Релейная защита и автоматизация электроэнергетических систем

Размещено на http://www.allbest.ru//

Размещено на http://www.allbest.ru//

Министерство образования И НАУКИ Рф

СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

Контрольная работа по дисциплине:

«Релейная защита и автоматизация электроэнергетических систем»

Красноярск 2016



ЗАДАНИЕ НА КОНТРОЛЬНУЮ РАБОТУ И ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Для электроэнергетической системы (ЭЭС), принципиальная схема которой представлена на рис.4.1, рассчитать характерные аварийные режимы, параметры которых будут использованы в расчетах уставок устройств релейной защиты и автоматики заданного объекта ЭЭС. Выбрать типы РЗ, рассчитать уставки и коэффициенты чувствительности. Результаты расчетов представить в виде типовых таблиц «Перечень уставок защит», сопроводить поясняющими графиками и структурными схемами защит. Разработку защищаемого объекта произвести в следующем объеме:

1. Рассчитать токи коротких замыканий (КЗ) и остаточные напряжения, необходимые для выбора уставок и проверки чувствительности разрабатываемых защит.

2. Выбрать типы трансформаторов тока, напряжения и их коэффициенты трансформации.

3. Выбрать типы защит от междуфазных и однофазных КЗ, от однофазных замыканий на землю напряжением до 35 кВ, от сверхтоков при внешних КЗ и перегрузки.

4. Рассчитать выбранные защиты и проверить чувствительность каждой защиты.

5. Выбрать устройства ( комплекты, панели, шкафы микроэлектронных или микропроцессорных релейных защит) и пояснить принцип выставления уставок. защита замыкание уставка ток

6.Пояснить принципы действия защит ( генератора, трансформатора, блока, линии, системы шин, секции шин, двигателей) при КЗ в зоне действия, внешних КЗ, перегрузке, (от замыканий обмотки возбуждения генераторов, газовой защиты трансформаторов).

7. Составить принципиальную (структурную) схему разработанных защит.

Рисунок 1 - Принципиальная схема ЭЭС

Таблица 1 - Параметры генераторов

Обозначение на схеме	Номер варианта	PН, МВт	UН, кВ	cosц	Относительное сопротивление
G1, G2 ТВФ	1	12	6,3	0,8	0,114	0,174
G3, G4 СВ		55	10,5	0,85	0,22	0,35



Таблица 2 - Параметры асинхронных двигателей

Обозначение на схеме	Номер варианта	PН, МВт	UН, кВ	cos ц	з	Кратность пускового тока KI
М1, М3	1	2,5	6	0,92	96,9	5,3

Таблица 3 - Параметры синхронных двигателей

Обозначение на схеме	Номер варианта	PН, МВт	SН, МВА	UН, кВ	з	Кратность кускового тока KI	Кратность пускового момента KП
М2, М4	1	2,5	2,87	6,1	97,2	6,16	1,75

Таблица 4 - Параметры трансформаторов

Обозначение на схеме	Номер варианта	SН, МВА	UНОМ, кВ	Uкз, %
			В	С	Н	ВН?СН	ВН?НН	СН?НН
T1, Т2	1	25	115	38,5	6,6	10,5	17,5	6,5
T3, T4		80	121	?	10,5	?	11	?
T5		25	115	?	38,5	?	10,5	?
T6, T7		6,3	35	?	6,3?6,3	?	7,5	23
Т8		25	115	38,5	6,6	10,5	17,5	6,5
T9, T10		63	115	?	10,5?10,5	?	10,5	30
T11		10	38,5	?	6,3	?	7,5	?
T12		16	36,75	?	10,5	?	10	?
AT1, AT2	1АТДЦТН	200	230	121	10,5	11	32	20

Таблица 5 - Параметры системы

Обозначение на схеме	Номер варианта	UНОМ, кВ	SНОМ, МВА	Относительное сопротивление
				X1С	X2C
GS1	1	230	1800	1,2	2,5

Таблица 6 - Параметры линий электропередачи

Обозначение на схеме	Номер варианта	Длина, км	Удельное сопротивление, Ом/км
W1, W2	1	60	0,444	0,27
W3, W4		10	0,432	0,91
W5		55	0,434	0,17
W6, W7		65	0,413	0,21
W8		65	0,427	0,249
W9		70	0,42	0,198
W10		45	0,405	0,27
W11		15	0,086	0,326
W12, W13		3	0,08	1,24
W14, W15		130	0,43	0,12

Таблица 7 - Параметры реактора

Обозначение на схеме	Номер варианта	Марка	X, Ом
LR1	1	РБ 10?400?0,45У3	0,45

Таблица 8 - Параметры нагрузок

Обозначение на схеме	Номер варианта	PН, МВт	cos ц
Н1, Н2	1	8	0,81
Н3, Н4		5,5	0,93
Н5		4	0,86
Н6		15	0,85
Н7		16	0,86
Н8		2,5	0,8
Н9		9	0,93
Н10, Н11, Н12, Н13		25	0,8
Н14		12	0,85
Н15, Н16		11	0,89
Н17, Н18		80	0,86



1. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ (КЗ) И ОСТАТОЧНЫХ НАПРЯЖЕНИЙ

1.1 Расчет параметров схемы замещения

Расчетная схема для определения аварийных токов при коротком замыкании (КЗ) представляет собой электрическую схему в однолинейном исполнении, в которую введены источники питания (эквивалентная энергосистема, генераторы, двигатели), оказывающие влияние на ток КЗ, а также элементы системы электроснабжения (линии, трансформаторы, реакторы, нагрузки), связывающие источники электроэнергии с местом замыкания. Так как в расчетной схеме есть элементы, которые не оказывают влияние на ток КЗ на линии W1 и W2 , то упростим расчетную схему, отбросив неиспользуемые элементы.

Рисунок 1.2 - Упрощенная расчетная схема

По расчетной схеме составляют схему замещения, на которой выставляют номера узлов.

При расчете параметров схемы замещения, из-за малой величины активных сопротивлений (за исключением активных сопротивлений линий

электропередач и нагрузок) и, следовательно, из-за незначительного их влияния на токи КЗ, последними можно пренебречь.

Расчет производится в именованных единицах (Ом), при этом сопротивления ветвей разных ступеней трансформации приводят к средненоминальному напряжению защищаемого элемента.

Определяем сопротивления схемы замещения прямой (обратной) последовательности по следующим формулам:

Для синхронных генераторов:

где - сверхпереходное индуктивное сопротивление генератора в относительных единицах;

- средненоминальное напряжение ступени (защищаемого элемента), кВ;

- номинальная мощность генератора, МВ·А.

Для трансформаторов:

где - напряжение короткого замыкания, %;

Рисунок 1.3 - Схема замещения сети

- мощность трансформатора, МВА.

- для трансформаторов Т3 и Т4

- для трансформаторов Т6 и Т7

Для трехобмоточных трансформаторов:

, , ,

где напряжение короткого замыкания рассчитывают из их трех лучевой схемы замещения для каждой обмотки, %:

(+-

(+-

(+-

для трансформаторов Т1 и Т2

(+17,5-6,5

(+6,5-17,5

(+6,5-10,5

,

,

.

- для автотрансформаторов АТ1 и АТ2

(+32-20

(+20-32

(+20-11

,

,

.

Для линий электропередачи

L·

L·,

где L - длина линии, км;

- средненоминальное напряжение линии, кВ;

- удельное индуктивное сопротивление прямой последовательности ЛЭП, Ом/км;

- удельное активное сопротивление прямой последовательности ЛЭП, Ом/км.

- для линий W1 и W2

·

·,

- для линий W3 и W4

·

·,

- для линий W6 и W7

·

·,

- для линии W8

·

·,

- для линии W9

·

·,



для линий W14 и W15

·

·,

Индуктивное сопротивление асинхронных двигателей

где - номинальный коэффициент полезного действия, о.е.;

- номинальная активная мощность двигателя, Вт;

- номинальный коэффициент мощности, о.е.

- для двигателей М1 и М3

Индуктивное сопротивление синхронного двигателя:

где коэффициент пускового момента двигателя, о.е.;

коэффициент пускового тока двигателя, о.е.

- для двигателей М2 и М4

Индуктивное сопротивление реактора

где - сверхпереходное индуктивное сопротивление реактора, Ом.

- средненоминальное напряжение реактора, кВ.

Индуктивное сопротивление системы

Сопротивление выключателей токам прямой последовательности, Ом,

Сопротивления выключателей намного меньше сопротивления остальных элементов сети, поэтому в схеме замещения их не учитываем. Упростим схему замещения без учета сопротивлений выключателей.

Рисунок 1.4 - Упрощенная схема замещения сети

Параметры схемы замещения нулевой последовательности определяются для энергетических систем и воздушных линий электропередачи.

Индуктивные сопротивления нулевой последовательности линий электропередачи определяются соотношением [2] .

Принимаем, что все ВЛ одноцепные со стальным тросом, тогда = 3,0, тогда:

- для линий W1 и W2

- для линий W6 и W7

- для линии W8

- для линии W9

- для линий W14 и W15

Линии W3 и W4 кабельные, тогда

10·,



Активное сопротивление нулевой последовательности ЛЭП:

где - удельное сопротивление ЛЭП прямой последовательности, Ом/км.

- для линий W1 и W2

·,

- для линий W6 и W7

·,

- для линии W8

·,

- для линии W9

·,

- для линий W14 и W15

·,

Индуктивное сопротивление системы

Сопротивление выключателей токам нулевой последовательности, Ом,

Сопротивления выключателей намного меньше сопротивления остальных элементов сети, поэтому в схеме замещения их не учитываем.

Ток нулевой последовательности будет протекать лишь по той трансформаторной цепи, которая имеет соответствующие схемы соединения обмоток, и в конце которой, ток нулевой последовательности может замкнуться на землю.

Схема замещения нулевой последовательности представлена на рисунке 1.5.

Рисунок 1.5 - Схема замещения нулевой последовательности

1.2 Расчет токов короткого замыкания

Для расчета релейной защиты линий электропередач W1 и W2 необходимо рассчитать токи КЗ в начале и в конце линии. Таким образом получаем 2 точки КЗ: К1 на СШ 230 кВ, К2 на СШ 230 кВ.

ЭДС источников питания, также как и сопротивления элементов будем приводить к напряжению т. К1 230 кВ. При расчете токов КЗ в т. К1 и К2 переведем ее к соответствующим уровням напряжения.

ЭДС АД М1 и М3:

ЭДС СД М2 и М4:

ЭДС ТВФ G1 и G2:

ЭДС CВ G3 и G4:

ЭДС системы S:



1.2.1 Расчет максимального режима

Для расчета токов короткого замыкания необходимо упростить схему замещения.

=27,1 Ом,

Рисунок 1.6 - Упрощенная схема замещения

Преобразуем «звезды» Х13,Х15,Х17 и Х14,Х16, Х18 в «треугольники»:

Рисунок 1.7 - Упрощенная схема замещения

Преобразуем «треугольник» Х39, Х56, Х57 в «звезду»

Рисунок 1.8 - Упрощенная схема замещения

Рисунок 1.9 - Упрощенная схема замещения

Преобразуем «треугольник» Х60, Х64, Х65 в «звезду».

Рисунок 1.10 - Упрощенная схема замещения

Рисунок 1.11 - Упрощенная схема замещения

Рисунок 1.12 - Упрощенная схема замещения

Рисунок 1.12 - Упрощенная схема замещения

Определим результирующее сопротивление для расчета тока КЗ в т. К1:

Рисунок 1.13 - Результирующая схема замещения для т. К1

Ток короткого замыкания определяется по формуле:

Ударный ток КЗ:

где - для всех источников подпитки места КЗ.

.

Определим результирующее сопротивление для расчета тока КЗ в т. К2:



Рисунок 1.14 - Результирующая схема замещения для т. К2

Ток короткого замыкания определяется по формуле:

Ударный ток КЗ:

где - для всех источников подпитки места КЗ.

.

Упростим схему замещения нулевой последовательности.

Преобразуем «треугольник» Х1, Х2, Х39 в «звезду»:

Рисунок 1.16 - Упрощенная схема замещения нулевой последовательности

Рисунок 1.17 - Упрощенная схема замещения нулевой последовательности

Определим результирующее сопротивление нулевой последовательности в т. К1:

Определим результирующее сопротивление для расчета тока КЗ в т. К2:

Токи однофазного КЗ в точках К1, К2 равны:

Ударный ток КЗ:

где - для всех источников подпитки места КЗ.

.

.

Ток однофазного КЗ в точке К1 не является коротким.

1.2.2 Расчет минимального режима

В минимальном режиме необходимо отключить:

половину генераторов на электростанциях;

произвести отключения в эквивалентной энергосистеме (увеличить в 1,3 ч 2 раза её сопротивление);

в электрической сети отключить одну из двухцепных воздушных линий электропередачи (ВЛ);

Схема замещения прямой последовательности в минимальном режиме представлена на рисунке 1.18:

Сопротивление системы принимаем Х40' = 100 Ом.

Рисунок 1.18 - Схема замещения сети в минимальном режиме

Из п. 1.2.1:

Рисунок 1.19 - Упрощенная схема замещения сети в минимальном режиме

Рисунок 1.20 - Упрощенная схема замещения сети в минимальном режиме

Преобразуем «звезду» Х13, Х15, Х17 в «треугольники»:

Преобразуем «звезду» Х14, Х16, Х92 в «треугольники»:

Рисунок 1.21 - Упрощенная схема замещения сети в минимальном режиме

Преобразуем «треугольник» Х102, Х103, Х104 в «звезду»:

Рисунок 1.22 - Упрощенная схема замещения сети в минимальном режиме



Рисунок 1.23 - Упрощенная схема замещения сети в минимальном режиме

Рисунок 1.24 - Упрощенная схема замещения сети в минимальном режиме

Схема замещения нулевой последовательности в минимальном режиме представлена на рисунке 1.25.

Сопротивление системы:



Рисунок 1.25 - Схема замещения нулевой последовательности в минимальном режиме

Ом

Из расчета прямой последовательности:

Рисунок 1.26 - Упрощенная схема замещения нулевой последовательности в минимальном режиме

Ом

Рисунок 1.26 - Упрощенная схема замещения нулевой последовательности в минимальном режиме

Определим результирующее сопротивление для расчета тока КЗ в т. К1:

Прямая последовательность:

Нулевая последовательность:

Токи короткого замыкания равны:

Определим результирующее сопротивление для расчета тока КЗ в т. К2:

Нулевая последовательность:

Ток короткого замыкания определяется по формуле:

Ток однофазного замыкания на землю в точке К3 не является коротким.



2. ВЫБОР ТИПОВ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА, ТРАНСФОРМАТОРОВ НАПРЯЖЕНИЯ

Контроль режимов работы основного и вспомогательного оборудования подстанции, а также поступление информации на устройства релейной защиты и автоматики осуществляются с помощью контрольно-измерительных приборов. Эти приборы относятся к вторичным цепям и связаны с первичными цепями посредством измерительных трансформаторов тока и напряжения.

Трансформаторы напряжения (TV) выбирают по номинальному напряжению, роду установки, конструкции, классу точности и вторичной нагрузке.

На напряжение 220 кВ трансформатор напряжения НКФ-220-58 У3; на напряжение 35 кВ трансформатор напряжения НОМ-35-66 У3; на напряжение 11 кВ трансформатор напряжения НТМИ-10-66 У3.

Коэффициент трансформации TV равен отношению номинального первичного напряжения ко вторичному, о.е.:

.

Номинальные вторичные напряжения трансформатора напряжения НКФ-220-58 У3 равно 100/ В; трансформаторов напряжения НОМ-35-66 У3 и НТМИ-10-66 У3 равны 100 В [3].

,

.

Трансформаторы тока (TA) выбирают по номинальным значениям напряжения, первичного и вторичного тока, роду установки, конструкции, классу точности и вторичной нагрузке.

Для автотрансформаторов с учетом проходной мощности обмотки и схемы соединения вторичных обмоток TA

,

где - коэффициент перегрузки, для микропроцессорных и цифровых устройств релейной защиты равный 1,4 о. е.

,

,

.

Коэффициент трансформации TA равен отношению первичного номинального тока ко вторичному, о.е.:

Условие выбора коэффициента трансформации TA:

где - максимальный первичный ток присоединения, А, на котором устанавливается ТA.

Номинальный вторичный ток, проходящий по вторичной обмотке TА, принимается равным 5А.

На напряжение 220 кВ трансформатор напряжения ТФЗМ-220Б-II-600/5 У1; на напряжение 35 кВ трансформатор напряжения ТФЗМ-35Б-I-3000/5 У1; на напряжение 11 кВ трансформатор напряжения ТШЛ-20-10000/5 У1.

.



3. ВЫБОР ТИПОВ ЗАЩИТ

При выборе типа релейной защиты необходимо руководствоваться Правилами устройств электроустановок (ПУЭ) [1] и Руководящими указаниями по релейной защите. Устройства релейной защиты должны обеспечивать минимально допустимое время отключения КЗ, действовать селективно, обладать чувствительностью, не меньше допускаемой ПУЭ, быть простыми и надежными. Следует применять самый простой тип защиты, отвечающий перечисленным требованиям.

Для линий электропередачи применяют:

* продольную дифференциальную защиту линий;

* поперечную дифференциальную защиту линий;

* направленная поперечная дифференциальную защиту линий;

* дистанционная защита линий;

* высокочастотные защиты.

Продольную дифференциальную защиту не выбираем, так как есть существенные недостатки этой защиты: большая протяженность проводного канала повышает вероятность его повреждения, что может вызвать ложное срабатывание или отказ в срабатывании.

Дистанционную защиту линий не выбираем, так как она устанавливается в сетях сложной конфигурации с несколькими источниками питания, а также невозможность обеспечения мгновенного отключения участка, где произошло КЗ.

Высокочастотные защиты - общим недостатком их является высокая стоимость и сложность по сравнению с другими видами РЗ.

3.1 Поперечная дифференциальная защита параллельных линий

Общие сведения

Поперечная дифференциальная защита применяется на параллельных линиях, имеющих одинаковое сопротивление. Основана на сравнении величин и фаз токов, протекающих по обеим линиям.

Рис. 3.1. Рис. 3.2.

Распределение токов в нормальном режиме и при внешних КЗ показано на рис. 3.1. II=III, I*I=I*II. При КЗ на одной из линий(см. рис. 3.2.): на питающем конце - токи II и III совпадают по фазе, но различаются по величине; на приемном конце (на котором отсутствует источник питания, или его мощность меньше, чем на питающем конце) I*I и I*II противоположны по фазе, хотя могут и совпадать по величине.

По этим признакам можно судить о КЗ на одной из линий.

Различают две разновидности поперечных дифференциальных защит: токовую и направленную.

Токовая применяется на параллельных линиях, включенных под один общий выключатель.

Направленная применяется на параллельных линиях с самостоятельными выключателями. Поэтому выберем направленную поперечную дифференциальную защиту.



4. РАСЧЕТ ВЫБРАННОЙ ЗАЩИТЫ

4.1 Направленная поперечная дифференциальная защита

Принцип действия

Принципиальная схема направленной поперечной дифференциальной защиты представлена на рис. 4.1.

Рис. 4.1



Данная защита применяется на параллельных линиях с самостоятельными выключателями. К защите таких линий предъявляется требование - отключать только поврежденную линию. Схема по сути представляет собой токовую поперечную дифференциальную защиту, дополненную реле направления мощности двустороннего действия или двумя реле направления мощности одностороннего действия.

Контактная система реле направления мощности двустороннего действия представлена на рис. 4.2.

Токовое реле КА используется в качестве пускового органа, реле направления мощности KW служит для выявления поврежденной линии.

Рис. 4.2

Для двустороннего отключения поврежденной линии, защита устанавливается с обеих сторон параллельных линий.

Рассмотрим работу схемы.

Внешние КЗ (нагрузка и качания)

II и III равны по величине и совпадают по фазе. IP = II - III 0 = Iнб IС.З. должен быть больше тока небаланса Iнб. 

КЗ на параллельных линиях

Векторные диаграммы UP и IP на реле направления мощности при КЗ на линиях w1 и w2 на питающем конце показаны на рис. 4.3., на приемном конце - на рис. 4.4.

Рис. 4.3 Рис. 4.4

В зависимости от того где КЗ на w1 или w2 реле будет замыкать либо контакт 1 либо 2. При наличии источников питания на приемной стороне характер распределения первичных токов не изменится, поведение защиты будет аналогичным.

4.2 Автоматическая блокировка защиты

Оперативные цепи защиты заводятся последовательно через блок-контакты SQ1 и SQ2 выключателей линий 1 и 2 (см. рис. 4.1.). Такое выполнение оперативной цепи необходимо для правильной работы защиты в следующих 2-х случаях:

1. Если при КЗ на линии w1 выключатель Q1 отключится раньше Q3 (см. рис. 4.5.), то реле мощности защиты подстанции А разрешит защите отключить и выключатель Q2. Такое, неправильное действие защиты и предотвращают блок-контакты.

Непременное условие: Время отключения блок-контактов должно быть меньше времени отключения выключателя.

2. При отключении одной из линий защита превращается в мгновенную направленную и может неправильно действовать при внешних КЗ и должна быть выведена из действия.

4.3 Зона каскадного действия

Рис. 4.6.

Каждый комплект направленной поперечной дифференциальной защиты имеет зону m у шин противоположной подстанции, при КЗ в пределах которой ток IP < IС.З.

При КЗ в точке К, защита А не работает (см. рис. 4.6.), однако защита B работает и отключает выключатель Q3. В результате весь ток КЗ IK отправиться к месту повреждения по линии w1 от шин подстанции А. II = IK, III = 0. IP = II - III = IK > IС.З. Защита А отключает Q1.

Такое, поочередное действие защит называется каскадным, а зона m - зоной каскадного действия. Её длина определяется как длина мертвой зоны для токовой поперечной дифференциальной защиты..

При каскадном действии защиты полное время отключения КЗ удваивается, что является недостатком защиты. Для уменьшения длины зоны каскадного действия необходимо уменьшать ток срабатывания защиты IС.З..

4.4 Мертвая зона по напряжению

При КЗ вблизи шин своей подстанции напряжение на зажимах реле UP очень мало. Реле мощности KW не срабатывает.

4.5 Схема направленной поперечной дифференциальной защиты

Принципы построения схемы защиты:

1. Трансформаторы тока на каждой линии соединены по схеме полной звезды для 3-х фазных защит и неполной звезды для 2-х фазных;

2. Реле мощности включается как правило по 90 схеме;

3. Пуск защиты производится пофазно;

4. Защита выполняется без выдержки времени;

5. Предусматривается устройство контроля исправности цепи напряжения.

Схема защиты представлена на рис.4.7.

Рис. 4.8.

Рис. 4.8. Продолжение

4.6 Выбор уставок направленной поперечной дифференциальной защиты

4.6.1 Ток срабатывания

Ток срабатывания пусковых реле НПДЗ выбирается, исходя из четырех условий:

1. Пусковые реле не должны действовать от тока небаланса, возникающего при внешних КЗ:

IС.З. kН Iнб.макс (4.1.)

где:Iнб.макс - максимальный ток небаланса, при КЗ на шинах противоположной подстанции.

2. Пусковые реле должны быть отстроены от суммарного тока нагрузки Iн.макс параллельных линий для предотвращения ложного действия защиты при отключении одной из линий с противоположной стороны в нормальном режиме (см. рис. 4.9.):

IС.З. kН Iн.макс(4.2.)

3. Пусковые реле должны отстраиваться от токов в неповрежденных фазах при 2-х фазных и однофазных КЗ:

IС.З. kН Iнеп.ф = kН (IН + k IK)(4.3.)



4. Пусковые реле должны надежно возвращаться при максимальной нагрузке параллельных линий:

(4.4.)

где:Iн.макс - суммарный максимальный ток нагрузки параллельных линий.

Ток срабатывания выбранный по условию 4.4., как правило, удовлетворяет и всем остальным требованиям.

4.6.2 Ток небаланса

(4.5.)

где: - составляющая тока небаланса, вызванная погрешностью трансформаторов тока;

- составляющая тока небаланса, вызванная неравенством сопротивлений параллельных линий.

Для снижения тока небаланса, трансформаторы тока должны быть правильно выбраны, проверены по кривым предельной кратности.

Расчетная кратность может быть найдена по формуле:

(4.6.)

где:Iк.макс - ток КЗ в максимальном режиме на шинах противоположной подстанции, текущий по каждой параллельной линии;

kа - коэффициент, учитывающий апериодическую составляющую тока КЗ, kа =2.

Согласно руководящим указаниям по релейной защите:

(4.7.)

где:Iк.макс - максимальный ток при трехфазном КЗ на шинах противоположной подстанции, проходящий по одной из параллельных линий при работе обеих;

0,1 - задаваемая погрешность трансформаторов тока (10%);

kа - коэффициент, учитывающий апериодическую составляющую тока КЗ, kа =1,5;2.

(4.8.)

где:- разница в процентах между сопротивлениями прямой последовательности двух линий.

Обычно принимается Zw1 = Zw2 и = 0.

4.6.3 Чувствительность защиты

Длина зоны каскадного действия

Вычисляется как длина мертвой зоны токовой поперечной дифференциальной защиты (см. вывод формулы 8.10.):

от длины линии. (4.9.)

Собственно чувствительность пусковых реле

По ПУЭ проверяется для двух случаев:

1. При КЗ на границе зоны каскадного действия после отключения поврежденной линии с противоположной стороны (см. рис. 4.10.):

(4.10.)

Рис. 4.10.

2. В случае установки поперечных дифференциальных защит с обеих сторон линии определяется при повреждении в точке равной чувствительности обеих защит (см. рис. 4.11.):

Рис. 4.11.

(4.11.)

4.7 Оценка направленных поперечных дифференциальных защит

Достоинства:

1. простота схемы;

2. меньшая стоимость по сравнению с продольной дифференциальной защитой;

3. отсутствие выдержки времени;

4. нечувствительность к качаниям;

5. простота выбора параметров защиты.

Недостатки:

1. каскадное действие;

2. мертвая зона по напряжению;

3. необходимость дополнительной защиты при выводе из работы основной при отключении одной из параллельных линий;

4. неправильная работа защиты при обрыве провода линии с односторонним заземлением.

4.8 Направленная поперечная дифференциальная защита нулевой последовательности

Чаще всего, когда фазная поперечная дифференциальная защита имеет недостаточную чувствительность к однофазным КЗ, её дополняют комплектом дифференциальной защиты нулевой последовательности. Тогда комплект, включенный на разность фазных токов, выполняется двухфазным. При этом фазный комплект блокируется при КЗ на землю. В этом случае отпадает необходимость в отстройке пусковых реле фазного комплекта от тока в неповрежденных фазах. блокировка осуществляется размыкающим контактом пускового реле однофазного комплекта.

Токовые цепи защиты и цепи напряжения представлены на рис. 4.12.

Рис. 4.12.

5. ВЫБОР ТИПОВ РЕЛЕ

Продольная дифференциальная защита выполнена на дифференциальном реле РСТ 15.

МТЗ с выдержкой времени выполнена на токовом реле РСТ 11 с коэффициентом возврата . Реле включаются во вторичные обмотки уже выбранных трансформаторов тока со стороны питания, то есть схема включения трансформаторов тока и реле - полный треугольник (коэффициент схемы ), коэффициент трансформации трансформаторов тока .



БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

Правила устройства электроустановок/Минэнерго РФ. - М.: Энергоатомиздат, 2007. 648с.

Справочная книга электрика /Под ред. В.И.Григорьева - М.: Колос, 2004.746с.

Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА подстанционного оборудования производства ОО НПП «ЭКРА» - М.: ОАО «ФСК ЕЭС», 2004. 214с.

Шкаф основной защиты автотрансформаторов ШЭ2710 542: Руководство по расчету уставок - Чебоксары: ООО НПП «ЭКРА», 2004, 216с.

Чернобровов, В. В. Релейная защита энергетических систем: Уч. пособие./Н. В. Чернобровов, В. А. Семенов.- М.: Энергоатомиздат, 1998. - 800 с.

Ершов, Ю. А. Релейная защита и автоматика электрических систем. Расчет релейной защиты объектов электроэнергетической системы. Уч. пособие. /Ю. А. Ершов, О. П. Халезина. Красноярск, КГТУ, 2004. - 126 с.

Размещено на Allbest.ru

...