Проектирование релейной защиты воздушных линий и трансформаторов

Размещено на http://www.allbest.ru/

Cодержание

Определения, обозначения, сокращения

Введение

1. Расчёт токов короткого замыкания

2. Выбор принципов релейной защиты

3. Защита линии

3.1 Токовая отсечка

3.2 Максимальная токовая защита

3.3 Токовая защита нулевой последовательности

3.4 Дистанционная защита линии

4. Защита трансформатора

4.1 Дифференциальная токовая защита

4.2 Максимальная токовая защита

4.3 Защита от перегрузки

4.4 Газовая защита трансформатора

5. Автоматика защищаемого участка

5.1 Назначение ПА и основные требования к ней

5.2 Структура ПА и ее основные элементы

5.3 Автоматический ввод резерва

5.4 Автоматическое повторное включение

Заключение

Библиографический список

Приложение А. Расчет в ПВК MathCad Prime 3.1

Приложение Б. Схемы релейной защиты



Определения, обозначения, сокращения

ПС - подстанция;

РУ - распределительное устройство;

ВЛ - воздушная линия;

КЗ - короткое замыкание;

Н.Н - низшее напряжение;

С.Н. - среднее напряжение;

В.Н. - высшее напряжение;

ДЗТ - дифференциальное реле с магнитным торможением;

С.З. - срабатывание защиты;

С.Р. - срабатывание реле;

ТЗНП - токовые защиты нулевой последовательности.



Введение

Любые электрические системы должны быть надёжными, экономичными, удобными и безопасными в эксплуатации и обеспечивать потребителей электроэнергией требуемого качества. Большую роль в выполнении этих требований играют устройства релейной защиты.

Проектирование релейной защиты представляет собой сложный процесс выработки и принятия решений по выбору принципов выполнения релейной защиты. Также решаются вопросы эффективного функционирования устройств релейной защиты и автоматики всех элементов защищаемой схемы, начиная с выбора видов и расчёта уставок проектируемых устройств и заканчивая правильным их подключением к цепям оперативного тока и к трансформаторам тока и напряжения[2].

В объем курсового проекта входит:

- расчёт токов короткого замыкания в объёме, необходимом для выбора защит;

- выбор коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения, необходимых для выполнения релейной защиты и автоматики;

- выбор принципов релейной защиты для всех элементов защищаемой схемы.



1. Расчёт токов короткого замыкания

Для каждой подстанции примем прогнозируемые токи КЗ на 2020 год.

Для ПС «Тамбовка» и ПС «Узловая» токи КЗ и реактивные сопротивления линий и узлов показаны на рисунке 1.

Рисунок 1 - Схема участка сети

Перед началом расчётов токов КЗ необходимо составить схему замещения для участка сети 110 кВ ПС «Тамбовка» - ПС «Узловая». В данном курсовом проекте нам потребуется две схемы замещения: для прямой и нулевой последовательности.

Расчёт прямой последовательности.

Рисунок 2 - Схема замещения прямой последовательности

Для вычисления необходимых параметров нужно привести заданную схему электрической сети к простейшему виду, т.е. провести ее эквивалентирование.

При преобразованиях используются основные приёмы эквивалентных преобразований, известные из теории линейных цепей [1].

Данные токов КЗ для точек К1 и К2 приведены на схеме. Необходимо лишь рассчитать токи в середине линии - точка К3 и на сторонах трансформатора - точки К4 и К5. Весь расчёт, а также данные по токам КЗ приведены в Приложении А.



2. Выбор принципов релейной защиты

Для защиты от коротких замыканий на линии устанавливаем в качестве основной дистанционную защиту (или МТЗ), а также ТЗНП [3].

Использование защит трансформаторов, выполненных с реле серии РНТ-560 на проектируемых ПС не рекомендуется, поскольку на трансформаторах с РПН такие защиты в большинстве случаев не удовлетворяют требованиям чувствительности, регламентируемых ПУЭ.

Возможно использовать РНТ-560 в первую очередь для защиты двухобмоточных трансформаторов мощностью менее 25 МВА. Если для трансформаторов мощностью 25 МВА и выше значение первичного тока срабатывания защиты окажется больше 1,5 номинального тока трансформатора, то в соответствии с рекомендациями ПУЭ следует выполнять защиту с реле серии ДЗТ-11 [5].

В соответствии с ПУЭ на трехобмоточных трансформаторах устанавливаются:

1) На трансформаторы для защиты от многофазных КЗ в обмотках и на их выводах ставим дифференциальную отсечку или дифференциальную защиту с реле ДЗТ-11.

2) Для защиты от токов, обусловленных внешними КЗ - максимальная токовая защита (МТЗ).

3) Для защиты от токов в обмотках, обусловленных перегрузкой - защиту от перегрузок, выполняемую с одним токовым реле с действием на сигнал с выдержкой времени.

4) Для защиты от витковых замыканий в обмотках и понижения уровня масла устанавливаем газовую защиту, действующую на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании, и термосигнализатор с действием на сигнал [5].



3. Защита линии

Для линий напряжением 110-220 кВ вопрос о типе основной защиты, в том числе о необходимости применения защиты, действующей без замедления при КЗ в любой точке защищаемого участка, должен решаться в первую очередь с учётом требования сохранения устойчивости работы энергосистемы. При этом, если по расчётам устойчивости работы энергосистемы не предъявляются другие, более жёсткие требования, может быть принято, что указанное требование, как правило, удовлетворяется, когда трёхфазные КЗ, при которых остаточное напряжение на шинах электростанций и подстанций ниже 0,6-0,7 , отключаются без выдержки времени.

Для линий 110-220 кВ рекомендуется осуществлять основную защиту с использованием высокочастотной блокировки дистанционной и токовой направленной нулевой последовательности защит, когда это целесообразно по условиям чувствительности (например, на линиях с ответвлениями) или упрощения защиты.

3.1 Токовая отсечка

Токовая отсечка является наиболее простой разновидностью токовой защиты, позволяющей обеспечить быстрое отключение КЗ. Токовые отсечки подразделяются на отсечки мгновенного действия и отсечки с выдержкой времени (около 0,3 - 0,6 с).

Селективность действия токовых отсечек достигается ограничением их зоны работы так, чтобы отсечка не действовала при КЗ на смежных участках сети, защита которых имеет выдержку времени, равную или больше, чем отсечка. Для этого ток срабатывания отсечки должен быть больше максимального тока КЗ, проходящего через защиту при повреждении в конце участка, за пределами которого отсечка не должна работать. Такой способ ограничения зоны действия основан на том, что ток КЗ зависит от величины сопротивления до места повреждения.

Зоны действия отсечек можно определить графически, как точки пересечения прямой, соответствующему току срабатывания, с кривыми изменения токов КЗ. Для этого нам необходимо построить кривые спадания токов по линиям при трехфазных и двухфазных КЗ (графики в приложении А).

Ток срабатывания отсечки определяем как произведение коэффициента запаса (1,05) на максимальный ток, протекающий через защиту при КЗ на шинах приемной подстанции:

. (1)

При установке ТО, ток срабатывания будет равен:

кА.

Строим графики спадания токов трехфазного и двухфазного КЗ с линией тока срабатывания отсечки:

Рисунок 3 - Определение зоны срабатывания ТО с левой стороны

Как видно из рисунка 3, зона срабатывания ТО оказалась больше минимально допустимой (20% от длины линии). Значит, данную защиту мы можем принять к установке.

3.2 Максимальная токовая защита

Максимальная токовая защита приводится в действие при увеличении тока в лини сверх некоторого значения, определяемого условиями избирательности. В качестве реле, реагирующих на возрастание тока, используются максимальные токовые реле типа РТ-40, различные комплектные защиты, выполненные на их базе, или измерительные органы тока современных защит [1]. Ток срабатывания защиты отстраивается от максимального рабочего тока, протекающего по линии[4].

, (2)

кА

Ток срабатывания МТЗ:

, (3)

кА

(4)

На ПС «Узловая» в баковых элегазовых выключателях имеются встроенные ТТ фирмы УЭТМ марки ТВГ-220.

Выдержка времени первой ступени t₁ = 0 с, Дt = 0,5 с.

Коэффициент чувствительности получился больше 1,3, следовательно, данную защиту можно принять в качестве основной.

3.3 Токовая защита нулевой последовательности

Для защиты электрических сетей с эффективно заземлённой нейтралью от замыканий на землю применяют максимальные токовые защиты нулевой последовательности (ТЗНП). Эти защиты выполняются многоступенчатыми с органом направления мощности или без него. В качестве токового органа защиты используется реле типа РТ-40 (иногда реле РНТ-560), которое включается на вход фильтра тока нулевой последовательности. В качестве такого фильтра часто используется нулевой провод трансформаторов тока, соединенных по схеме полной звезды. [1]

Определяем уставки первой ступеней защиты сети. Ток срабатывания первой ступени защиты защиты:

, (5)

кА.

Графики для первой ступени защиты представлены в приложении А.

Ток срабатывания третьей ступени защиты защиты:

; (6)

кА.

Коэффициент чувствительности:

; (7)

.

Т.к. коэффициент чувствительности больше требуемого, то применение защиты является целесообразным.

Стоит отметить, что вторая ступень защиты должна отстраиваться от первых ступеней смежных линий. Она должна полностью защищать свою линию и быть согласованной с первой ступенью следующей линии. При расчете этой ступени вводится коэффициент токораспределения:

(8)

3.4 Дистанционная защита линии

В распределительных сетях напряжением выше 6 кВ дистанционные защиты линий от междуфазных КЗ используются в тех случаях, когда конфигурация сети и требования быстродействия и чувствительности не позволяют применять более простые защиты - МТЗ. На линиях 35 кВ и выше дистанционные защиты выполняются трехступенчатыми, причем КЗ в первой зоне, охватывающей 85 % длины защищаемой линии, независимо от режима питающей энергосистемы обеспечивается отключение без дополнительной выдержки времени. Этим дистанционные защиты выгодно отличаются от МТЗ. При КЗ и последующих зонах выдержка времени защиты увеличивается по мере удаления точки КЗ от места установки защиты.

Распределительные сети 6 и 10 кВ, как правило, не отличаются сложной конфигурацией, и требование быстродействия не является решающим. Поэтому дистанционные защиты находят широкое применение только в сетях напряжением 35 кВ и выше, где уровень выдержек времени МТЗ оказывается недопустимо высоким, а чувствительность низкой. Лишь на секционированных ВЛ 10 кВ с сетевым резервированием в ряде случаев используют дистанционные защиты.

1) Предварительно в зависимости от марки провода определяется полное комплексное сопротивление линии [5]:

; (9)

Ом;

2) Первая ступень дистанционной защиты должна контролировть защищаемый участок. Если на линии нет отборов мощности, то:

(10)

Ом,

где

k_з = 0,85 - коэффициент запаса по избирательности, учитывающий погрешность защиты совместно с трансформаторами тока и напряжения.

3) Уставка срабатывания второй ступени выбирается по двум основным условиям: согласование с дистанционными защитами смежных линий, либо силового трансформатора (в данном случае линий, т.к. подстанция узловая):

, (11)

Ом

В дальнейшем из всех полученных значений сопротивлений срабатывания в качестве расчётного выбирается наименьшее.

Выдержка времени второй ступени принимается на ступень селективности (Дt = 0,5с) больше выдержек времени тех ступеней защит, с которыми производится согласование:

; (12)

Из всех полученных значений выдержки времени в качестве расчётной выбирается наибольшая.

4) Чувствительность второй ступени проверяется при металлических КЗ на шинах приёмной подстанции (режим ближнего резервирования):

; (13)

5) Уставка срабатывания третьей ступени выбирается, как правило, по условиям отстройки от максимального тока нагрузки линии. Ток нагрузки принимается по длительно допустимому току нагрева провода, либо задается диспетчерской службой энергосистемы:

, (14)

Ом

где k_н = 1,2 - коэффициент надёжности;

k_в = 1,1 - коэффициент возврата (для реле сопротивления).

Выдержка времени третьей ступени выбирается на ступень селективности больше выдержки времени вторых ступеней защит.

; (15)

6) Чувствительность третьей ступени защиты в расчётной точке:

; (16)

.

Так как одной из входных величин защиты является напряжение, для корректной работы необходимо соблюдение определённого его уровня. Приемлемым значением остаточного напряжения считается 60-65 % от напряжения в нормальном режиме. Остаточное напряжение вычисляется по формуле:

, (17)

Дистанционную защиту можем принять в качестве основной.



4. Защита трансформатора

В процессе эксплуатации в обмотках трансформаторов могут возникать КЗ между фазами, замыкание одной или двух фаз на землю, замыкание между витками одной фазы и замыкания между обмотками разных напряжений. На вводах трансформаторов и автотрансформаторов, ошиновке и в кабелях могут также возникать КЗ между фазами и на землю. В эксплуатации могут происходить нарушения нормальных режимов работы трансформаторов, к которым относятся: прохождение через трансформатор или автотрансформатор сверхтоков при повреждении других связанных с ними элементов, перегрузка, выделение из масла горючих газов, понижение уровня масла, повышение его температуры. В зависимости от опасности повреждения для нарушения нормального режима трансформатора, защита, фиксирующая нарушение, действует на сигнал, разгрузку или отключение трансформатора.

4.1 Дифференциальная токовая защита

Дифференциальная защита, выполненная на принципе сравнения токов на входе и выходах, применяется в качестве основной быстродействующей защиты трансформаторов и автотрансформаторов. Защита абсолютно селективна, реагирует на повреждения в обмотках, на выводах и в соединениях с выключателями, и действует на отключение трансформатора со всех сторон без выдержки времени. Зона действия дифференциальной защиты трансформатора (ДЗТ) ограничивается местом установки трансформаторов тока, и включает в себя ошиновку СН, НН и присоединение ТСН, включенного на шинный мост НН. Ввиду ее сравнительной сложности, дифференциальная защита устанавливается, в нашем случае, на одиночно работающих трансформаторах (автотрансформаторах) мощностью 6300 кВА и выше.

Начинать расчет дифференциальной защиты следует с расчетов токов КЗ на трансформаторе.

Рисунок 3 - Поясняющая схема трансформатора и схема замещения трансформатора

Таблица 1 - Справочные данные для трансформатора

Марка трансформатора	S, МВА	UВН, кВ	UСН, кВ	UНН, кВ	, %	, %	%
ТДТН-25000/110	25	115	38,5	11	10,5	17	6

Для составления схемы замещения вычисляются сопротивления сторон трансформатора:

, % (18)

%;

%;

%.

Ом, (19)

Ом;

Ом.

Ток трехфазного и двухфазного КЗ:

(20)

(21)

Ток трехфазного и двухфазного КЗ на шинах среднего напряжения:

кА;

кА.

Ток трехфазного и двухфазного КЗ на шинах низкого напряжения:

кА;

кА.

Первичный ток трансформатора на ВН определяются по данным из первоначальной схемы:

А.

Далее выберем коэффициент трансформации трансформатора тока. Ток во вторичной цепи трансформаторов тока:

(22)

(23)

Коэффициент трансформации трансформатора тока выбираем таким, чтобы при протекании тока в первичной обмотке ток во вторичной обмотке не превышал I_втор.? 5А. Поэтому, мы округляем выбранный коэффициент трансформации до больших значений, т.е. берем его “с запасом”.

(24)

Расчёты проводятся для всех сторон трансформатора. Результаты расчетов приведны в таблице 3.

Таблица 3 - Расчет параметров трансформаторов тока

Параметр трансформатора тока	Результаты расчёта
	ВН	СН	НН
Первичный номинальный ток трансформатора, А	125	375	1312
Схема соединения трансформатора тока	Д	Д	Y
Коэффициент схемы			1
Коэффициент трансформации
Вторичные токи в плечах защиты, А	4,348	4,329	4,374

Выбираем ТТ УЭТМ ТВГ-110 - ХЛ1*.

Дифференциальную защиту отстраиваем от максимального тока небаланса, который определяется при максимальном внешнем КЗ:

. (25)

где - коэффициент надежности, который можно принять равным 1,3.

(26)

где - коэффициент, учитывающий влияние на быстродействующие защиты переходных процессов при КЗ, которые сопровождаются прохождением апериодических составляющих в токе КЗ, принимается;

- коэффициент однотипности условий работы ТТ, принимается;

- погрешность ТТ, удовлетворяющих 10 % кратности ();

- шаг регулирования (= 0,12);

I_{КЗ.внеш.max}- наибольший ток при сквозном КЗ (I_{КЗ.внеш.max}=).

Проверяем возможность использования реле без торможения (РНТ-560). замыкание трансформатор релейный защита

; (27)

A.

Проверка по чувствительности в минимальном режиме при КЗ на стороне 10 кВ.

, (28)

Реле без торможения требуемую чувствительность не обеспечивает.

Проверяем реле с торможением ДЗТ-11 при включении тормозной обмотки на сторону с большим током внешнего КЗ.

Ток срабатывания в этом случае, должен быть отстроен от внешнего КЗ на стороне 10 кВ так как для этого режима отсутствует торможение.

; (29)

А.

Поскольку влияние тормозной обмотки проявляется при внешних КЗ как на средней, так и на низкой стороне, ток срабатывания защиты отстраиваем не от тока небаланса, а от броска тока намагничивания, появляющегося в трансформаторе в момент включения.

Вторичный ток реле рассчитаем по формуле:

, (30)

А.

Расчетное число витков:

(31)

К установке принимаем ближайшее целое меньшее число витков: витков.

Определим расчетное число витков, необходимых для того, чтобы реле не сработало при внешних КЗ:

(32)

К установке принимаем ближайшее большее целое число витков: витков.

Дополнительный небаланс из-за неточного числа витков:

, (33)

А.

Уточненное значение тока небаланса:

, (34)

А.

, (35)

Стандартный ряд количества витков тормозной обмотки:1, 3, 5, 7, 9, 11, 13, 18, 24 витков.

Примем ближайшее стандартное число витков - 24.

Проверка по чувствительности:

, (36)

Рисунок 4 - Схема установки тормозной обмотки реле.

4.2 Максимальная токовая защита

Максимальная токовая защита (МТЗ) является резервной защитой трансформатора, и служит для отключения трансформатора при его повреждении и отказе основных защит, а также при КЗ на сборных шинах или на отходящих от них присоединениях, если РЗ или выключатели этих элементов отказали в работе. По условиям селективности МТЗ должна иметь выдержку времени и, следовательно, не может быть быстродействующей. По этой причине в качестве основной РЗ от повреждений в трансформаторах она используется лишь на маломощных трансформаторах.

В ряде случаев не удается выполнить достаточно чувствительную защиту только по току, особенно на подстанциях, питающих двигательную нагрузку. Для повышения чувствительности можно применить защиту с блокировкой по напряжению.

Ток срабатывания МТЗ определяется из условия возврата токовых реле при максимальной нагрузке:

А (37)

где k_над - коэффициент надежности, принимается равным 1,2;

k_{сам.зап} - коэффициент самозапуска, можно принять равным 2,5 для

городских сетей;

k_в - коэффициент возврата устройства, принимается равным 0,85;

I_р.max - максимальный рабочий ток трансформатора.

Максимальный рабочий ток найдем по формуле:

А (38)

Вторичный ток срабатывания реле тока определим по формуле:

А (39)

Коэффициент чувствительности при КЗ в конце защищаемого участка определяется по формуле:

. (40)

где - минимальное значение тока при КЗ в конце защищаемого участка.

Значение k_ч должно быть не менее 1,2 (при выполнении функций резервирования).

Подробный расчёт МТЗ приводится в Приложении А. Стоит лишь отметить, что коэффициент чувствительности во всех случаях больше 1,2, а это значит, что установка МТЗ в качестве резервной допускается.

4.3 Защита от перегрузки

Трансформаторы допускают перегрузку в течение значительного времени. Поэтому при наличии оперативного персонала защита от перегрузки трансформатора действует на сигнал. При его отсутствии на объекте, контроль над перегрузкой трансформатора может осуществляться средствами телемеханики. Защита от перегрузки на объектах без постоянного дежурного персонала может действовать на разгрузку или отключение (при невозможности ликвидации перегрузки другими средствами). Защита от перегрузки согласно ПУЭ устанавливается на трансформаторах мощностью 0,4 МВт и более. Защита от перегрузки при симметричной нагрузке может осуществляться реле, установленным в одной фазе.

Для обеспечения защиты от перегрузки всех обмоток трансформатора следует руководствоваться таким размещением устройств сигнализации перегрузки.

На двухобмоточных трансформаторах - с одной любой стороны.

На трехобмоточных трансформаторах с обмотками одинаковой мощности - со стороны питания (обычно ВН). На трансформаторах с возможным питанием с 2 сторон - со всех трех сторон.

На трансформаторах, имеющих обмотки разной мощности, со всех трех сторон.

Таким образом, для того, чтобы охватить все возможные режимы и параметры трансформатора, целесообразно установить сигнализацию перегрузки на всех трех сторонах трехобмоточного трансформатора.

Ток срабатывания защиты от перегрузки с действием на сигнал определяется по условию возврата защиты при номинальном токе нагрузки трансформатора:

(41)

где k_отс-коэффициент отстройки, принимается равным 1,05;

I_ном- номинальный ток стороны трансформатора;

k_в- коэффициент возврата устройства, принимается равным 0,85.

На стороне ВН трансформатора:

А.

На стороне СН трансформатора:

А.

На стороне НН трансформатора:

А.

Вторичный ток срабатывания реле тока определим по формуле:

(42)

На стороне ВН трансформатора:

A.

На стороне СН трансформатора:

A.

На стороне НН трансформатора:

A.

Время срабатывания защиты от перегрузки, во избежание ложных сигналов, должно превышать время работы защиты и восстановления нормального режима действием автоматики снижения пускового тока нагрузки до номинального. Общепринятая в ряде энергопредприятий выдержка времени: 9 секунд. Она устанавливается одинаковой на всех устройствах сигнализации, не имеющих специальных требований к выдержке времени.

4.4 Газовая защита трансформатора

Газовая защита трансформаторов является наиболее чувствительной и универсальной защитой от внутренних повреждений. Она устанавливается на трансформаторах с масляным охлаждением, имеющих расширитель для масла. 

Применение газовой защиты является обязательным на трансформаторах (автотрансформаторах) мощностью 6300 кВА и более, а также на трансформаторах (автотрансформаторах) мощностью 1000 - 4000 кВА, не имеющих быстродействующей защиты. На трансформаторах мощностью 1000 - 4000 кВА применение газовой защиты при наличии другой быстродействующей защиты допускается, но не является обязательным.

Действие газовой защиты основано на том, что всякие, даже незначительные повреждения, а также повышенные нагревы внутри бака трансформатора (автотрансформатора) вызывают разложение масла и органической изоляции, что сопровождается выделением газа. Интенсивность газообразования и химический состав газа зависят от характера и размеров повреждения. Поэтому защита выполняется так, чтобы при медленном газообразовании подавался предупредительный сигнал, а при бурном газообразовании, что имеет место при коротких замыканиях, происходило отключение поврежденного трансформатора (автотрансформатора). Кроме того, газовая защита действует на сигнал и на отключение или только на сигнал при опасном понижении уровня масла в баке трансформатора или автотрансформатора.

Газовая защита является универсальной и наиболее чувствительной защитой трансформаторов (автотрансформаторов) от внутренних повреждений, а при некоторых опасных повреждениях действует только она, - защиты, контролирующие электрические параметры, обнаружить эти режимы не могут. К таким повреждениям относятся замыкания между витками обмоток, пожар в стали магнитопровода, неисправности переключателей устройств РПН и ряд других, сопровождающихся местным повышением температуры частей трансформатора, находящихся внутри бака.

Интенсивность газообразования и химический состав газа зависят от характера и размеров повреждения. Поэтому защита выполняется так, чтобы при медленном газообразовании подавался предупредительный сигнал, а при бурном газообразовании, что имеет место при коротких замыканиях, происходило отключение поврежденного трансформатора. Кроме того, газовая защита действует на сигнал и на отключение или только на сигнал при опасном понижении уровня масла в баке трансформатора.

Первая ступень ГЗ срабатывает при незначительном выделении газа, или понижении уровня масла в газовом реле, и с выдержкой времени действует на сигнал.

Вторая ступень ГЗ срабатывает при значительном выделении газа, понижении уровня масла в газовом реле, или при интенсивном движении потока масла из бака трансформатора в расширитель, и действует на отключение трансформатора со всех сторон без выдержки времени.

На нижеприведенном рисунке показана установка газового реле на масляный трансформатор, с указанием основных элементов: 1 - газовое реле; 2 - краник; 3 - выхлопная труба; 4 - расширитель; 5 - мембрана (см. рисунок10).

Рисунок 5 - Установка газового реле на трансформаторе.

Достоинства газовой защиты: высокая чувствительность и реагирование практически на все виды повреждения внутри бака; сравнительно небольшое время срабатывания; простота выполнения, а также способность защищать трансформатор при недопустимом понижении уровня масла по любым причинам.

Наряду с этим защита имеет ряд существенных недостатков. Самым серьезным является то, что эта защита не реагирует на повреждения, расположенные вне бака, в зоне между трансформатором и выключателями. Защита может подействовать ложно при попадании воздуха в бак трансформатора, что может быть, например, при доливке масла, после ремонта системы охлаждения и др. Возможны также ложные срабатывания защиты на трансформаторах, установленных в районах, подверженных землетрясениям. В таких случаях допускается возможность перевода действия отключающего элемента на сигнал. В связи с этим газовую защиту нельзя использовать в качестве единственной защиты трансформатора от внутренних повреждений.



5. Автоматика защищаемого участка

Противоаварийная автоматика -- комплекс автоматических устройств, предназначенных для ограничения развития и прекращения аварийных режимов в энергосистеме.

5.1 Назначение ПА и основные требования к ней

В отдельных энергосистемах и ОЭС могут возникать следующие нарушения нормального режима работы:

· опасные перегрузки линии электропередачи и межсистемных связей из-за непредвиденных изменений балансов мощности генераторов и нагрузки в одной или нескольких связанных между собой ОЭС или отдельных энергосистемах;

· опасные набросы мощности на электропередачи и межсистемные связи при внезапных отключениях генераторов или нагрузки в смежных частях ОЭС или в соседних ОЭС;

· внезапные отключения одной из межсистемных связей, в том числе наиболее мощной, отключения отдельных участков двухцепных или кольцевых электропередач, угрожающие нарушения динамической устойчивости;

· разрывы мощных электропередач, вызывающие набросы мощности на слабые шунтирующие сети более низких напряжений и опасное повышение частоты в энергосистемах;

· затяжные КЗ, отключаемые действием резервных защит или устройств резервирования отказа выключателей (УРОВ);

· кратковременные неполнофазные режимы в цикле однофазного автоматического повторного включения (ОАПВ) или при отказах отдельных фаз выключателей;

· односторонние отключения протяженных участков электропередач 330-75- кВ, вызывающие повышение напряжения, опасное для оборудования;

· асинхронный режим.

Быстрое протекание аварийных процессов при нарушениях нормальных режимов исключает возможность их ликвидации и тем более предотвращения действиями оперативного персонала даже при наличии хороших средство телеконтроля и телеуправления. Поэтому предотвращение, локализация и ликвидация нарушений нормального режима целиком возлагается на специальные автоматические устройства, получившие общее наименование устройства противоаварийной автоматики (ПА).

Назначение ПА заключается в следующем:

· предотвращение нарушения статической устойчивости линий электропередачи межсистемных связей в нормальных и послеаварийных режимах;

· предотвращение нарушения динамической устойчивости в цикле работы ОАПВ или БАПВ (быстродействующего автоматического повторного включения), а также в режимах максимальной нагрузки при расчетных видах КЗ, отключаемых как основными быстродействующими защитами, так и резервными защитами или действиями УРОВ;

· предотвращение асинхронного режима путем опережающего деления энергосистем при приближении к пределу устойчивости и невозможности ее сохранения средствами автоматического регулирования или других видов ПА;

· ликвидация асинхронного режима в случаях нарушения устойчивости путем ресинхронизации или селективного деления энергосистем (ОЭС) в заранее предусмотренных сечениях;

· предотвращение опасного для паровых турбин и механизмов потребителей повышения частоты в отлившихся частях ОЭС, связанных с мощными ГЭС;

· предотвращение опасного повышения напряжения при односторонних отключения протяженных линий электропередачи.

Устройства и комплексы устройств ПА должны удовлетворять следующим основным техническим требованиям:

· быстродействие. Требование является главным для устройств ПА, предназначенных для предотвращения нарушения динамической устойчивости;

· селективность. Требование в отношении устройств ПА означает способность устройства выбирать объекты, виды и минимально необходимый объем воздействий, обеспечивающие наиболее эффективную локализацию нарушений нормального режима работы. Если на возникшее нарушение нормального режима реагируют несколько устройств ПА, то их суммарное воздействие также должно удовлетворять требованию наиболее эффективной локализации нарушения при минимально необходимом объеме воздействий;

· чувствительность. Требование относится к функциональным органам ПА и полностью соответствует аналогичным требованиям к устройствам релейной защиты. Это способность реагировать на такие отклонения и нарушения нормально режима, на действие при которых они рассчитаны;

· надежность. Требование состоит в том, что устройства ПА, так же как и устройства релейной защиты, должны безотказно действовать при нарушениях нормального режима и не действовать излишне и ложно в условиях, когда их действие не предусмотрено.

5.2 Структура ПА и ее основные элементы

Находящиеся в эксплуатации и проектируемые устройства ПА выполняются для действия по постоянной программе, которая закладывается в схему, а настройка осуществляется на основании предварительны расчетов нормальных и аварийных режимов.

Состояние энергосистемы характеризуется рядом таких факторов и параметров, как электрическая схема, состав оборудования, перетоки мощности по электропередачам и межсистемным связям, значения токов, уровни напряжения, частота и т.п. Устройства ПА непрерывно контролируют эти параметры, выявляют и фиксируют моменты опасного отклонения или внезапного нарушения нормального режима, определяют их тяжесть и вырабатывают соответствующие воздействия на объекты управления. При этом, чем больше факторов и параметров контролирует ПА, тем ближе к оптимальным будут ее воздействия.

В каждом конкретном случае структура устройства или комплекса устройств ПА определяется его назначением и условиями работы. В общем случае устройство ПА состоит из трех частей: выявительной (ВЧ), логической (ЛЧ) и исполнительной (ИЧ). Выявительная часть включает в себя пусковые органы (ПО), органы контроля электрического режима (КЭР) и органы автоматической дозировки воздействий (АДВ). Сигналы, вырабатываемые в выявительной части, поступают в логическую часть, включающую в себя логические элементы, которые, сопоставляя последовательность, продолжительность и интенсивность сигналов, поступающих от ВЧ, выбирают виды воздействий и подготавливают соответствующие цепи. Наконец, исполнительная часть включает в себя органы или аппараты управления, с помощью которых производятся воздействия ОГ, РТ, ДС, ОН и др.

5.3 Автоматический ввод резерва

Автоматический ввод резерва (Автоматическое включение резерва, АВР) -- способ обеспечения резервным электроснабжением нагрузок, подключенных к системе электроснабжения, имеющей не менее двух питающих вводов и направленный на повышение надежности системы электроснабжения. Заключается в автоматическом подключении к нагрузкам резервных источников питания в случае потери основного.

Общие требования к АВР:

· АВР должен срабатывать за минимально возможное после отключения рабочего источника энергии время.

· АВР должен срабатывать всегда, в случае исчезновения напряжения на шинах потребителей, независимо от причины. В случае работы схемы дуговой защиты АВР может быть блокирован, чтобы уменьшить повреждения от короткого замыкания. В некоторых случаях требуется задержка переключения АВР. К примеру, при запуске мощных двигателей на стороне потребителя, схема АВР должна игнорировать просадку напряжения.

· АВР должен срабатывать однократно. Это требование обусловлено недопустимостью многократного включения резервных источников в систему с неустранённым коротким замыканием.

Реализацию схем АВР осуществляют с помощью средств РЗиА: реле различного назначения, цифровых блоков защит (контроллер АВР), переключателей -- изделий, включающих в себя механическую коммутационную часть, микропроцессорный блок управления, а также панель индикации и управления.

АВР разделяют на:

· АВР одностороннего действия. В таких схемах присутствует одна рабочая секция питающей сети, и одна резервная. В случае потери питания рабочей секции АВР подключит резервную секцию.

· АВР двухстороннего действия. В этой схеме любая из двух линий может быть как рабочей, так и резервной.

· АВР с восстановлением. Если на отключенном вводе вновь появляется напряжение, то с выдержкой времени он включается, а секционный выключатель отключается. Если кратковременная параллельная работа двух источников не допустима, то сначала отключается секционный выключатель, а затем включается вводной. Схема вернулась в исходное состояние.

· АВР без восстановления.

5.4 Автоматическое повторное включение

Автоматическое повторное включение (АПВ) -- одно из средств электроавтоматики, повторно включает отключившийся выключатель через определённое время, бывает однократного, двукратного и трехкратного действия (в некоторых современных схемах возможно до восьми циклов АПВ).

Классификация:

В зависимости от количества фаз, на которые действуют устройства АПВ, их разделяют на:

· однофазное АПВ -- включает одну отключенную фазу (при отключении из-за однофазного короткого замыкания)

· трёхфазное АПВ -- включает все три фазы участка цепи.

· комбинированные -- включает одну или три фазы в зависимости от характера повреждения участка сети.

Трёхфазные устройства АПВ могут в зависимости от условий работы сети разделяться на:

· простые (ТАПВ)

· несинхронные (НАПВ)

· быстродействующие (БАПВ)

· с проверкой наличия напряжения (АПВНН)

· с проверкой отсутствия напряжения (АПВОН)

· с ожиданием синхронизма (АПВОС)

· с улавливанием синхронизма (АПВУС)

· в сочетании с самосинхронизацией генераторов и синхронных компенсаторов (АПВС)

Особой разновидностью АПВ является частотное автоматическое повторное включение (ЧАПВ).

В зависимости от того, какое количество раз подряд требуется совершить повторное включение, АПВ разделяются на АПВ однократного действия, двукратного и т. д. Наибольшее распространение получили АПВ однократного действия, однако в ряде случаев применяются АПВ с другой кратностью действия.

По способу воздействия на выключатель АПВ могут быть:

· механические -- они встраиваются в пружинный привод выключателя.

· электрические -- воздействуют на электромагнит включения выключателя.

Поскольку механические АПВ работают без выдержки времени, их использование было принято нецелесообразным, и в современных схемах защитной автоматики используются только электрические АПВ.

По типу защищаемого оборудования АПВ разделяются соответственно на АПВ линий, АПВ шин, АПВ электродвигателей и АПВ трансформаторов.

Принцип действия АПВ:

Реализация схем АПВ может быть различной, это зависит от конкретного случая, в котором схему применяют. Один из принципов, применяемый в автоматике выключателей ВЛ напряжением до 220 кВ, заключается в сравнении положения ключа управления выключателем и состояния этого выключателя. То есть, если на схему АПВ поступает сигнал, что выключатель отключился, а со стороны управляющего выключателем ключа приходит сигнал, что ключ в положении «включено», то это означает, что произошло незапланированное (например, аварийное) отключение выключателя. Этот принцип применяется для того, чтобы исключить срабатывание устройств АПВ в случаях, когда произошло запланированное отключение выключателя.

К схемам и устройствам АПВ применяется ряд обязательных требований, связанных с обеспечением надёжности электроснабжения. К этим требованиям относятся:

· АПВ должно обязательно срабатывать при аварийном отключении на защищаемом участке сети.

· АПВ не должно срабатывать, если выключатель отключился сразу после включения его через ключ управления. Подобное отключение говорит о том, что в схеме присутствует устойчивое повреждение, и срабатывание устройства АПВ может усугубить ситуацию. Для выполнения этого требования делают так, чтобы устройства АПВ приходили в готовность только через несколько секунд после включения выключателя. Кроме того, АПВ не должно срабатывать во время оперативных переключений, осуществляемых персоналом.

· Схема АПВ должна автоматически блокироваться при срабатывании ряда защит (например, после действия газовой защиты трансформатора, срабатывание устройств АПВ нежелательно)

· Устройства АПВ должны срабатывать с заданной кратностью. То есть однократное АПВ должно срабатывать 1 раз, двукратное -- 2 раза и т. д.

· После успешного включения выключателя, схема АПВ должна обязательно самостоятельно вернуться в состояние готовности.

· АПВ должно срабатывать с выставленной выдержкой времени, обеспечивая наискорейшее восстановление питания в отключенном участке сети. Как правило, эта выдержка равняется 0,3-5 с. Однако, следует отметить, что в ряде случаев целесообразно замедлять работу АПВ до нескольких секунд.



Заключение

В данном курсовом проекте были изложены и рассмотрены многие принципы построения релейной защиты воздушных линий и трансформаторов, а также закреплены и дополнены знания, полученные во время изучения дисциплины РЗ и А.

В ходе выполнения курсового проекта были рассчитаны токи КЗ для заданной сети; выбраны основные виды защит для всех защищаемых элементов; были рассчитаны уставки срабатывания защит и реле, рассчитаны параметры релейной защиты шин ВН и трансформатора подстанции «Призейская» и приведены электрические схемы рассчитанных защит и устройств автоматики.



Приложение

Схемы релейной защиты



Схемы релейной защиты



Схемы релейной защиты



Схемы релейной защиты



Схемы релейной защиты

Схемы релейной защиты

Схемы релейной защиты

Схемы релейной защиты

Размещено на Allbest.ru

...