рисунке 6. Для подстанций 110 кВ с трехобмоточными трансформаторами при наличии линий 35--6 кВ, связанных с источниками питания, может быть рекомендована та же схема.

При отсутствии постоянно подключенных источников питания на стороне среднего или низшего напряжений рекомендуется схема подключения трансформаторов собственного расхода к выводам силовых трансформаторов до выключателя 6-10 кВ.

Рисунок 7 - Схема питания переменным оперативным током на подстанции 110-35/10-6 кВ при отсутствии постоянно подключенных источников на стороне низшего или среднего напряжения.

Схема питания переменным оперативным током на подстанции 110/35/6 кВ при отсутствии связи с указанными источниками питания представлена на рисунке 7. На подстанциях 110 кВ без выключателей на стороне высшего напряжения при пользовании оперативным переменным током количество устанавливаемых трансформаторов собственных нужд, как правило, должно быть не менее двух.

Схемы питания цепей оперативного тока от трансформаторов напряжения к широкому использованию не рекомендуются в связи с малой мощностью трансформаторов напряжения и отличием их напряжения от напряжения аппаратуры управления, сигнализации и автоматики. Исключением являются трансформаторы напряжения 110 кВ и выше, которые обладают достаточной мощностью для питания оперативных цепей. Схемы питания цепей оперативного тока от трансформаторов тока применяются в основном только для выключателей, снабженных приводами типов КАМ, ПРБА, ПГМ, ППМ и т.д., в которые встроены отключающие катушки или реле прямого действия.

Постоянный ток для питания оперативных цепей релейной защиты и автоматики может быть получен путем выпрямления переменного тока полупроводниковыми и другими выпрямителями. В этом случае сохраняются преимущества постоянного тока, заключающиеся в применении более совершенной в конструктивном отношении релейной и другой аппаратуры, и отпадает потребность в аккумуляторной батарее как источнике постоянного тока.

Основным недостатком выпрямителей как источника оперативного постоянного тока является зависимость выпрямленного тока от наличия и величины напряжения переменного тока на входе выпрямителя.

Питание выпрямительных устройств (блоки питания) от цепей напряжения переменного тока трансформаторов напряжения или шин низкого напряжения силовых трансформаторов собственных нужд обеспечивает действие защиты при повреждениях, не вызывающих общего снижения напряжения на шинах подстанции. Так, например, надежно обеспечивается работа газовой защиты. Питание цепей оперативного тока от цепей трансформаторов тока обеспечивается надежно при наличии сверхтоков, возникающих в следствие к. з. Здесь следует отметить, что как раз в это время цепи оперативного тока, питающиеся от трансформаторов напряжения и шин низкого напряжения силовых трансформаторов, не обеспечивают работы защиты по причине резкого снижения напряжения.

В этом случае надежно работают такие виды защит, как максимальная токовая защита, токовая отсечка, продольная дифференциальная защита и т. п.

Питание оперативных цепей напряжения и тока совместно обеспечивает их работу при действиях защиты во всех случаях и при различных видах повреждений. Ввиду небольшой мощности блоков питания, при необходимости обеспечить включение выключателей дополнительно устанавливаются конденсаторы, которые, разряжаясь в момент включения выключателя, действуя совместно с блоком питания, обеспечивают включение выключателей.

8. Выбор схемы АВР для секционированного выключателя СВ на шинах 6 кВ

По рекомендации [3] выбираем устройства АВР на постоянном оперативном токе. Пусковой орган УАРВ содержит минимальные реле напряжения KV1, KV3 и максимальное реле напряжения KV2. Выдержку времени tАВР1 создает реле времени KT .

Однократность действия обеспечивается промежуточным реле KLT, имеющим при возврате выдержку времени tАВР2. В нормальном режиме выключатель Q1 включен, а выключатель Q2 отключен. На шинах и на линии Л2 имеется напряжение. Контакты минимальных реле напряжения KV1 и KV3 разомкнуты, а контакт максимального реле напряжения KV2 замкнут. Вспомогательные контакты Q1.1 и Q1.2 выключателя Q1 замкнут, а вспомогательный контакт Q1.3 разомкнут. При этом реле KLT находится в возбужденном состоянии, а его контакты KLT.1 и KLT.2 замкнуты. Вспомогательный контакт Q2.1 выключателя Q2 замкнут; цепь электромагнита включения УАС2 подготовлена.

Устройство АВР действует следующим образом. При исчезновении напряжения на шинах подстанции срабатывают реле KV1 и KV3, их контакты в цепи реле времени KT замыкаются. Если на линии Л2 имеется напряжение, то реле KV2 находится в состоянии после срабатывания, его контакт замкнут. Реле времени KT приходит в действие и по истечении времени tАВР1 замыкает контакт в цепи электромагнита отключением YAT1, выключатель Q1 отключается, при этом его вспомогательные контакты Q1.1 и Q1.2 размыкаются, а Q1.3 в цепи электромагнита включение УАС2 замыкается, производя включение выключателя Q2. Если включение происходит на поврежденные шины, то защита выключателя с ускорением после действия УАВР отключает его. Повторного включения не последует, так как к этому времени реле KLT размыкает свои контакты KLT1 и KLT2.

На рисунке 8 показана схема устройства АВР двустороннего действия с ускорением защиты после АВР на постоянном оперативном токе. УАВР1 приходит в действие при снижении напряжения на секции 1 и отключает выключатель Q2, а УАВР2 -- при снижении напряжения на секции 2 и отключает выключатель Q4. И в том, и в другом случае обесточивается реле KLT1, обеспечивающее однократность действия УАВР, и включается секционный выключатель Q5.

Рисунок 8 - Схема устройства УАВР двустороннего действия с ускорением защиты после АВР

Для ускорения токовой защиты после АВР в схему включено реле KLT2. В нормальном режиме (выключатель Q5 отключен) оно находится в возбужденном состоянии и его контакт KLT2.1 в цепи электромагнита отключения YAT5 выключателя Q5 замкнут. Если выключатель Q5 включается на КЗ, то срабатывает реле тока КА, реле времени КТЗ приходит в действие, замыкая мгновенный контакт КТ3.2. При этом создается цепь на отключение выключателя Q5 (контакты реле KLT2.1, КТ3.2 и вспомогательный контакт выключателя Q5.2 замкнуты) выключатель отключается, а реле KLT2 с некоторым замедлением размыкает контакт KLT21. При успешном действии УАВР выключатель Q5 остается включенным. Если теперь возникнет КЗ, то он будет отключаться с выдержкой времени, установленной на реле КТЗ (контакт КТ3.1).Устройство АВР действует следующим образом. При исчезновении напряжения на шинах подстанции срабатывают реле KV1 и KV3, их контакты в цепи реле времени KT замыкаются. Если на линии Л2 имеется напряжение, то реле KV2 находится в состоянии после срабатывания, его контакт замкнут. Реле времени KT приходит в действие и по истечении времени tАВР1 замыкает контакт в цепи электромагнита отключением YAT1, выключатель Q1 отключается, при этом его вспомогательные контакты Q11 и Q12 размыкаются, а Q13 в цепи электромагнита включение УАС2 замыкается, производя включение выключателя Q2. Если включение происходит на поврежденные шины, то защита выключателя с ускорением после действия УАВР отключает его. Повторного включения не последует, так как к этому времени реле KLT размыкает свои контакты KLT1 и KLT2.



Список использованных источников

1. Правила устройства электроустановок. - М.: Энергоатомиздат, 1986.

2. Реле защиты. - М.: Энергия, 1976.

3. Андреев В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения: Учебник для вузов / В.А. Андреев. - 4-е изд. перераб. и доп. - М.: Высш. шк., 2006. - 639 с.

4. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций

5. Мусин А.Х. Методическое пособие по расчету релейной защиты электроустановок для студентов специальности 1004 «Электроснабжение» / Алт. гос. техн. ун-т им. И. И. Ползунова. - Барнаул: Типография АлтГТУ, 2010г. - 46 с.

Размещено на Allbest.ru

...