Проектирование релейной защиты и автоматики участка сети

Выдержка времени АПВ на линиях с отпайками. В рассматриваемой сети это линия БВ, для которой выдержка времени АПВ должна согласовываться со временем действия защиты, короткозамыкателя (tQN) и отделителя (tQR) приемной подстанции. Для линии БВ защиты питающих сторон не чувствительны к КЗ на стороне НН подстанции и время действия защиты автотрансформатора и короткозамыкателя не учитывается. При включении короткозамыкателя выбор выдержки времени АПВ зависит от времени и порядка действия земляных защит линии БВ.

1. Для линии БВ со стороны подстанции Б (расчетная точка К10, минимальный режим), когда первая ступень защиты подстанции В действует в каскаде tс.з. В = 0,1 с.

2. Для линии БВ со стороны подстанции В (расчетная точка К10, максимальный режим) при выборе уставки АПВ учитывается время действия второй ступени защиты подстанции Б.

Таким образом для линии БВ выдержка времени АПВ со стороны подстанции Б определяется условием 3 как для линии с двухсторонним питанием (tАПВ = 2,2 с), а со стороны подстанции В определяется условием 2 как для линии с отпайкой (tАПВ = 1,8 с).

2.7 Схема размещения релейной защиты и автоматики

На основании произведенных расчетов уставок релейной защиты и автоматики выбираются принципы выполнения защиты сети. Принятые к установке устройства и их уставки отражают на схеме размещения релейной защиты и автоматики (рис. 2.7.1). Такие схемы позволяют проверить правильность расчетов уставок, оценить принципы выполнения, а также анализировать порядок работы защиты и автоматики при КЗ.

Выполненные расчеты показывают, что для рассматриваемого участка сети в качестве основных защит на параллельных линиях могут быть применены дифференциально-фазные высокочастотные защиты (ДФЗ) или поперечная дифференциально-направленная защита (ПДНЗ). С целью упрощения защиты в качестве основной защиты параллельных линий принята ПДНЗ. При работе одной из параллельных линий с целью обеспечения быстродействия основной принята защита ДФЗ.

В качестве резервных защит от междуфазных повреждений на линиях АБ и БВ приняты к установке трехступенчатые дистанционные защиты (рис. 2.7.1, СВ - защита сопротивления с выдержкой времени).

В качестве резервных защит от замыканий на землю на линиях АБ и БВ предусмотрены трех и четырехступенчатые направленные защиты нулевой последовательности (ТОВ - токовая нулевой последовательности с выдержкой времени).

В качестве дополнительных защит на линиях АБ и БВ со стороны подстанции В применены токовые отсечки (/Т/, рис. 2.7.1). На тупиковой линии и подстанции Г установлены в качестве основных защит: двухступенчатая максимальная токовая защита с выдержкой времени (ТВ) от междуфазных КЗ и одноступенчатая направленная токовая отсечка нулевой последовательности (/Т0/, рис. 2.8.1) от замыканий на землю.

Принятые уставки дистанционных и земляных защит в целом обеспечивают ближнее и дальнее резервирование. Исключение составляет режим каскадного отключения КЗ у шин подстанции В и отказа выключателя этой линии на подстанции А, когда дистанционная защита параллельной линии со стороны подстанции Б оказывается нечувствительной. Последнее требует установки на подстанции А устройства резервирования отказа выключателя (УРОВ). Отметим, что согласно Правилам устройства электроустановок на всех крупных подстанциях 110 кВ (А, Б, В) предусматриваются УРОВ.

Выключатели всех линий оборудуются устройствами трехфазного несинхронного АПВ однократного действия.

Рис. 2.8.1. Схема размещения устройств релейной защиты и автоматикидля рассмотренного участка сети (кА, кВ, Ом, с)



3. Защита понижающего трансформатора

Для проектирования релейной защиты трансформатора в полном объеме заменяем в этом пункте двухобмоточный трансформатор на ПГ на трехобмоточный трансформатор ТДЦТН-40000/220.

3.1 Исходные данные к расчету защит

Требуется рассчитать защиту трехобмоточного трансформатора ТДЦТН-40000/110 (115 12%/38, 5 5%/11 кВ), Y/Y/-11, Uк ВС = 12,5%, Uк ВН = 24%, Uк СН = 10,5%, питающегося от энергосистемы с параметрами Хс.макс = 29,54 Ом, Хс.мин = 42,47 Ом (сопротивления приведены к Uср.н = 220 кВ).

Для составления схемы замещения вычисляются сопротивления сторон трансформатора:

где напряжения короткого замыкания обмоток трансформатора:



Рис. 2.1. Поясняющая схема (а) и схема замещения (б) к примеру расчета защиты понижающего трансформатора

При расчетах токов КЗ для защит трансформаторов с РПН следует учесть изменение сопротивления за счет регулирования напряжения. Для трансформаторов 110 кВ приближенно можно принять:

отсюда

Ток КЗ на шинах среднего напряжения (точка К1, Рис. 3.1.1.)

Ток КЗ на шинах НН (точка К2, рис. 2.1)

3.2 Расчет продольной дифференциальной токовой защиты

Предварительный расчет дифференциальной защиты и выбор типа реле.

1. Ток срабатывания защиты определяется по большему из двух расчетных условий (6.1) [1] и (6.2) [1]:

а) отстройка от броска тока намагничивания

где

б) отстройка от тока небаланса, выполняется с учетом выражений (6.3)-(6.6)[1]:

Принимается Iсз = 249,2 А.

2. Предварительная проверка чувствительности производится по первичным токам при двухфазном КЗ на стороне НН (точка К4, рис. 2.1):

3. Поскольку защита с реле типа РНТ не обеспечивает чувствительности, а расчетной является отстройка от тока небаланса, то следует применить реле типа ДЗТ-11, для которого ток срабатывания защиты выбирается по условиям:

а) отстройка по (6.1) [1]от броска намагничивающего тока

Iсз = к0Iном

Iсз= 1,5100 = 150 (А)

б) отстройка по (6.2) [1]от тока небаланса при КЗ на СН

в) отстройка по (6.2) [1]от тока небаланса при КЗ на НН

Принимаем реле ДЗТ-11 с установкой тормозной обмотки со стороны СН. Тогда отстройка по п.3,б будет обеспечена за счет торможения, а ток срабатывания защиты принимается по большему из условий 3,а и 3,в: Iс.з = =158,4 А;

4. Определяется чувствительность защиты при КЗ на стороне НН при минимальном регулировании:

Это значение кч несколько меньше нормируемого, однако уже при номинальном коэффициенте трансформации трансформатора ток КЗ составит:

и требуемый коэффициент чувствительности обеспечивается

Поэтому защита с реле ДЗТ-11 может быть применена.

Выбор уставок реле ДЗТ.

1. Первичный и вторичный токи сторон трансформатора определяются по выражениям (6.9) [1], (6.10) [1]. Данные расчета приведены в табл. 3.1.1.

Таблица 3.1.1 - Расчет первичных и вторичных токов сторон трансформатора

Обозначение параметров	I-ВН-115кВ	II-СН-38,5 кВ	III-НН-11 кВ
Iном.n, А
КIn	300/5	1500/5	3000/5
Схема соединения ТТ	треугольник	треугольник	звезда
Iв.ном.n, А

Из табл.3.1.1 следует, что в качестве основной следует взять сторону СН (11 кВ), имеющей больший вторичный номинальный ток.

2. Ток срабатывания реле для основной стороны определяется по выражению (6.11)

3. Расчетное число витков рабочей обмотки для основной стороны определяется по (6.12) [1]

Принимается витков, что соответствует фактическому току срабатывания реле

4. Расчетные числа витков для других сторон трансформатора определяются по (6.13) [1]

- для стороны 220 кВ

Принимается;

- для стороны 35 кВ

Принимается.

5. Уточненный ток срабатывания защиты с учетом погрешности выравнивания находится по выражениям (6.2)-(6.6):

где

wI = (wI расч - wI)/wI расч = (38.13 - 38)/38 = 0,003.



6. Уточненный расчетный ток срабатывания реле определяется по (6.11)

7. Расчетный ток небаланса защиты при КЗ на стороне СН, где предусмотрено торможение с учетом погрешности выравнивания находится по выражениям (6.3)-(6.6)

где

8. Число витков тормозной обмотки находится по выражению (6.15):

Таким образом, в установке на реле принимаются следующие витки:

;



9. Чувствительность защиты определяется приближенно по первичным токам при расчетном КЗ на стороне НН для случаев минимального и нормального регулирования трансформатора

кч =280/159.5 = 1.76 и кч = 350/159.5 = 2.19

где Iс.з = 159,5 А - фактический ток срабатывания защиты, определяется из выражения (6.11) по Iс.р = 5,56 А.

Поскольку коэффициент чувствительности защиты при нормальном регулировании напряжения практически соответствует нормируемому, а при минимальном регулировании достаточно высок, то защита с реле ДЗТ-11 рекомендуется к установке. Заметим, что включение тормозной обмотки на сумму вторичных токов сторон СН и НН позволяет выбрать ток срабатывания по условию 3,а и обеспечить кч 2 во всех режимах. Уточнение числа витков реле предлагается произвести самостоятельно.

3.3 Расчет максимальной токовой защиты с комбинированным пуском по напряжению

В соответствии с § 6.3.1, п.1 для трехобмоточных трансформаторов с односторонним питанием в качестве резервной защиты рекомендуется установка на стороне питания МТЗ с пуском или без пуска по напряжению.

1. Первоначально определяется ток срабатывания МТЗ без пуска по напряжению в соответствии с выражением (6.56) [1]:

2.Чувствительность защиты проверим по (6.57)[1] при КЗ на шинах СН и НН в минимальных расчетных режимах:

кч = 480/333.3 = 1.44 и кч = 280/333.3 <1;

Поскольку чувствительность МТЗ без пуска по напряжению оказывается недостаточной, применим блокировку по напряжению со сторон СН и НН трансформатора. В этом случае ток срабатывания защиты, определенный по уравнению (6.59)[1], равен:

а чувствительность защиты в тех же расчетных точках составит:

кч = 480/133.3 = 3.6 икч = 280/133.3 = 2.1

3. Напряжение срабатывания органа блокировки при симметричных КЗ определим приближенно по выражению (6.61) [1]:

Uс.зUс.мин/кВ

Uс.з 0,7220/1,2 = 128,3 (кВ)

4. Напряжение срабатывания органа блокировки при несимметричных КЗ определяется по (6.62)[1]:

U2с.з = 0,06Uном

U2с.з = 0,06230= 13,8 (кВ);

5. Чувствительность блокирующих органов проверяется при КЗ на приемных сторонах трансформатора, куда и подключены блокирующие реле, т.е.

, а

Тогда

Поскольку при КЗ на приемных сторонах трансформатора кч>1,5, то дифференциальные защиты шин на этих сторонах можно не устанавливать.

6. Ток срабатывания защиты от симметричного перегруза, действующей на сигнал, определяется по условию отстройки от номинального тока трансформатора на стороне, где установлена защита, по выражению:

7. Выдержки времени МТЗ согласуются с выдержками времени защит линий на сторонах СН и НН.



4. Защита автотрансформатора понижающей подстанции

4.1 Исходные данные к расчету защит

1. Требуется рассчитать релейную защиту автотрансформатора типа АТДЦТН-125000/220/110/11, имеющего встроенное РПН на стороне СН в пределах 12% номинального напряжения, питание одностороннее со стороны высшего напряжения, сопротивления системы прямой и нулевой последовательности для максимального и минимального режимов, приведенные к Uср.н = 230 кВ на стороне ВН подстанции, равны соответственно хс1макс = 24,83 Ом; хс1мин = 34,94 Ом; хс0макс = 27,13 Ом; хс0мин = 28,1 Ом.

На подстанции установлены два одинаковых автотрансформатора. Питание подстанции осуществляется от двух источников по четырем одноцепным линиям 150, 120, 100 и 80 км. На стороне 110 кВ питание потребителей осуществляется по четырем радиальным линиям длиной 60, 70, 80 и 90 км.

2. При составлении схем замещения для расчета дифференциальной защиты рассматривается режим раздельной работы автотрансформатора (рис.4.1.1,а). Сопротивления обмоток автотрансформатора (в зависимости от положения переключателя РПН) определяются для минимального, среднего и максимального значений регулируемого напряжения. Предварительно из (1,19, табл.П1.1) выбираются соответствующие напряжения UК,% данного типа автотрансформатора: Uк.ВН.сред= 31; Uк.СН.мин=20,3; Uк.СН.сред=19,0; Uк.СН.макс=19,0 Uк.ВС.мин=18,9; Uк.ВС.сред= 11; Uк.ВС.мин= 6,8,по которыми находятся напряжения UК соответствующих обмоток в зависимости от положения переключателя РПН:

Uк.В.мин = 0,5(Uк.ВН + Uк.ВС.мин - Uк.СН.мин)



Uк.В.мин = 0,5(31 + 18,9 -20,3) = 14,8 (%)

Uк.С.мин = 0,5(Uк.ВС.мин + Uк.СН.мин - Uк.ВН)

Uк.С.мин = 0,5(18,9 + 20,3 - 31) = 4,1 (%)

Uк.Н.мин = 0,5(Uк.ВН + Uк.СН.мин - Uк.ВС.мин)

Uк.Н.мин = 0,5(31 + 20,3 -18,9) = 16,2 (%).

Рисунок 4.1.1. Поясняющая схема (а) и схемы замещения прямой (б) и нулевой последовательности (в) к примеру расчета защиты автотрансформатора

Результаты расчетов Uк для других положений переключателя РПН и соответствующие им сопротивления приведены в табл.4.1.1.



Таблица 4.1.1 - Напряжения короткого замыкания и сопротивления обмоток автотрансформатора мощностью 125 МВА

Обмотки автотрансформатора	Высшего напряжения	Среднего напряжения	Низкого напряжения
Положение РПН	мин	сред	макс	мин	сред	макс	мин	сред	макс
Напряжение короткого замыкания обмотки, %	14,8	11,5	8,85	4,1	-0,5	-2,6	16,2	19,5	22,15
Сопротивление обмотки, приведенное к Uср.н = 230 кВ	63,6	48,6	37,4	17,3	-2,1	-11,0	68,5	82,5	93,7

Примечание - С целью упрощения расчетов сопротивления обмотки среднего напряжения во всех положениях РПН принимается равным нулю.

3. Определяются расчетные токи коротких замыканий для выбора уставок и проверки чувствительности защиты.

Ток трехфазного КЗ на шинах среднего напряжения (точка К1, 4.1.1) в максимальном режиме:

Ток трехфазного КЗ на шинах низкого напряжения в максимальном режиме (точка К2, рис. 4.1.1,б):

Двухфазное КЗ на шинах низкого напряжения в минимальном режиме работы системы и крайних положениях (+РО,-РО) переключателя РПН (точка К4, рис. 4.1.1,б):

Двухфазное КЗ на шинах среднего напряжения в минимальном режиме работы системы и крайних положениях (+РО, -РО) переключателя РПН (точка К3, рис. 4.1.1,б):

Однофазное КЗ на шинах среднего напряжения в минимальном режиме работы системы и крайних положениях (+РО, -РО) переключателя РПН (точка К3, рис. 4.1.1,б,в):

где



где

4.2 Расчет продольной дифференциальной токовой защиты

1. Определяются расчетные первичные и вторичные номинальные токи для всех сторон защищаемого автотрансформатора, соответствующие его проходной мощности (табл. 4.2.1).

2. Производится выбор параметров выравнивающих автотрансформаторов (ТLn), трансреактора (ТАV) и промежуточных ТТ (ТАn) цепи торможения (табл. 4.2.2). За основную сторону принята сторона основного питания 110 кВ.

На рис.4.2.1 приведена поясняющая схема включения токовых цепей дифференциальной защиты автотрансформатора, составленная по данным расчета табл. 4.2.2.

3. Определяется по (6.30) [1] первичный тормозной ток, соответствующий началу торможения

Таблица 4.2.1 - Расчет первичных и вторичных номинальных токов сторон автотрансформатора

Наименование величины	Обозначения и метод определения	Числовые значения для сторон
		220 кВ (I)	110 кВ (II)	10 кВ (III)
Первичный ток на сторонах автотрансформатора, А
Коэффициент трансформации ТТ	К1	500/5	1000/5	3000/5
Схема соединения ТТ	-			Y
Вторичный ток в плечах защиты, А

Таблица 4.2.2 - Расчет ответвлений автотрансформаторов тока, трансреактора и ПТТ реле

Наименование величины	Обозначения и метод определения	Числовые значения для сторон
		220 кВ	110 кВ	10 кВ
Номинальный ток принятого ответвления автотрансформатора тока на основной стороне, А	Iотв.ном.осн. Iв.ном.осн.	5,41	-	-
Расчетный ток ответвления автотрансформатора тока на неосновной стороне, А	Iотв.расч.n.=Iв.ном.n.	-
Тип автотрансформатора тока		АТ-32	АТ-32	АТ-32
Номинальный ток (А) и номера используемого ответвления автотрансформатора тока, к которому подводятся вторичные токи в плече защиты		5,41; 1-4	5,13; 1-10	10,62; 1-10
Расчетный ток и номер используемого ответвления АТТ, к которому подключается реле		5,0; 1-3	2,5; 1-7	2,5; 1-4
Номинальный ток (А) и номер принятого ответвления трансреактора реле		5,0; № 1	2,5; № 6	2,5; № 6
Расчетный ток ответвления промежуточных ТТ цепи торможения реле, А	Iотв.торм.расч. =
Номинальный ток принятого ответвления приставки и промежуточных ТТ, А	Iотв.торм.ном.n	5,0; № 1	2,5; № 4	2,5; № 4

где ктокI = 1, ктокII = 1 - коэффициенты токораспределения, соответственно для сторон I, II в рассматриваемом режиме.

4. Определяется по (6.31), (6.32) ток небаланса в режиме, соответствующий началу торможения



Рисунок 4.2.1. Поясняющая схема включения токовых цепей дифференциальной защиты автотрансформатора с реле типа ДЗТ-21

5. Определяется первичный минимальный ток срабатывания защиты (ее чувствительного органа) по следующим условиям:

отстройка по (6.34) [1] от расчетного первичного тока небаланса в режиме, соответствующего началу торможения:

- отстройка по (6.35) [1] от броска тока намагничивания:

За расчетное принимается большее из полученных расчетных значений: Iс.з.мин = 94 А.

6. Определяется по (6.36) относительный минимальный ток срабатывания реле (его чувствительного органа) при отсутствии торможения. За расчетную принимается сторона СН:

7. Определяется по (6.32), (6.37) максимальный расчетный ток небаланса Iнб.расч при внешнем трехфазном КЗ на стороне среднего напряжения (точка К1, , рис. 4.1.1).

8. Определяется по (6.38) коэффициент торможения защиты:

где Iв.ном.осн, Iотв.ном.осн, Iотв.торм.расч.n, Iотв.торм.ном.n - значения токов, полученных в табл. 4.2.2; I*торм.нач= 0,6 - относительный вторичный ток начала торможения, поскольку торможение осуществляется только от групп ТТ на приемных сторонах.

9. Определяется по (6.39) [1], (6.32) [1] первичный ток срабатывания отсечки по условию отстройки от максимального первичного тока небаланса при переходном режиме внешнего КЗ на шинах 220 кВ:

Где

10. Определяется по (6.40) относительный расчетный ток срабатывания отсечки

Относительная уставка отсечки принимается равной 6, что соответствует току срабатывания отсечки Iс.отс = 1877 А.

11. Определяется по (6.41) [1] коэффициент чувствительности защиты (ее чувствительного органа):

(4.23)

Расчет чувствительности защиты приведены в табл.4.2.3.



Таблица 4.2.3 - Расчет чувствительности защиты в минимальном режиме

Вид и место КЗ в защищаемой зоне	при +РО	при -РО
КЗ между двумя фазами на стороне НН АТ
КЗ между двумя фазами на стороне СН АТ
КЗ на землю одной фазы на стороне СН АТ

4.3 Расчет максимальной токовой защиты обратной последовательности на стороне ВН

1. Расчетным для выбора первичного тока срабатывания защиты является согласование с защитами линий сети СН по току обратной последовательности эквивалентному уставкам срабатывания защит линий. Для принятых исходных данных расчетной является КЗ в конце наиболее короткой линии с уставкой срабатывания .

Ток обратной последовательности, протекающий через автотрансформатор находится в условиях, когда защита с которой производится согласование находится на грани срабатывания:

где

.



Ток срабатывания защиты автотрансформатора определяется по (6.67) [1]:

2Определяется (по 6.73 [1]) чувствительность защиты при двухфазном КЗ в расчетных режимах:

а) КЗ в конце наиболее длинной линии при параллельной работе автотрансформаторов на стороне СН:

где

б) КЗ на шинах СН при параллельной работе автотрансформаторов:

где



в) КЗ на шинах НН при раздельной работе в минимальном режиме

Защита обратной последовательности автотрансформатора обеспечивает резервирование основных защит автотрансформатора., но не обеспечивает дальнего резервирования в сети СН.

Выдержки в режиме защит отстраиваются от максимального времени действия II (III) ступеней резервных защит отходящих линий стороны СН. Защита действует последовательно (со ступенью селективности ) на деление шин СН, отключения Q2 (рис. 4.1.1) и всех выключателей автотрансформатора.

4.4 Расчет максимальной токовой защиты на стороне НН с приставкой для действия при симметричных КЗ

Ток срабатывания отстраивается по (6.59) [1] от номинального тока автотрансформатора:

Напряжение срабатывания блокирующего органа, включенное на междуфазное напряжение, определяется по (6.60) [1]:



Напряжение срабатывания блокирующего органа, включенного на напряжение обратной последовательности, определяется по (6.62) [1]:

Чувствительность защиты проверяется по (6.63) [1], (6.64) [1] и (6.65) [1] при КЗ на шинах НН автотрансформатора в минимальном режиме

а)для токового органа:

б)для органа минимального напряжения:

в)для органа напряжения обратной последовательности:

Выдержки времени защиты отстраиваются от времени действия защит отходящих линий стороны НН.

Ток срабатывания сигнального органа



Выдержка времени сигнального органа отстраивается от максимального времени срабатывания резервных защит сети НН автотрансформатора.

4.5 Расчет дистанционных защит

1. Проверяется по (6.74) [1] обеспечение чувствительности дистанционных защит линий ВН (со стороны питания) по условиям отстройки от КЗ на стороне СН автотрансформатора для предельного случая отключения двух линий на стороне ВН ():

Полученное сопротивление соответствует, при , максимальной расчетной длине линии 111,8/0,43=260 км, что меньше наибольшей длины линии стороны ВН. Следовательно, устанавливать дистанционную защиту автотрансформатора для согласования дистанционных защит сетей ВН и СН не требуется. Однако дистанционная защита автотрансформатора все же рекомендуется к установке на стороне ВН, поскольку МТЗ обратной последовательности автотрансформатора не обеспечивает дальнего резервирования линий стороны СН.

Установка двухступенчатой дистанционной защиты на стороне ВН автотрансформатора обеспечивает резервирование симметричных КЗ в автотрансформаторе и дальнее резервирование междуфазных повреждений отходящих линий стороны СН.

2. Уставка срабатывания первой ступени защиты выбирается аналогично (6.76) [1], но с учетом установки защиты на стороне ВН:

где

Чувствительность первой ступени проверяется:

а)при КЗ на шинах СН:

б)при КЗ шинах НН:

4. Уставка срабатывания второй ступени отстраивается по (2.18) [1] от максимального тока нагрузки автотрансформатора:

где

5. Чувствительность второй ступени проверяется аналогично по (2.19) [1] при двухфазном КЗ в конце наиболее длинной линии

где

кток = IАТВ/Iлин = 0,5

Вторая ступень дистанционной защиты не обеспечивает дальнее резервирование линий стороны СН. 6. Выдержки времени второй ступени принимаются такими же как и без МТЗ обратной последовательности.



5. Защита блока генератор-трансформатор

5.1 Исходные данные к расчету защит

1. Требуется рассчитать защиты блока генератор-трансформатор, работающего на эквивалентную систему 220 кВ. Генератор блока ТГВ-300-2У3 (А=8 с) с рабочим напряжением 230 кВ, сверхпереходным сопротивлением работает блочный трансформатор ТДЦ 400000/220, напряжения 242/20кВ; .

На стороне генераторного напряжения отпайкой подключен рабочий трансформатор собственных нужд блоков ТРДНС-32000/20, напряжения 20/6,3 - 6,6 кВ; %; %. Сопротивление эквивалентной системы, приведенное к напряжению 230 кВ, равно х1c= 88 Ом.

Коэффициенты трансформации ТТ на стороне ВН 1000/5, в нейтрали генератора 12000/5.

По данным расчета уставок защиты сети 115кВ расчетными для согласования могут быть приняты: дистанционная защита - земляная защита -

2. Вычисляются сопротивления элементов схемы замещения (к схеме рис.5.1.1):



где

напряжение короткого замыкания обмотки трансформатора TS при КЗ в точке К3

3. Определяются расчетные токи для выбора уставок и проверки чувствительности защиты:

- КЗ в точке К1, ток со стороны блока

- КЗ в точке К1, ток со стороны системы

- ток асинхронного хода блока находится по (7.1) [1]

- КЗ в точке К2 при отключенном выключателе блока

- КЗ в точке КЗ с учетом сопротивления системы

Определяется ток однофазного КЗ в точке К1 в режиме опробования блока

5.2 Расчет общей дифференциальной токовой защиты блока

Расчет выполняется по методике § 6.2.2. /19, 22/.

1. Определяются по (6.9) [1] первичные номинальные токи сторон блока

Рисунок 5.1.1. Поясняющая схема (а) и схема замещения прямой последовательности (б) к примеру расчета блока генератор трансформатор

2. Определяются по (6.10) [1] вторичные номинальные токи плеч защиты

3. Принимаются автотрансформаторы тока:

- на стороне I - типа АТ-31 с отводами к реле 1-10 (5 А);

- на стороне II - типа АТ-32 с отводами к реле 1-5 (5,0 А).

4. За основную сторону принята сторона питания - II, для которой по (6.24) принимается Iотв.ном.осн = 4,29 А 4,82 А(табл.6.1, ответвления 1-8 [1]).

5. Расчетный ток ответвления автотрансформатора тока на неосновной стороне находится по (6.25)[1]

Принимается Iотв.ном.I = 7,6 А 7,78 А (табл.6.1, ответвления 1-10[1]).

6. Определяются по (6.27) [1] коэффициенты трансформации автотрансформаторов тока

7. Для заданной схемы блока торможения защиты при внешних КЗ только со стороны ВН возможно при выполнении условия (7.2)[1], которое при принятом ответвлении TLI к реле - 2,5 А не выполняется. Поэтому для обеспечения эффективного торможения при внешних КЗ торможение выполняется и со стороны II блока. Это предусматривает выбор I*нач.торм= 1.

8. Определяются по (6.28) расчетные токи ответвлений трансформаторов тока ТА реле

9. Номинальные токи ответвлений трансформаторов тока ТА реле выбираются по (6.29) [1]

10. Определяется по (6.30) [1] первичный тормозной ток, соответствующий началу торможения

где КтокI = КтокII = 1, поскольку стороны I и II обтекаются полным током внешнего КЗ (точка К1, рис. 5.1.1).

11. Находится по (6.31) [1], (6.32) [1], (6.33) [1] первичный ток небаланса в режиме, соответствующему началу торможения

12. Минимальный первичный ток срабатывания защиты для блока без выключателя в цепи отпайки к трансформатору собственных нужд выбирается по большему из трех условий:

- отстройка по (6.34) [1] от первичного тока небаланса в режиме начала торможения

- отстройка от броска тока намагничивания и переходных токов внешних КЗ

- отстройка по (7.3) [1] от тока КЗ за трансформатором собственных нужд (рис.5.1.1, точка К3), отпайка к которому не охватывается цепями дифференциальной защиты

Принимается Iс.з.мин = 8775 А.

13. Определяется по (6.36) [1] относительный начальный ток срабатывания защиты при отсутствии торможения

- на основной стороне

на неосновной стороне

Принимается

14. Определяется по (6.37) [1] максимальный расчетный ток небаланса при максимальном токе асинхронного хода

15. Находится по (6.38) [1] коэффициент торможения защиты

16. Определяется по (6.39) [1] первичный ток срабатывания отсечки

17. Находится по (6.40) [1] относительные расчетные значения тока срабатывания отсечки

Принимается

18. Определяется по (6.41) [1] коэффициент чувствительности защиты (чувствительный орган защиты) при КЗ в режиме опробования блока:

- при двухфазном КЗ

- при однофазном КЗ

5.3 Расчет дифференциальной токовой защиты генератора

1. Для защиты генератора применяется дифференциальное реле ДЗТ-11/5 с максимальным числом витков рабочей обмотки wpаб= 72 + 72 = 144. При одинаковых трансформаторах тока на выводах и в нейтрали генератора применяется Wpаб =144 витка, что соответствует уставке срабатывания реле



2. Ток срабатывания защиты

3. Максимальный ток небаланса при асинхронном ходе блока

4. Число витков тормозной обмотки

Принимается витков.

Чувствительность защиты не проверяется, так как при использовании ДЗТ-11 она всегда обеспечивается.



Заключение

В данном курсовом проекте для участка сети напряжением 220кВ были рассчитаны токи трехфазного и однофазного короткого замыкания.

На основании полученных результатов были выбраны и проверены на чувствительность дистанционные защиты линий, такие как максимальные токовые защиты от замыканий на землю, поперечная дифференциально-направленная защита параллельных линий и дифференциально-фазная высокочастотная защита. Из этих расчетов было получено, что дистанционная защита подойдет как основная для линии АБ, а для линии БВ - МТЗ. Для выключателей всех линий были выбраны трехфазные несинхронные АПВ однократного действия.

Помимо этого были рассчитаны токовые отсечки для линии с двухсторонним питанием и максимальная токовая защита с односторонним питанием линии.

Так же были рассчитаны защиты для понижающего трансформатора, автотрансформатора понижающей подстанции и блока генератор-трансформатор и составлена принципиальная схема релейной защиты понижающего трансформатора.



Список использованных источников

1. А.Ф.Дьяков Основы проектирования релейной защиты электроэнергетических систем: учебное пособие / А.Ф.Дюяков, В.В.Платонов; Москва: Московский энергетический институт (технический университет), 2000. - 248 с.

2. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ: рук. указ. / под ред. Т.Н.Дороднова. - М: Энергоатомиздат, 1985. 112 с.

3. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанции и подстанции: Справоч. материалы для курсового и дипломного проектирования. СПб.: БХВ-Петербург, 2013.- 608 с.

4. Рожкова Л.Д., Карнеева Л.К.,Чиркова Т.В. Электрооборудование электрических станций и подстанций: Учеб. М.: Издательский центр «Академия», 2005. 448 с.



Приложение

№ строки	Формат	Обозначение	Наименование	Кол. листов	№ экз.	Примечание
2			Документация общая
6	А4	ПРЗА.450000.000 ПЗ	Пояснительная записка	118	-
8	А1	ПРЗА.450000.000 Э3	Релейная защита	1	-
9			блока
10			Генератор - трансформатор
11			Цепи переменного тока и
12			напряжения
14		ДЗТ21	Дифференциальное реле
2			Документация общая
4	А4	ПРЗА.450000.000 ПЗ	Пояснительная записка	118	-
6	А1	ПРЗА.450000.000 Э3	Релейная защита	1	-
7			блока
8			Генератор - трансформатор
9			Цепи постоянного тока и
10			напряжения
11		КЗР-3	Защита от замыканий на землю в цепи возбуждения
12		ЗЗГ-11	Защита от замыканий на землю обмотки статора

Размещено на Allbest.ru

...