Релейная защита и автоматизация систем электроснабжения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Ангарский государственный технический университет

Кафедра электроснабжения промышленных предприятий

Контрольная работа

Релейная защита и автоматизация систем электроснабжения

Выполнил: студент гр. ЭЭз-12-1

Мугдуев А.П.

Проверил

доцент кафедры ЭПП Тинина Л.П.

г. Ангарск 2016

1. Исходные данные

Номинальное напряжение сети, кВ - 110 кВ:

Максимальная мощность трехфазного короткого замыкания, MBA-2800; Длина питающей линии, км - 28;

Длина смежной линии, км - 30;

Тип и мощность трансформатора, кВА - ТДН - 16000/110

Uh=115/11кВ

Мощность нагрузки, МВт - 38МВА;

Хо системы =1,0-XI

Однолинейная схема сети и понижающей подстанции

Мощность трансформатора собственных нужд, кВА - 400

Напряжение источника оперативного тока,В-220

Расстояние от ОРУ до релейного щита,м-75-120.

2. Расчет токов короткого замыкания

Схема замещения.

Определим реактивное сопротивление системы в максимальном и минимальном режимах работы:

трансформатор короткий замыкание ток

Определяем рабочий ток максимальный:

По таблице 2.2 методического пособия с учетом выбираем провод марки АС 120/19.

Значение тока и удельных активного и реактивного сопротивлений для данного выбранного провода Iдоп.нагр =375A,Ryd =0,249 Ом/км, Худ = 0,427Ом/км..

Определим реактивное сопротивление линий:

Подсчитаем сопротивление трансформатора:

UНН=11 кВ, Smp=16 MBA.

Uk min%=9,8, Uk max%=11,71

Определяем токи короткого замыкания:

Точка К1:

Точка К2:

Точка К3:

Точка К4:

Приведенный к напряжению 11 кВ:

Для каждой точки короткого замыкания рассчитываем ток двухфазного короткого замыкания по формуле: . Результаты заносим в таблицу и строим график

I	К1	К2	КЗ	К4
1к(3)mах	14,06	3,67	2,02	0,78
lK(3)min	11,95	3,52	1,98	0,45
lK(2)min	12,17	3,18	1,75	0,67

График изменения токов К.З. вдоль линии.

3. Выбор параметров первой, второй и третей ступеней защиты

Селективность действия первой ступени токовой защиты (токовой отсечки) достигается выбором I1 сз, который больше Iк(3) mах в конце защищаемой линии.

I1 сз = К1 отс * Iк(3) mах(К2)

К1 отс - учитывает возможное влияние апериодической составляющей, неточность расчета Iкз и погрешность трансформаторов тока, выбирается возможно меньше.

К1 отс = 1,2?1,3 при использовании реле РТ - 40.

Следовательно, I1 сз = 1,2 * Iк(3) mах(К2)= 1,2 * 3,67 = 4,04кА

Кч удовлетворяет требованиям {Кч,? 1,2).

Вторая ступень предназначена для защиты конца участка

Кч не удовлетворяет требованиям чувствительности.

Третья ступень токовой защиты может выполняться с независимой выдержкой времени. Селективность защиты обеспечивается выбором выдержки времени по ступенчатому принципу:

Ток срабатывания МТЗ выбирается по условию отстройки от максимального рабочего тока с учетом I самозапуска двигателей после отключения внешнего К.З

Кн = 1,1 ?1,2 - учитывает погрешности реле РТ-40 и расчета.

Ксзп = 1,2? 1,5 - коэффициент самозапуска.

KB = 0,8 - коэффициент возврата.

Коэффициенты чувствительности (основной и резервный) удовлетворяют требованиям.

4. Защита линии 110 кВ от коротких замыканий на землю

Определим сопротивления нулевой последовательности.

Хос тах = X1с max* 1,0 = 7,35 0м

Хос min = X1с min* 1,0 = 7,35 0м

Ховл1= Хвл1*3 = 22,24*3 = 66,72 0м

Хотр max = Хтр шах- 0,9 = 220* 0,9 = 198 Ом

Хотр min = Хтр min- 0,9 = 81,2 * 0,9 = 73 0м



Схема замещения нулевой последовательности

Определим ток нулевой последовательности при однофазном коротком замыкании на землю в точке К1:

Со стороны системы:

Со стороны линии:

Определим ток нулевой последовательности пи двухфазном коротком замыкании на землю в точке К1:

Со стороны системы:

Со стороны линии:



Определим ток при однофазном коротком замыкании на земля в точке К2:

Со стороны системы:

Определим ток при двухфазном коротком замыкании на земля в точке К2:

5. Выбор уставок защиты от коротких замыканий на землю.

Первая ступень

IсзIзз=Котс I *3Io(1,1) к max вл =1,3*0,45=0,585

IсзIзз=Котс I *3Io(1,1) к max вл =1,3*1,134=1,47

Третья ступень

Коэффициенты чувствительности обеих ступеней защиты удовлетворяют требованиям.

6. Защита трансформатора

Согласно ПУЭ на трансформаторах должна устанавливаться следующая защита:

ь Газовая защита от внутренних повреждений трансформатора (многофазные и однофазные короткие замыкания в обмотках, а также «пожар стали» магнитопровода).

ь Дифференциальная защита (является основной защитой реагирующая на повреждения в обмотках, на выводах и в соединениях с выключателями).

ь МТЗ трансформатора (является резервной защитой в случае отказа или ремонта дифференциальной защиты).

ь Защита от перегрузок.

В процессе эксплуатации возможны повреждения в трансформаторах и на их соединениях с коммутационными аппаратами. Могут быть также опасные ненормальные режимы работы, не связанные с повреждением трансформатора или его соединений. Возможность повреждений и ненормальных режимов обуславливает необходимость установки на трансформаторах защитных устройств.

Основными видами повреждений являются многофазные и однофазные короткие замыкания в обмотках и на выводах трансформатора, а также «пожар стали» магнитопровода. Однофазные бывают двух видов: на землю и между витками обмотки (витковые замыкания). Наиболее вероятные многофазные и однофазные короткие замыкания на выводах трансформатора и однофазные витковые замыкания в обмотках. Защита от коротких замыканий выполняется с действием на отключение повреждённого трансформатора. Для ограничения размеров разрушений её выполняют быстродействующей. Но использовать для этого дифференциальные или дистанционные защиты не предоставляется возможным, Так как при малом числе замкнувшихся витков ток в поврежденной фазе со стороны питания может оказаться даже меньше значения номинального тока, а напряжения на выводах трансформатора практически не изменится.

Опасным внутренним повреждением является также «пожар стали» магнитопровода, который возникает при нарушении изоляции между листами магнитопровода, что ведёт к увеличению потерь на перемагничивание и вихревые токи. Потери вызывают местный нагрев стали, ведущий к дальнейшему нарушению изоляции. Защиты, основанные на использование электрических величин, на этот вид повреждения, тоже не реагируют, поэтому возникает необходимость в применения специальной защиты от витковых замыканий и от «пожара стали». Для маслонаполненных трансформаторов такой защитой является газовая, основанная на использовании явлений газообразования. Образование газа является следствием разложения масла и других изолирующих материалов под действием электрической дуги при витковых замыканиях или недопустимого нагрева при «пожаре стали». Электрическая дуга возникает и при многофазных коротких замыканиях в обмотках. Поэтому газовая защита является универсальной защитой от всех внутренних повреждений трансформатора. Ненормальные режимы работы трансформаторов обусловлены внешними короткими замыканиями и перегрузками. В этих случаях в обмотках трансформатора появляются большие токи (сверхтоки). Особенно опасны токи, проходящие при внешних коротких замыканиях; эти токи могут значительно превышать номинальный ток трансформатора. В случае длительного прохождения тока возможны интенсивный нагрев изоляции обмоток и её повреждения. Вместе с этим при коротком замыкании понижается напряжение сети Поэтому на трансформаторе должна предусматриваться защита, отключающая его при появлении сверхтоков.

Перегрузка трансформаторов не влияет на работу системы электроснабжения в целом, так как она обычно не сопровождается снижением напряжения. Кроме того, сверхтоки перегрузки относительно не велики и их прохождение допустимо в течении некоторого времени, так согласно нормам трансформатор можно перегрузить до 60% в течении 45 минут с учетом, того что в последующий период времени он будет недогружен. Поэтому защита трансформатора от перегрузки выполняется с действием на сигнал.

7. Газовая защита

Газовая защита, как указывалось выше, основана на использовании явления газообразования в баке трансформатора. Интенсивность газообразования зависит от характера и размеров повреждения. Это дает возможность выполнить газовую защиту, способную различать степень повреждения, и в зависимости от этого действовать на сигнал или отключение. Основным элементом газовой защиты является газовое реле KSG, устанавливаемое в маслопроводе между баком и расширителем (рис. а). Более совершенно реле РГЧЗ-66 с чашкообразными элементами 1 и 2 (рис. б).

Элементы выполнены в виде плоскодонных алюминиевых чашек, вращающихся вместе с подвижными контактами 4 вокруг осей 3. Эти контакты замыкаются с неподвижными контактами 5 при опускании чашек. В нормальном режиме при наличии масла в кожухе реле чашки удерживаются пружинами б в положении, указанном на рисунке. Система отрегулирована так, что масса чашки с маслом является достаточной для преодоления силы пружины при отсутствии масла в кожухе реле. Поэтому понижение уровня масла сопровождается опусканием чашек и замыканием соответствующих контактов. Сначала опускается верхняя чашка и реле действует на сигнал. При интенсивном газообразовании возникает сильный поток масла и газов из бака в расширитель через газовое реле. На пути потока находится лопасть 7, действующая вместе с нижней чашкой на общий контакт. Лопасть поворачивается и замыкает контакт в цепи отключения трансформатора, если скорость движения масла и газов достигает определенного значения, установленного на реле. Предусмотрены три уставки отключающего элементы по скорости потока масла: 0,6; 0,9; 1,2 м/с. При этом время срабатывания реле составляет t=0,05 ... 0,5 с.

Монтаж газовой защиты связан с выполнением некоторых специфических требований: для беспрепятственного прохода газов в расширитель должен быть небольшой подъем (1,0 -- 1,5% у крышки трансформатора и 2 -- 4% у маслопровода) от крышки к расширителю (рис. 6 а); нижний конец маслопровода, входящий внутрь трансформатора, должен заделываться с внутренней поверхности крышки, а нижний конец выхлопной трубы -- вдаваться внутрь трансформатора; контрольный кабель, используемый для соединения газового реле с панелью защиты или промежуточной сборкой зажимов, должен иметь бумажную, а не резиновую изоляцию, так как резина разрушается под действием масла; действие газовой защиты на отключение необходимо выполнить с самоудерживанием, чтобы обеспечить отключение трансформатора в случае кратковременного замыкания или вибрации нижнего контакта газового реле, обусловленных толчками потока масла при бурном газообразовании.

В схеме зашиты на переменном оперативном токе (рис. в) самоудерживание достигается путем шунтирования нижнего контакта газового реле KSG верхним замыкающим контактом реле KL. Самоудерживание автоматически снимается после разрыва цепи отключения вспомогательным контактом Q1.2 выключателя Q1.

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, основной из которых -- нереагирование ее 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.

Газовая защита обязательна для всех трансформаторов мощностью более 6,ЗМВА.

8. Дифференциальная защита силового трансформатора

Расчет дифференциальной токовой защиты, выполненной с реле серии ДЗТ-11,

Таблица токов короткого замыкания

Режим	Токи к.з.	Токи к.з. приведены к 110 кВ	Токи к.з. приведены к 6 кВ
		К2	К4	К4
максимальный	I(3)КЗ(MAX)	3672	799	8147
минимальный	I(3)КЗ(MIN)	3522	449	4696

Определяем значения первичных и вторичных токов

Наименование величины	Расчётная формула	Числовые значения для сторон
		110 кВ	11 кВ
Первичный номинальный ток, А
Коэффициент трансформации ТТ.
Схема соединения обмоток ТТ, коэффициент схемы.		?	Y
Вторичные номинальные токи в плечах защиты, А

Ток срабатывания защиты на стороне 110 кВ:

=1,5*80.26=120,39(А)

где Котс = 1,5 для реле ДЗТ-11

Ток срабатывания реле на стороне 110 кВ

Число витков обмотки реле для стороны 110 кВ

где F=100(Aw)-МДС срабатывания.

Принимаем число витков равное W прин(110кВ) = 15 (витков);

Пересчитаем ток срабатывания реле на стороне 110 кВ с учётом W прин:

Пересчитаем ток срабатывания защиты на стороне 110 кВ с учётом W прин,

Расчётное число витков обмотки реле для стороны 10 кВ:

Принимаем число витков равное W прин(110кВ) =25 (витков);

Котс = 1,5 для реле ДЗТ-11

IНЕБАЛАНС=IIнб+ IIIнб+ IIIIнб

IIнб=Kапер*Кодн** I(3)КЗ(MAX) - разнотипность трансформаторов тока.

Kапер = 1 - апериодическая составляющая тока короткого замыкания

Кодн=1 - коэффициент однотипности учитывает неидентичность характеристик ТТ.

?=10% - полная погрешность ТТ.

I(3)КЗ(MAX) действующее значение установившегося тока трёхфазного короткого замыкания.

автоматическое регулирование коэффициента трансформации.

= ±16% - предел регулирования напряжения

IIIIнб = * неточность выравнивания токов во вторичных обмотках ТТ.

Ток срабатывания защиты на стороне 10 кВ:

Kапер* Кодн*++)*

так как расчётный ток срабатывания, выбранный по токам небаланса меньше тока срабатывания защиты на стороне 110 кВ, то нет необходимости включать тормозную обмотку. (1НБ не велик и не приведёт к срабатыванию реле).

Все же включим тормозную обмотку. Число ее витков найдется по формуле:

W торм. прин. = 19 витков



9. Максимальная токовая защита трансформатора

Выбор уставок максимальной токовой защиты сводится к определению тока срабатывания и времени срабатывания.

МТЗ установленная со стороны питания трансформатора имеет две выдержки времени. С меньшей выдержкой времени tl действуют на отключение выключателя, установленного со стороны низкого напряжения.

С большей выдержкой времени t2 действует на выключатель, установленный со стороны высокого напряжения. Кроме того, устанавливается МТЗ, со стороны низкого напряжения действующая на отключения выключателя со стороны низкого напряжения.

Чувствительность защиты проверяется при раздельной работе трансформаторов, при двухфазном коротком замыкании за трансформатором, в минимальном режиме работы системы.

Ток срабатывания МТЗ выбирается с учетом того, что в некоторых режимах трансформатор может быть загружен до 1,3* 1НОм (при выведенном в ремонт втором трансформаторе).

Найдем ток срабатывания защиты на стороне 6 кВ.

По условию отстройки, от дополнительной нагрузки считая, что каждый трансформатор загружен на 70%:

Ток срабатывания защиты выбираем наибольший из двух условий.

Выбираем ток: 1СЗ =2028 А

Коэффициент самозапуска принимаем равным:

КСЗП > 1,3

МТЗ на стороне высшего напряжения выбирается аналогично, с учетом ее загрубения в 1,05-1,1 раза.

Найдем ток срабатывания защиты на стороне 110 кВ.

Чувствительность защиты проверяется при раздельной работе трансформаторов при двухфазном коротком замыкании за трансформатором в минимальном режиме работы системы. Если коэффициент чувствительности Кч < 1,5, то МТЗ выполняется с комбинированным пуском по напряжению.

Найдем коэффициент чувствительности на стороне 10 кВ:

- защита будет работать

Найдем коэффициент чувствительности на стороне 110кВ:

- защита удовлетворяет требованиям чувствительности.

10. Токовая защита от перегрузки трансформатора

11. Расчет дифзащиты трансформатора на терминале MiCom-P632

В случае разного соединения обмоток трансформатора, например по схеме Y / ? , первичные токи сдвинуты на угол, определяемый группой соединения обмоток. Соответственно сдвинуты по фазе и вторичные токи. В обычно применяемых дифзащитах компенсируют токи путем включения вторичных обмоток в схему соответствующую группе соединений. На стороне трансформатора соединенной в звезду вторичные обмотки соединяют в треугольник, а на стороне треугольника трансформаторы тока собирают в звезду.

В устройстве Р6Зх согласование групп соединений осуществляется математически. Трансформаторы тока на всех сторонах собираются в звезду, что уменьшает погрешность трансформаторов тока. Устройство Р6Зх реализует изменение группы за счет образования геометрических разностей фазных токов la - lb, lb - 1с и Ic - 1а на стороне низшего напряжения (сторона В, С или D). При нечетных группах соединения обмоток для сохранения, ранее полученного амплитудного согласования эта разность умножается на коэффициент 1/

Обозначение и расчетная формула	Числовое значение для обмоток
	115кВ	11кВ
КТТ
Схема соединения втор. Обм. Трансформ. Тока.	Y	Y
Кам=Iн.т.т/Iбаз
Ограничения Кам
Характеристика параметров	Обозначение и расчетная формула	Числовое значение для обмоток
		110кВ	10кВ
Расчетный ток небаланса в относительных единицах, соответствующий началу торможения.	Iннач=(Кодн*Кап*?+?Uрпн+?выр)*Ihом Где-?=6,5%/100=0,065 ?ВЫР=1%*/100=0,0173 КОДН=1 ?UРПН=16%/100=0,16 Ihом==50,26/50,26=1
Расчет минимального тока срабатывания Id>	Id>?КОТС* IНБНАЧ
Принятый Id>	Id>0,4	0,4
Ток начало торможения.	IRml=0,5*Id>	0,2
Ток небаланса при малых токах К.З.	IНБ? Iннач=(Кодн*Кап*?+?Uрпн+?выр)*2*IБ IБ=
Коэффициент торможения второго участка (первой наклонной характеристики).	m1	2
Принятый ml	M1(0.2?1.5)	0,3
Ток небаланса при больших внешних токах К.З (второй наклонной характеристики).	IНБ?КОДН*КАП*?+?UРПН+?ВЫР)*Ik Ik=
Коэффициент торможения третьего участка (второй наклонной характеристики).
Принятый коэффициент торможения второго участка.		0,7
Уравнения характеристики срабатывания участков
	Id>	0,4
	m1*IRm1(2)+Id>*(1-0.5ml)	0,3
	m2*IRm3+Id>*(1-0.5ml)+ IRm2*(m1-m2)

Проверка:

=0,7

Чувствительность защиты проверяется при металлическом расчетном виде КЗ на выводах защищаемого трансформатора, при работе его на расчетном ответвлении. Расчетными режимами работы подстанции и питающих систем являются реальные режимы, обуславливающие минимальный ток при расчетном виде КЗ.

В соответствии с ПУЭ требуется обеспечить наименьший коэффициент чувствительности примерно 2,0.

Чувствительность определяем согласно характеристике срабатывания по следующей формуле :Iбаз =Iном=80,4А

При 2-х фазном К.З. на выводах ВН:

При 2-х фазном К.З. на стороне 10кВ

Чувствительность обеспечивается.

При включении ненагруженного трансформатора, ток включения в несколько раз превышает номинальный ток этого трансформатора. Для предотвращения ложной работы дифзащиты от броска тока намагничивания используется блокировка дифзащиты по току 2й гармоники, так как ток включения трансформатора содержит значительную часть высших гармоник с двойной частотой сети.

Устройство Р6Зx производит фильтрацию дифференциального тока. При этом в дифференциальном токе определяются составляющие основной гармоники (I(f0)) и второй гармоники (I2(f0)). Если отношение I2(f0)/I(f0) хотя бы в одной измерительной системе дифзащиты превышает определенное выставляемое значение, то производится блокировка отключения. Блокировка не выполняется, если дифференциальный ток превышает установленный порог. Указанная величина устанавливается в виде уставки Idiff».

При эксплуатации трансформатора с напряжением выше номинального возникает насыщение сердечника трансформатора, что может привести к появлению дифференциального тока превышающего уставку дифзащиты, а значит к ложному срабатыванию дифференциальной защиты. Возможность устранения ложной работы дифзащиты основана на том, что ток при насыщении защищаемого трансформатора содержит значительную часть высших гармоник с пятикратной частотой сети.

Устройство Р6Зх производит фильтрацию дифференциального тока. При этом в дифференциальном токе определяются составляющие основной гармоники (I(f0)) и пятой гармоники (I5(f0)). Если отношение II5(fO)/I(fO) превышает установленное значение и величина дифференциального тока меньше, чем 41баз, то производится блокировка отключения.

Блокировка не выполняется, если величина дифференциального тока превышает уставку Idiff».

Если дифференциальный ток защиты превышает уставку Id>> устройство срабатывает без учета действия блока стабилизации дифференциального тока при броске тока намагничивания и блока стабилизации при перевозбуждении защищаемого трансформатора.

Уставка блокировки по току 2 гармоники. Опытным путем подобрана уставка 10%.

Уставка блокировки по току 5 гармоники. Опытным путем подобрана уставка 15%.

Размещено на Allbest.ur

...