Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки РФ

Филиал федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования

"Национальный исследовательский университет "МЭИ" в г. Смоленске

Кафедра Электроэнергетические системы

ВЫПУСКНАЯ РАБОТА

по направлению подготовки бакалавров 140200 - Электроэнергетика

Тема: Релейная защита и автоматика подстанции 500 кВ

Студент: Матюхов С.С.

Руководитель: ст. преп. Ковженкин В.С.

Смоленск 2015 г.

Содержание

• Введение
• 1. Краткий анализ подстанции
• 1.1 Назначение подстанции 500 кв
• 1.2 Описание главной схемы
• 1.3 Описание основного оборудования подстанции 500 кВ
• 2. Выбор основного оборудования подстанции
• 2.1 Выбор мощности автотрансформаторов
• 2.2 Выбор выключателей и разъединителей на подстанции 500 кВ
• 2.3 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения на ОРУ 500 кВ
• 2.4 Выбор ограничителей перенапряжения и шунтирующих реакторов на ОРУ 500 кВ
• 2.5 Выбор трансформаторов собственных нужд
• 3. Расчёт токов короткого замыкания и рабочих токов в объёме, необходимом для релейной защиты
• 3.1 Схема замещения и основные допущения при расчётах токов короткого замыкания
• 3.2 Определение параметров схемы замещения при 3-х и 2-х фазных коротких замыканиях
• 3.3 Расчёт токов трёхфазного короткого замыкания
• 3.4 Расчёт токов двухфазного короткого замыкания
• 3.5 Расчёт параметров схемы замещения для токов нулевой последовательности
• 3.6 Расчет тока нулевой последовательности при однофазном КЗ
• 3.7 Расчёт рабочих и номинальных токов автотрансформатора
• 4. Релейная защита и автоматика
• 4.1 Назначение релейной защиты и автоматики
• 4.2 Выбор объектов защит и их типов
• 4.2.1 Защита силовых трёхобмоточных трансформаторов
• 4.2.2 Защита линий
• 4.2.3 Устройства автоматики
• 4.3 Защита автотрансформаторов
• 4.3.1 Расчёт параметров срабатывания дифференциальной продольной защиты автотрансформатора АОДЦТН-167000/500/330 на реле типа ДЗТ - 21
• 4.3.2 Газовая защита основного бака и контактора РПН и параметры ее срабатывания
• 4.3.3 Контроль изоляции вводов на стороне 500 кВ и параметры его срабатывания
• 4.3.4 Токовая отсечка на стороне 35 кВ и параметры срабатывания
• 4.3.5 Дифференциальная защита ошиновок 330 и 500 кВ
• 4.3.6 Дистанционная защита первой и второй ступени на сторонах 330 и 500 кВ и расчет параметров ее срабатывания
• 4.3.7 Направленная трехступенчатая токовая защита нулевой последовательности 330 и 500 кВ и расчет параметров ее срабатывания
• 4.3.8 Защита от неполнофазного режима на стороне 330 и 500 кВ
• 4.3.9 Токовая защита регулировочной обмотки автотрансформатора
• 4.3.10 Отключение автотрансформатора от устройств пожаротушения
• 4.3.11 Защита при потере охлаждения автотрансформатора
• 4.3.12 Защита от перегрузки автотрансформатора
• 4.4 Применение современных микропроцессорных защит в электроэнергетике
• 4.4.1 Общие сведения о микропроцессорных защитах
• 4.4.2 Преимущества микропроцессорных устройств релейной защиты и автоматики
• 4.4.3 Недостатки микропроцессорных устройств релейной защиты и автоматики
• 4.4.4 Спорные вопросы о необходимости внедрения микропроцессорной элементной базы
• 4.5 Техническое обслуживание релейной защиты и автоматики электростанций и электрических сетей.
• 4.5.1 Общие положения по техническому обслуживанию
• 4.5.2 Проверка при новом включении (наладка)
• 4.5.3 Профилактический контроль, профилактическое восстановление, опробование
• 4.5.4 Проверка механической части реле
• 4.5.5 Проверка состояния изоляции
• 4.5.6 Условия эксплуатации
• 4.5.7 Меры безопасности при техническом обслуживании
• 5. Электробезопасность
• 5.1 Общие положения
• 5.2 Воздействие электрического тока на человеческий организм
• 5.3 Оказание первой помощи при поражении электрическим током
• 5.4 Шаговое напряжение
• 5.5 Условия внешней среды
• 5.6 Меры по обеспечению электробезопасности
• 5.7 Плакаты и знаки безопасности
• Заключение
• Список использованных источников

Введение

Современные электроэнергетические системы России насчитывают тысячи станций и подстанций различного напряжения, начиная от самого высокого и заканчивая самым низким. Но без исключения, ни одна из них не может функционировать и выполнять свою задачу без релейной защиты и автоматики (РЗиА). РЗиА является неотъемлемой частью любой станции и подстанции.

Если рассмотреть подстанцию, то ее можно разложить на две составляющие: основное высоковольтное или низковольтное оборудование (назовем его телом подстанции) и РЗиА, мозг подстанции, который следит и контролирует все процессы, а так же защищает от негативных последствий ненормального режима и не дает выпасть подстанции из системы.

В настоящее время Российская электроэнергетика столкнулась с такой проблемой, как замена морально устаревших комплексов РЗиА на современные, позволяющие повысить надежность работы как отдельной станции или подстанции, так и всей электроэнергетической системы в целом. А с учетом постоянно растущих мощностей, эта проблема становится еще более актуальной на сегодняшний день.

В данном дипломном проекте предполагается исследовать схему электрической сети Подстанции 500 кВ и проработать основные вопросы по релейной защите и автоматики этой подстанции и при необходимости замены устаревших комплектов защиты на более современные.

В первой части дипломного проекта приведены общие сведения о подстанции 500 кВ, главная электрическая схема, назначение подстанции в целом, а так же выбор высоковольтного оборудования.

Во второй части необходимо рассчитать токи короткого замыкания для максимального и минимального режима.

Далее будут рассмотрены релейные защиты и автоматика основного оборудования подстанции, а конкретно автотрансформатора, на аналоговой элементной базе и при необходимости замена их на более современные защиты на полупроводниковой или микропроцессорной элементной базе. Так же будет произведен расчет уставок срабатывания защит.

В разделе электробезопасность рекомендуется рассмотреть основные способы и мероприятия по защите электротехнического персонала от поражения электрическим током.

1. Краткий анализ подстанции

1.1 Назначение подстанции 500 кв

Электрическая подстанция служит для приема, преобразования и распределения электроэнергии. По напряжению различают повышающие и понижающие подстанции. По месту и присоединению различают тупиковые, проходные, ответвительные, узловые и т.д. подстанции. Основными элементами подстанции служат трансформаторы и автотрансформаторы, вводные конструкции для высоковольтных линий и кабелей, высоковольтные выключатели и разъединители, измерительные трансформаторы тока и напряжения, щиты постоянного тока, аккумуляторные батареи, компрессорная и т.д. Образно выражаясь, можно сказать, что подстанция стоит в начале линии (повышающая) и в конце (понижающая). Повышать напряжение необходимо, для возможности передачи большей мощности и на большие расстояния при том же сечении проводов, то есть с меньшими потерями и капиталовложениями. После передачи мощности по линии, напряжение необходимо снизить для дальнейшего распределения и перераспределения мощности уже непосредственно к потребителям. Собственно, в этом и заключается назначение и выполняемые функции всех подстанций и конкретно рассматриваемой в этом дипломном проекте подстанции 500 кВ

1.2 Описание главной схемы

Главная схема электрических подстанций - это совокупность основного электрооборудования: трансформаторов, линий, выключателей, сборных шин, разъединителей и другой коммутационной аппаратуры со всеми выполненными между ними электрическими соединениями.

К главным схемам подстанций предъявляются те же основные требования надежности, безопасности обслуживания, долговечности, ремонтопригодности, экономичности и маневренности, что и к главным схемам электрических станций.

В зависимости от положения подстанции в системе эти требования, в особенности требования надежности и маневренности, могут быть в отдельных случаях менее жесткими.

Определенное значение для выбора схемы имеет число трансформаторов на подстанции. По существующей практике на подстанциях обычно устанавливают не более двух трансформаторов.

Согласно ПУЭ [2] при разработке главной схемы электрических силовых цепей необходимо учитывать категории потребителей по обеспечению надёжности электроснабжения. Установка одного трансформатора на подстанции разрешается в случаях, когда потребители района принадлежат ко 2 и 3-й категориям, допускающим кратковременные перерывы в электроснабжении, необходимые для включения резервного питания от сети.

На подстанции 500 кВ. использована полуторная схема (3 выключателя и 2 присоединения). Присоединения не фиксированы на какой-либо одной СШ, а включены в промежуток между выключателями цепочки. Выбор этой схемы обоснован ее преимуществами перед другими и не столь критичными недостатками.

К преимуществам полуторной схемы относится следующее: ревизия любого выключателя или системы шин производится без нарушения работы присоединений и с минимальным числом операций при выводе этих элементов в ремонт; разъединители используются только при ремонте (обеспечение видимого разрыва до элементов РУ, находящихся под напряжением); обе системы шин могут быть отключены одновременно без нарушения работы присоединений. Полуторная схема сочетает надежность схемы со сборными шинами с маневренностью схемы многоугольника.

К недостаткам полуторной схемы относят большое число выключателей и трансформаторов тока, усложнение релейной защиты присоединений и выбор выключателей и всего остального оборудования на удвоенные номинальные токи.

Повышенное число выключателей в полуторной схеме частично компенсируется отсутствием междушинных выключателей.

1.3 Описание основного оборудования подстанции 500 кВ

На подстанции 500 кВ имеется две приходящие и две отходящие линии 500 кВ, а так же два автотрансформатора, преобразующих напряжение 500 кВ в 330 кВ К основному оборудованию подстанции можно отнести: автотрансформаторы, высоковольтные выключатели и разъединители, служащие для коммутационных операций и отключения ненормальных режимов работы. Измерительные трансформаторы тока и напряжения. Многочисленные соединительные шины и ошиновки для связи оборудования между собой. На подстанции есть так же техническое здание, где находится постоянно дежурный персонал, следящий за показателями подстанции, а так же располагаются все щиты релейной защиты и автоматики.

2. Выбор основного оборудования подстанции

2.1 Выбор мощности автотрансформаторов

Наиболее часто на подстанциях устанавливаются два трансформатора или автотрансформатора. В этом случае при правильном выборе трансформаторов надежное электроснабжение потребителей обеспечивается даже при аварийном отключении одного из трансформаторов. Установка трех и более трансформаторов возможна на подстанции промышленных предприятий в тех случаях, когда необходимо выделить на отдельный трансформатор по режиму работы толчковую нагрузку.

Силовые трансформаторы, установленные на подстанциях, предназначены для преобразования электроэнергии с одного напряжения на другое. Число трансформаторов, устанавливаемых на подстанциях всех категорий, принимается, как правило, не более двух. Более двух в том случае, когда на подстанции требуется два средних напряжения. Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении наиболее мощного из них во время ремонта или замены, оставшиеся в работе, ПУЭ [2] с учетом их допустимой перегрузки 40% на 6 часов в течение 5 суток и резерва по сетям СН и НН, обеспечивали питание нагрузки. Мощность каждого из трансформаторов выбирается равной 0,65 - 0,7 от максимальной нагрузки. При росте нагрузки сверх расчетного уровня увеличение мощности подстанции производится, как правило, путем замены трансформаторов на более мощные. Установка дополнительных трансформаторов должна быть технико-экономически обоснована. Должны применяться трансформаторы, оборудованные устройством автоматического регулирования напряжения под нагрузкой - РПН.

Выбор автотрансформаторов производят по их суточным графикам нагрузок. Номинальную мощность трансформатора выбирают по максимальной нагрузке наиболее нагруженной обмотки трансформатора, найденной из суточных графиков нагрузки. При выборе мощности трансформатора нельзя руководствоваться только их номинальной мощностью, так как в реальных условиях температура окружающей среды, условия установки трансформатора могут быть отличными от принятых. Нагрузка трансформатора меняется с течением суток, и если мощность выбрать по максимальной нагрузке, то в периоды спада ее трансформатор будет не загружен, т.е. недоиспользована его мощность. Опыт эксплуатации показывает, что трансформатор может работать часть суток с перегрузкой, если в другую часть суток его нагрузка меньше номинальной.

Т.к. проектируемая подстанция служит для связи напряжений 500 кВ и 330 кВ, то предполагается установка автотрансформаторов (со встроенными устройствами регулирования напряжения под нагрузкой).

Мощность автотрансформатора принимаем как исходные данные, полученные на основании расчетов эксплуатационных режимов магитральных электрических сетей.

К установке предлагаю по два автотрансформатора АОДЦТН-167000/500/330 на каждую фазу. Трансформатор общего назначения, силовой, масляный, однофазный, трехобмоточный, с встроенным регулированием напряжения под нагрузкой (РПН) в линейном выводе 330 кВ общей обмотки, с принудительной циркуляцией масла и дутьем, предназначен для работы в составе трехфазной группы, обеспечивая связь электрических сетей напряжением 500 кВ и 330 кВ.

со следующими паспортными данными:

S_ном = 167 МВА;

= 500 кВ ;

= 330 кВ ;

= 35 кВ ;

= 9,5%;

= 67%;

= 61%;

= 320 кВ т;

= 70 кВ т;

= 0,3%.

Ом.

Ом.

Ом.

2.2 Выбор выключателей и разъединителей на подстанции 500 кВ

Выключатели относятся к коммутационной аппаратуре. Они предназначены для отключения и включения цепи в любых режимах. Наиболее тяжелой и ответственной операцией является отключение токов КЗ и включение на существующее КЗ.

Определим ток максимального режима

I_{П 0} =11,7 кА ;T_a=0,12 с; t_РЗ=0,3 с

К установке предлагаю высоковольтный выключатель ВНВ-500.

Его технические данные, необходимые для проверки, представлены ниже в таблице.

UНОМ, кВ	IНОМ,А	IНОМ.ОТКЛ, кА	%	IДИН, кА	iДИН, кА	IВКЛ, кА	tОТКЛ, с	tс.в, с
500	3150	40	47	63	162	63	0,04	0,1

Согласно ГОСТ 687 - 78 выбор выключателей производится из условий:

1. По напряжению:

, (2.2)

500=500 кВ

где ? номинальное напряжение сети;

? номинальное напряжение выключателя.

2. По длительному току:

, (2.3)

3200>196,5A

где ? максимальный рабочий ток в сети, где установлен выключатель;

? номинальный ток выключателя.

3. По электродинамической стойкости:

I_ПОI_ДИН; i_Уi_ДИН; (2.4)

I_ДИН - действующее значение периодической составляющей предельного сквозного тока к.з., i_ДИН - наибольший пик (ток электродинамической стойкости). I_ДИН=63 кА; i_ДИН=162 кА;

• I_{П 0• = •}7,5•exp(1+(-0.45/0.12)) = 10,86 кА

7,5<63кА; 10,86< 162кА.

4. По отключающей способности:

а) проверка на симметричный ток отключения:

I_{HOM ОТКЛ}I_П,;

I_{HOM ОТКЛ}=40 кА;

I_П,= 7,5кА

40>7,5 кА;

б) проверка на возможность отключения апериодической составляющей тока к.з.:

i_a,i_aHOM;

i_aHOM - номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом тока; i_a, - апериодическая составляющая тока к.з. в момент расхождения контактов.

_НОМ - нормированное значение содержания апериодической составляющей в отключаемом токе, _НОМ=47%.

=t_Р.З.+t_CB=0,3+0,1=0,4сек;

I_{ОТКЛ НОМ}=40 кА;

Т_а- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з.

• IП 0• = •7,5•exp(-0.4/0.12) = 0,25 кА

0,25 кА<26,3кА

5. По включающей способности:

I_ПОI_ВКЛ;

I_ПО - начальное значение периодической составляющей тока к.з. в цепи выключателя, I_ВКЛ - номинальный ток включения (действующее значение периодической составляющей), I_ВКЛ=63 кА; I_ПО=7,5 кА;

7,5 кА<63 кА

6. По термической стойкости:

В_КI²_ТЕРМt_ТЕРМ;

В_К - тепловой импульс тока к.з., I_ТЕРМ - среднеквадратичное значение тока за время его протекания (ток термической стойкости), t_ТЕРМ - длительность тока термической стойкости.

I_ТЕРМ =63 кА, t_ТЕРМ =1,5сек.

I²_ТЕРМt_ТЕРМ=63²1,5=5953 кА ² сек;

t_ОТКЛ = t_{ОТКЛ ВЫКЛ} + t_Р.З.=0,04+0,3=0,34 сек;

В_К = I_{П 0}² •(tоткл+Ta)=7,5І·(0,34+0,12)=25,875 кА ² сек.

25,875<5953 кА ² сек.

Таким образом, выбранный выключатель ВНВ-500 отвечает всем предъявляемым требованиям.

Выбор разъединителя:

Разъединитель представляет собой коммутационный аппарат для напряжения выше 1000 В, имеющий в отключенном положении видимый изоляционный промежуток. Основное назначение разъединителя - изолировать выводимые в ремонт предварительно отключенные выключателями части электроустановки от смежных частей, находящихся под напряжением, для безопасного производства работ. Аналогичный аппарат до 1000 В - рубильник.

К установки предлагаю разъединители типа РПД-500-1/3200у 1

Номинальные данные, необходимые для проверки разъединителя, представлены в таблице ниже

Параметры	Значения параметров
, кВ	500
, А	3200
, кА	50
, кА/с	20/3

Выбор разъединителей производится по следующим условиям:

1. По номинальному напряжению:

, (2.12)

500=500 кВ

2. По длительному току:

, (2.13)

3200>196,5A

3. По электродинамической стойкости:

= 50 кА > =10,86 кА (2.14)

4. По термической стойкости:

I²тер·t_тер=20²*3= 1200> = 25,875. (2.17)

Выбранный разъединитель отвечает всем требованиям и проходит проверку.

2.3 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения на ОРУ 500 кВ

Измерительным трансформатором тока (ТТ) называется трансформатор, предназначенный для преобразования тока до значения, удобного для измерения, и выполненный так, что вторичный ток с требуемой точностью соответствует первичному току как по модулю, так и по фазе.

К установке предлагаю элегазовый трансформатор тока типа ТГФ-500.

Технические данные, необходимые для проверки трансформатора, приведены в таблице ниже.

Трансформатор тока	Номинальные параметры
	Uном	I1ном	I2ном	iдин	Iтер	Z2ном
ТГФ-500	500	3000	1	127	86	30

Выбор трансформаторов тока производится по следующим условиям:

1) по напряжению:

U_{ном.(ТА)} ? U_{ном.уст.}

500 кВ = 500 кВ

2) по току:

I_1ном ? I_норм (I_max)

3000A>196,5А

3) По электродинамической стойкости:

i_ДИН. ? i_УД.

127 кА > 10,86 кА

4) по термической стойкости:

(К_терм · I_1ном)² • t_терм ? В_к

22188 кА ^2.с >25,875кА ²•с;

5) по вторичной нагрузке:

Z₂ном ? Z₂

Приборы	S, ВА	Тип
	А	В	С
Амперметр	-	0,6	-	CA3020-5
Ваттметр с двухсторонней шкалой	0,07	-	0,07	CP3020
Варметр с двухсторонней шкалой	0,07	-	0,07	CP3020
Счетчик активной энергии с учетом в двух направлениях	0,1	-	0,1	Меркурий 230 ART
Итого:	0,24	0,6	0,24

Приборы, подключенные к трансформатору тока

К данному ТА присоединяются выше указанные приборы с помощью медных (с=0,0175 Ом•мм ²/м) проводов длиной 100 м, схема соединения - полная звезда, Кнес=1, следовательно l_РАСЧ=200 м.

- сопротивление контактов приборов.

Сопротивление приборов:

= = 0,6 Ом

Допустимое сопротивление проводов:

Ом

мм ²

Сечение соединительных проводов принимаем 1,5 мм ².

Уточняем сопротивление проводов:

Ом

=0,6+ 1,16+ 0,1=1,86 Ом

Z₂ ? Z_2ном

1,86Ом<30Ом.

Выбранный трансформатор тока проходит проверку по заданным условиям и отвечает всем требованиям.

Выбор трансформатора напряжения:

Измерительным трансформатором напряжения (ТН) называется трансформатор, предназначенный для преобразования напряжения до значения, удобного для измерения. Это позволяет также унифицировать конструкции измерительных приборов и обмоток реле на номинальное напряжение 100 В.

ТН отделяет цепи напряжения (измерения и РЗА) от первичных цепей высокого напряжения.

К установке предлагаю трансформатор напряжения типа НДЕ-500У 1

Номинальные данные, необходимые для проверки трансформатора напряжения, представлены ниже в таблице

Трансформатор напряжения	Номинальные параметры
	Uном	Номинальная мощность ВА.
НДЕ-500У 1	500	500

Выбор трансформаторов напряжения производится по следующим условиям:

Проверка трансформатора напряжения:

1) по напряжению:

U_ном.(TV) ? U_{ном.уст.}

500 кВ = 500 кВ

2) по вторичной нагрузке:

S_ном ? S_2У

Приборы, подключенные к трансформатору напряжения

Приборы	Тип	S одной обмотки, ВА	Число обмоток	Число приборов	Полная потр. мощ., ВА
Ваттметр с двухсторонней шкалой	CP3020	0,1	2	1	0,2
Варметр с двухсторонней шкалой	CP3020	0,1	2	1	0,2
Фиксирующий прибор	ФИП	3	1	1	3
Счетчик активной энергии с учетом в двух направлениях	Меркурий 231 ART	7,5	2	1	15
Датчик (преобразователь) активной и реактивной мощности	Е-849	5	-	1	5
Итого:	23,4

500 В·А> 23,4 В·А

Выбранный трансформатор проходит проверку и удовлетворяет всем условиям.

2.4 Выбор ограничителей перенапряжения и шунтирующих реакторов на ОРУ 500 кВ

В настоящее время для защиты сетей 6-500 кВ от атмосферных, а также от внутренних перенапряжений, наряду с разрядниками начали применяться ограничители перенапряжений нелинейные (ОПН), выполненные в виде высоко нелинейного резистора на основе оксида цинка.

По сравнению с серийно выпускаемыми разрядниками типов РВМГ нелинейные ограничители снижают уровень ограничения коммутационных перенапряжений на 30-40%, атмосферных перенапряжений - на 10-20%.

На номинальное напряжение 500 кВ выбираем ограничитель перенапряжений ОПН - 500УХЛ 1.

Выбор реакторов:

Шунтирующий реактор это электротехническое устройство, предназначенное для компенсации реактивной мощности и стабилизации уровня напряжения в высоковольтных электрических сетях напряжением 35?-750 кВ.

К установке предлагаю реактор типа РОДЦ-60000/500

Выбор реакторов производят по следующим критериям:

Проверим реактор по условиям выбора:

1. по напряжению:

U_номU_уст

500кв=500кв

2. по длительному току:

I_номI_макс

200А>196,5А

3. по динамической стойкости:

i_ДИН. ? i_У

127 кА > 10,86 кА

4. на термодинамическую стойкость:

В_кI²_терt_тер

I²тер·t_тер=20²*3= 1200> = 25,875.

Выбранный реактор проходит проверку и удовлетворяет всем условиям.

2.5 Выбор трансформаторов собственных нужд

Трансформаторы собственных нужд запитаны от низкой стороны 35 кВ автотрансформатора АОДЦТН-167000/500/330, через которые получают питание потребители собственных нужд. К потребителям собственных нужд относятся: здание с дежурным персоналом, шкафы релейной защиты, щит постоянного напряжения для контроля и зарядки аккумуляторных батарей, нагревательные элементы выключателей, компрессорная и т.д.

Мощность, потребляемую собственными нуждами, условно примем 0,1% от мощности автотрансформатора.

Предлагаю установку трансформатора типа ТМ-250/35 мощностью 0.25 МВА.

Произведём проверку трансформаторов собственных нужд (ТСН) с учётом возможности 40% аварийной перегрузки по следующему условию:

(2.19)

где ? суммарная нагрузка собственных нужд подстанции.

Принимаем к установке трансформатор собственных нужд типа ТМ-250/35 силовой, трехфазный, масляный, с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН), служит для обеспечения рабочего питания собственных нужд 0.4 кВ подстанции 500 кВ

3. Расчёт токов короткого замыкания и рабочих токов в объёме, необходимом для релейной защиты

3.1 Схема замещения и основные допущения при расчётах токов короткого замыкания

Схемой замещения называют электрическую схему, составленную по данным расчётной схемы, в которой все электрические и магнитные (трансформаторные) связи представлены электрическими сопротивлениями. При расчётах токов короткого замыкания (КЗ) генерирующие источники (энергосистема, генераторы, электродвигатели) вводятся в схему соответствующими ЭДС, а пассивные элементы, по которым проходит ток короткого замыкания, индуктивными с указаниями их параметров, влияющих на величину тока короткого замыкания. Параметры элементов схем замещения можно определять в именованных или в относительных единицах при базисных условиях. При расчётах в именованных единицах все сопротивления схемы должны быть выражены в Омах и приведены к одному базовому напряжению (к среднему напряжению одной электрической ступени). Такое приведение необходимо, если между источником и точкой КЗ имеется одна или несколько ступеней трансформации. Приведение сопротивления выраженного в Омах к выбранному базовому напряжению производится по следующей формуле:

, (3.1)

где ? индуктивное сопротивление данного элемента, Ом, заданного при напряжении ступени , на которой включён данный элемент;

? индуктивное сопротивление данного элемента, Ом, приведённое к принятому базовому напряжению .

При расчётах тока короткого замыкания будем использовать приближённый метод. Поэтому при выполнении расчётов не учитываются:

1. Сдвиг по фазе ЭДС и измерение частоты вращения роторов синхронных машин;

2. Ток намагничивания трансформаторов;

3. Насыщение магнитных систем генераторов, трансформаторов и электродвигателей;

4. Емкостную проводимость воздушных и кабельных линий;

5. Возможную несимметрию трёхфазной системы;

6. Генерирующие мощности энергосистемы рассматриваются как единый источник бесконечной мощности, то есть при коротких замыканиях на шинах подстанции сохраняется симметричная неизменная по величине трёхфазная система напряжений с сопротивлением ;

7. Влияние недвигательной нагрузки на токи коротких замыканий;

8. Подпитку места короткого замыкания со стороны электродвигателей напряжением до 1 кВ при расчёте токов короткого замыкания в сети напряжением выше 1 кВ ;

9. Отсутствие учёта активных сопротивлений, если они не превышают 30% от индуктивных (в электроустановках напряжением выше 1 кВ условие как правило выполняется);

10. Различие значений сверхпереходных сопротивлений по продольной и поперечной осям синхронных машин.

3.2 Определение параметров схемы замещения при 3-х и 2-х фазных коротких замыканиях

Номинальная мощность: S_ном.тр=167 МВА;

Выбираю базисную мощность: S_б =1000 МВА;

Выбираю базисные напряжения: U_{б 1}=500 кВ U_{б 2}=330 кВ ;

S_с=10000 МВА;

0,7

0,8

Базисные токи:

кА

кА

Определение параметров схемы замещения прямой последовательности производится по формулам, взятых из [5].

1. Сопротивление системы:

, (3.2)

где ? базисная мощность;

? мощность 3-х фазного КЗ на шинах питающего напряжения,

МВА.

о.е. максимальный режим

2. Сопротивление воздушных и кабельных линий электропередачи

(3.3)

где ? удельное индуктивное сопротивление линии, Ом/км;

? длина линии, км.

Определим сопротивления линий напряжением 500 кВ :

Линии 1: Длина линии 250км.

о.е.

Линии 2: Длина линии 480км.

о.е.

Линия 3: Длина линии 49км.

о.е.

Линия 4: Длина линии 49км.

о.е.

3. Сопротивления трёхобмоточных и автотрансформаторов:

; (3.4)

; (3.5)

; (3.6)

где ? напряжение короткого замыкания соответствующей обмотки, %;

? основное напряжение ступени трансформации, кВ ;

? номинальная мощность трансформатора, МВА.

;

;

;

Определим напряжения короткого замыкания для автотрансформатора АОДЦТН-167000/500/330:

%;

%;

%.

Определим сопротивления обмоток автотрансформатора АОДЦТН-167000/500/330:

о.е.;

о.е.;

о.е.

3. Сопротивление нагрузки принимаем 0,35 о.е.

Сопротивления обратной последовательности: сопротивления обратной последовательности всех элементов равны сопротивлениям прямой последовательности этих же элементов;

3.3 Расчёт токов трёхфазного короткого замыкания

Ток трехфазного короткого замыкания рассчитывается по следующей формуле:

(3.8)

где ? общее сопротивление схемы до точки КЗ;

? ЭДС источника, кВ.

Расчет токов КЗ производим для максимального и минимального режима. В максимальном режиме сопротивление системы составляет о.е., а в минимальном Ом.

Короткое замыкание в точке К 1 при выключенной перемычке:

1) Максимальный режим:

о.е.;

=0,8 о.е.;

А.

2) Минимальный режим:

Ом;

кА.

Дальнейшие расчёты производим по описанному выше принципу, и результаты сводим в таблицу 3.1.

3.4 Расчёт токов двухфазного короткого замыкания

Ток двухфазного КЗ рассчитывается по следующей формуле:

, (3.9)

где ? общее сопротивление схемы до точки КЗ;

? базовое напряжение, кВ.

1) Максимальный режим:

кА;

2) Минимальный режим:

кА

Последующие расчёты сведены в таблицу 3.1.

3.5 Расчёт параметров схемы замещения для токов нулевой последовательности

Система токов нулевой последовательности резко отличается от системы токов прямой и обратной последовательностей, вследствие чего сопротивления нулевой последовательности в общем случае весьма отличаются от сопротивлений двух других последовательностей.

Определение достоверных сопротивлений нулевой последовательности представляет собой весьма сложную задачу. Главная трудность связана с учётом распределения тока в земле [5]. Для упрощения, сопротивления нулевой последовательности будем определять из справочных данных в соответствии с материалом опоры, номинальным напряжением и расположением элементов [5]:

Берем среднее значение соотношения / для двухцепных линий равное 5,5, 0,9 для сопротивления системы, для нагрузки это соотношение берем 1, то есть сопротивление нагрузки остается таким же. Сопротивления обмоток автотрансформаторов, установленных на подстанции, оставляем без изменения.

Результирующие сопротивления нулевой последовательности определяются по выражениям:

о.е.

о.е.

о.е.

о.е.

о.е.

о.е.

о.е. (3.10)

3.6 Расчет тока нулевой последовательности при однофазном КЗ

При однофазном коротком замыкании: . Принимая, что сопротивление прямой и обратной последовательностей равны, ток однофазного короткого замыкания будем определять по следующему выражению:

, (3.11)

где ? сопротивление прямой последовательности;

? сопротивление обратной последовательности;

? сопротивление нулевой последовательности.

Короткое замыкание в точке К 1 с отключенной перемычкой:

Определим сопротивления схемы по ходу упрощения и эквивалентное:

1) Максимальный режим:

о.е.;

о.е.;

о.е.;

о.е.;

о.е.;

А.

2) Минимальный режим:

Дальнейшие результаты расчётов сводим в таблицу 3.1.

3.7 Расчёт рабочих и номинальных токов автотрансформатора

Номинальные токи автотрансформаторов определим по выражению:

, (3.14)

где ? номинальная мощность трансформатора;

? номинальное напряжение обмотки трансформатора.

А;

А;

А

4. Релейная защита и автоматика

4.1 Назначение релейной защиты и автоматики

Релейная защита и автоматика - это совокупность устройств, служащих для быстрого выявления и отделения (отключения) от электроэнергетической системы, поврежденных или работающих в ненормальном режиме элементов этой системы в результате короткого замыкания с целью сохранения нормальной работоспособности остальной системы в целом. Коротким замыканием будем называть любой ненормальный режим работы системы.

В ходе эксплуатации любого электроэнергетического объекта или его проектирования, большое внимание оказывается возможности возникновения ненормального режима или повреждения (к.з.). Для сведения вероятности повреждений к минимуму и их своевременному ликвидированию, приходится производить огромные расчеты и установку РЗиА.

Без релейной защиты невозможна нормальная работа всей энергосистемы.

Особенно частовстречающиеся и опасные ненормальные режимы, это междуфазные короткие замыкания и замыкания фаз на землю при глухозаземленной нейтрали[6]. В электрических машинах и трансформаторах часто возникают замыкания между витками одной фазы. Короткое замыкание ведет за собой нарушение энергоснабжения и нормальной работы системы в целом, что в свою очередь, может привести к асинхронной работе синхронных машин. Так же, губительное воздействие на поврежденный участок и не только, оказывает электродинамическое и термическое действие тока короткого замыкания.

Для предупреждения развития аварии и уменьшения последствий уже произошедшей аварии необходимо очень быстро выявлять и отключать повреждения, зачастую это необходимо сделать за доли секунды. Человек просто физически не может этого сделать, это под силу только автоматике.

Релейная защита осуществляет непрерывный контроль за всеми элементами электроэнергетической системы, реагирует на возникновение аварийного или ненормального режима и воздействует на силовые выключатели, отключающие токи к.з.

Основными органами релейной защиты являются: пусковые и измерительные органы, а так же логическая часть.

Пусковые органы непрерывно контролируют состояние и режим работы защищаемого участка цепи и реагируют на возникновение коротких замыканий и нарушения нормального режима работы. Выполняются обычно с помощью реле тока, напряжения, мощности и др. Пусковые органы иногда

Измерительные органы определяют место и характер повреждения и принимают решения о необходимости действия защиты. Измерительные органы также выполняются с помощью реле тока, напряжения, мощности и др.

Логическая часть - это схема, которая запускается пусковыми органами и, анализируя действия измерительных органов, производит предусмотренные действия (отключение выключателей, запуск других устройств, подача сигналов и пр.). Логическая часть состоит, в основном, из элементов времени (таймеров), логических элементов, промежуточных и указательных реле, дискретных входов и аналоговых выходов микропроцессорных устройств защиты.

В некоторых случаях выключатель и защита совмещаются в одном устройстве защиты и коммутации, например в виде плавкого предохранителя. подстанция автотрансформатор перенапряжение замыкание

Однофазные замыкания на землю при изолированной нейтрали не требуют столь быстрой ликвидации, так как не сопровождаются большими токами, однако считать их нормальным режимом работы нельзя. В этом случае автоматика в основном посылает предупреждающий сигнал персоналу.

Иногда в эксплуатации возникают ненормальные режимы, вызванные перегрузкой оборудования или внешними короткими замыканиями, возникающими в других элементах. При этом по неповреждённому оборудованию проходят значительные токи (сверхтоки), которые приводят к преждевременному старению изоляции, износу оборудования. Сверхтоки, вызванные внешними кз, устраняются после отключения повреждённого элемента собственной защитой. От сверхтоков перегрузки на соответствующем оборудовании должна предусматриваться защита, действующая на сигнал. При этом оперативный персонал принимает меры к разгрузке оборудования или к его отключению. При отсутствии постоянного дежурного персонала защита должна действовать на автоматическую разгрузку или отключение.

Своеобразным ненормальным режимом является режим качаний параллельно работающих синхронных электрических машин, возникающий вследствие коротких замыканий, приводящих к торможению других и синхронных машин. Качания сопровождаются повышением тока и понижением напряжения, изменения действующих значений которых имеют пульсирующий характер. При этом устройства релейной защиты не должны действовать на отключение [6]. Для восстановления нормального режима предусматривается специальная противоаварийная автоматика (ПА), которая при возникновении качаний и возможном нарушении устойчивости работы осуществляет деление системы в определённых узлах на несинхронно работающие части. Из этого следует, что одной релейной защиты недостаточно для обеспечения надёжности и бесперебойности электроснабжения.

Бесперебойная работа электроэнергетических систем обеспечивается применением ряда автоматических устройств: автоматического повторного включения (АПВ) линий, шин; автоматического ввода резерва (АВР), автоматической частотной разгрузки (АЧР); автоматического регулирования возбуждения синхронных генераторов (АРВ) и других. Работа многих из этих устройств тесно связана с работой релейной защиты; все они входят в кибернетическую систему управления при нарушениях нормальных режимов работы.

4.2 Выбор объектов защит и их типов

К основным элементам подстанции относятся: отходящие линии, силовые трансформаторы, шины. Релейная защита и автоматика служат для устранения всевозможных повреждений и ненормальных режимов работы этих элементов.

Так основными видами повреждений трансформаторов, которые учитываются при выполнении их релейной защитой, являются однофазные и многофазные короткие замыкания в обмотках и на выводах, а также "пожар стали" магнитопровода. Однофазные повреждения бывают двух видов: на землю и между витками обмотки (витковые замыкания). Основными ненормальными режимами работы являются внешние короткие замыкания, перегрузки, недопустимое понижение уровня масла (при заполнении бака маслом) и недопустимые повышения напряжения, например на неповреждённых фазах при незаземлённых нейтралях обмоток. При возникновении наиболее опасных повреждений (многофазные и витковые короткие замыкания, а также однофазные замыкания со стороны сетей с глухозаземлённой нейтралями) защита должна без выдержки времени действовать на отключение выключателей трансформатора. Наличие выдержки времени не только ухудшает защиту трансформатора, но может также нарушить бесперебойную работу системы и ухудшить характеристики защит питающих сетей.

Основными видами повреждений линий электропередач являются: трёхфазные замыкания (замыкания между тремя фазами и трёхфазные замыкания на землю), двухфазные замыкания (замыкания между двумя фазами и двухфазные замыкания на землю), однофазные замыкания на землю, обрыв фазы.

На относительное число тех или иных видов повреждений и характер их протекания оказывает влияние режим работы нейтрали сети, время отключения повреждения и некоторые другие факторы. Различают однофазные замыкания на землю в сетях с глухо (эффективно) заземлёнными нейтралями - однофазные короткие замыкания и однофазные замыкания в сетях с изолированными или заземлёнными через дугогасящие реакторы нейтралями, не являющиеся короткими замыканиями. Трёхфазные КЗ, несмотря на их относительно малую вероятность, принято учитывать для сетей всех видов и напряжений.

При выборе состава защит в данном проекте принимаем следующие допущения:

1. Разрабатывается только защита автотрансформаторов, защита отходящих линий электропередачи 330 - 500 кВ будет просто описана, защита шин не рассматривается.

2. Принятые схемные решения по выполнению защит базируются на основании типовых панелей.

3. Учитывая двухстороннее питание предполагается использование направленных защит.

4. Расчёты, связанные с выбором вторичных цепей (сечение кабельных жил по допустимым нагрузкам трансформаторов напряжения, погрешностям трансформаторов тока и т.п.) в проекте не приводятся.

5. Все схемные решения выполнены применительно к схемам питания от стационарных аккумуляторных батарей.

При расчёте уставок выбранных защит принимаются следующие положения:

1. Режимы работы оборудования основные и ремонтные. Устройства защиты в этих режимах должны обеспечить требования, предписанные ПУЭ как для зоны основного действия, так и резервного; ближнее и по возможности дальнее резервирование.

2. При возможности, либо технической нецелесообразности полного обеспечения защит во всех режимах принимаются технические решения о запрете отдельных ремонтных режимах или вводятся ограничения по составу оборудования в этих режимах.

3. Расчёты уставок, выполненные в данном проекте, приняты для основного режима и основных видах КЗ. Сложные виды КЗ (замыкания в двух точках, замыкания через переходные сопротивления и т.п.) не анализировались.

4. При расчёте уставок все расчёты приведены для среднего положения РПН на трансформаторах, влияние регулирования напряжения на токи КЗ не рассмотрено. При стабильном напряжении в сети данное допущение приемлемо.

4.2.1 Защита силовых трёхобмоточных трансформаторов

Согласно ПУЭ [2] для трансформаторов мощностью 6,3 МВА и более рекомендуется устанавливать следующие виды защит:

1. Газовая защита от повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа и от понижения уровня масла. Газовая защита должна действовать на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла.

2. Для защиты от повреждений на выводах, а также от внутренних повреждений:

- Продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени;

- Токовая отсечка без выдержки времени, устанавливаемая со стороны питания и охватывающая часть обмотки трансформатора, если не предусматривается дифференциальная защита.

Указанные защиты должны действовать на отключение всех выключателей трансформатора.

3. Для защиты от токов в обмотках, обусловленных внешними многофазными короткими замыканиями с действием на отключение - максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения или без него. При выборе тока срабатывания максимальной токовой защиты необходимо учитывать возможные токи перегрузки при отключении параллельно работающих трансформаторов.

4. На трансформаторах по условию необходимости резервирования отключения замыканий на землю на смежных элементах и по условию обеспечения селективности защит от замыканий на землю сетей разных напряжений должна быть предусмотрена токовая защита нулевой последовательности от внешних замыканий на землю.

5. В зависимости от вероятности и назначения возможной перегрузки следует предусматривать максимальную токовую защиту от токов, обусловленных перегрузкой, с действием на сигнал.

На автотрансформаторах АОДЦТН-167000/500/330 с регулированием напряжения под нагрузкой приняты следующие защиты:

Основные:

- дифференциальная продольная токовая защита на реле ДЗТ - 11;

- газовая защита активного бака автотрансформатора;

- газовая защита контактора РПН;

- контроль изоляции вводов 500кв;

- дифференциальная защита ошиновки 500кв;

- дифференциальная защита ошиновки 330кв;

- токовая отсечка на стороне 35 кВ

Резервные:

- дистанционная защита 330 кВ первая и вторая ступени;

- дистанционная защита 500 кВ первая и вторая ступени;

- направленная трехступенчатая токовая защита нулевой последовательности (НТЗНП) 500кв;

- направленная трехступенчатая токовая защита нулевой последовательности (НТЗНП) 330кв;

- защита от неполнофазного режима (ЗНФР) 330кв;

- защита от неполнофазного режима (ЗНФР) 500кв;

- защита регулировочной обмотки;

- отключение автотрансформатора от устройств пожаротушения.

Защита от ненормальных режимов:

- защита при потере охлаждения;

- защита от перегрузки автотрансформатора;

- контроль изоляции на стороне 35 кВ

4.2.2 Защита линий

Для линий напряжением 330,500 кВ вопрос о типе основной защиты, в том числе о необходимости применения защиты, действующей без замедления при коротком замыкании в любой точке защищаемого участка, должен решаться в первую очередь с учётом требования сохранения устойчивости работы энергосистемы.

Используются защиты на электромеханических реле и защиты на электронной аппаратуре (ПДЭ). Устройства РЗА ВЛ подразделяются на основные защиты от всех видов повреждений, резервные защиты, защиты от ненормальных режимов, устройства ускорения, устройства автоматики и сигнализации. На ВЛ подстанции 500 кВ предлагаю к установке следующие устройства РЗА:

Основные защиты:

- Высокочастотная защита типа ДФЗ-504 (ВЛ-330 кВ), ДФЗ-503 (ВЛ-500 кВ).

Резервные защиты:

- Дистанционная трехступенчатая защита типа ДЗ-503 (ВЛ-330, 500 кВ);

- Токовая отсечка (ТО);

- Токовая защита нулевой последовательности четырехступенчатая (НТЗНП).

Дополнительные защиты:

- Защита от неполнофазного режима ВЛ (ЗНФР).

- Индивидуальная защита от непереключения фаз выключателей ВЛ (ИЗНФ) (в составе схемы управления выключателей).

- Автоматика от повышения напряжения на ВЛ (АПН) (на ВЛ-500).

4.2.3 Устройства автоматики

Управление электроэнергетической системой (ЭЭС) в нормальном и аварийном режимах осуществляется диспетчерским персоналом и различными автоматическими устройствами [8].

Все автоматические устройства управления, применяемые в ЭЭС, можно разделить на две группы: 1 - автоматические устройства управления нормальными режимами; 2 - автоматические устройства управления аварийными режимами (устройства противоаварийного автоматического управления ПАУ) [8].

К устройствам первой группы относят: устройства регулирования частоты и активной мощности (АРЧМ); устройства автоматического регулирования возбуждения и форсировки возбуждения синхронных машин (АРВ); автоматические регуляторы коэффициентов трансформации силовых трансформаторов (АРКТ); устройства управления трансформаторами на подстанциях для включения и отключения одного из параллельно работающих и другие.

Автоматические устройства второй группы - ПАУ осуществляют следующие функции: фиксируют факт и место возникновения аварийного нарушения нормального режима и обеспечивают отделение повреждённого участка от неповреждённой части ЭЭС; предотвращают распространение аварии на соседние неповреждённые участки ЭЭС; восстанавливают нормальный режим работы.

Первую функцию выполняют устройства ПАУ, фиксирующие возникновение в ЭЭС КЗ и отключающие повреждённый участок устройствами РЗ и УРОВ.

Вторую функцию выполняют устройства противоаварийной автоматики (ПАА), к которым относят: автоматику предотвращения нарушения устойчивости параллельной работы (АПНУ); автоматику ликвидации асинхронного режима (АЛАР); устройства автоматической частотной разгрузки (АЧР) и многие другие.

Третью функцию по восстановлению нормального режима работы выполняют следующие устройства: автоматического повторного включения (АПВ) линий, трансформаторов, шин подстанций и станций, отключённых действием устройств РЗ и АЧР; автоматического включения резерва (АВР), восстанавливающие электроснабжение потребителей, потерявших питание в результате отключения источника питания и другие.

В соответствии с ПУЭ [2] на выключателях всех воздушных и кабельно-воздушных линиях электропередачи предусматриваются устройства АПВ. На одиночных линиях с односторонним питанием применяют трёхфазное АПВ с пуском от несоответствия между ранее поданной оперативной командой и отключённым положением выключателя. Время действия должно быть не меньше необходимого для полной деонизации среды в месте короткого замыкания и для подготовки привода выключателя к повторному включению, должно быть согласовано с временем работы других устройств автоматики, как то АВР и АЧР. Минимальное время срабатывания АПВ составляет примерно 0,5 - 0,7 с, а время готовности 20 - 25 с. Время срабатывания по согласованию с действиями других устройств автоматики будет равно:

, (4.1)

где ? наибольшее время действия устройств включения резерва с учётом времени отключения и включения выключателей;

? ступень селективности.

Устройства автоматического включения резерва (АВР) устанавливаются на подстанциях и силовых пунктах, для которых предусмотрено несколько источников питания, работающих раздельно в нормальном режиме. Устройства АВР осуществляют возможное быстрое автоматическое переключение на резервное питание потребителей, обесточенных в результате повреждения или самопроизвольного отключения рабочего источника электроснабжения. Действие АВР не должно приводить к недопустимой перегрузки резервного источника, как в последующем установившемся режиме, так и в процессе самозапуска потерявших питание электродвигателей потребителя.

Устройства АВР должны:

1. Обеспечивать возможное раннее выявление отказа рабочего источника питания;

2. Действовать согласованно с другими устройствами автоматики (АПВ и АЧР) в интересах возможного полного сохранения технологического процесса;

3. Не допускать включения резервного источника питания на короткое замыкание;

4. Не допускать подключение потребителей к резервному источнику, напряжение на котором понижено.

Устройства автоматической частотной разгрузки (АЧР) предусматриваются на подстанциях и распределительных пунктах для отключения части электроприёмников при возникновении в питании энергосистемы дефицита активной мощности, сопровождающегося снижением частоты, в целях сохранения генерирующих источников и возможной быстрой ликвидации аварии. В первую очередь АЧР отключает потребителей "третьей" категории по надёжности электроснабжения, но если этого недостаточно, то отключаются потребители "второй" категории, перерыв в электроснабжении которых не будет особо критическим. Так же наряду с АЧР применяются устройства частотного автоматического повторного включения (ЧАПВ). ЧАПВ потребителей электроэнергии, отключаемых при АЧР целесообразно осуществлять с контролем нормального уровня напряжения на шинах, к которым подключается группа электроприёмников.

На подстанции 500 кВ предлагаю к установке следующие устройста автоматики:

- Устройство автоматического повторного включения типа АПВ-503 (на ВЛ-330, 500 кВ).

- Полуавтоматическое включение выключателей (по цепи ТАПВ) на ВЛ-500.

- Устройство резервирования при отказе выключателей (УРОВ) ВЛ (на ВЛ-330, 500 кВ).

- Устройство резервирования при отказе защит (УРОЗ) (на ВЛ-500 кВ).

- Фиксирующие приборы для определения места и характера повреждения: ФИП или ЛИФП, либо заменяющие их устройства - ФПМ, МИР и т.п.

4.3 Защита автотрансформаторов

...