Автоматическое управление систем электроснабжения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Системы электроснабжения являются сложными производственными объектами кибернетического типа, все элементы которых участвуют в едином производственном процессе, основными специфическими особенностями которого являются быстротечность явлений и неизбежность повреждений аварийного характера. Поэтому надежное и экономичное функционирование систем электроснабжения возможно только при автоматическом управлении ими. Для этой цели используется комплекс автоматических устройств, среди которых первостепенное значение имеют устройства релейной защиты и автоматики. Рост потребления электроэнергии и усложнение систем электроснабжения требуют постоянного совершенствования этих устройств. Наблюдается тенденция создания автоматизированных систем управления на основе использования цифровых универсальных и специализированных вычислительных машин. Вместе с тем широко применяются и простейшие средства защиты и автоматики: плавкие предохранители, автоматические выключатели, магнитные пускатели, реле прямого действия, магнитные трансформаторы тока, устройства переменного оперативного тока и др. Наиболее распространены токовые защиты, простые устройства автоматического повторного включения (АПВ), автоматического включения резервного источника питания (АВР) и автоматической частотной разгрузки (АЧР), используемые в установках с выключателями, оборудованными грузовыми и пружинными приводами.

Исходные данные к проекту

Мощность ТЭЦ: 350 МВА;

Мощность к.з. системы в т. К1: 300 МВА;

Напряжение ТЭЦ: 10,5 кВ;

Мощность цеховых трансформаторов: 1600 кВА;

Вторичные напряжения цеховых подстанций: 0,4 кВ;

Высоковольтные асинхронные, синхронные двигатели: 800 кВт;

Асинхронные двигатели 0,4 кВ: М3 - 22 кВт, М4 - 110 кВт;

Трансформатор ДСП электродуговой печи: 2000 кВА;

Конденсаторная батарея ККУ-10 кВ: 1000 квар;

Кабельная линия КЛ1 3ААБ-10 (3 * 240): 4 км;

Кабельная линия КЛ2 2ААБ-10 (3 * 185): 1,1 км;

Перечень элементов схемы электроснабжения, требующих расчета РЗиА

Цеховой трансформатор;

Трансформатор электродуговой печи;

Высоковольтные асинхронные и синхронные двигатели;

Низковольтные асинхронные двигатели;

Кабельная линия КЛ1 и КЛ2;

Параметры оборудования

ТЭЦ:

S_тэц = 350 МВА;

S_кз1 = 300 МВА;

U_тэц = 10,5 кВ;

Цеховой трансформатор:

S_н = 1600 кВА;

U_вн = 10,5 кВ;

U_нн = 0,4 кВ;

U_кз% = 5,5;

Высоковольтные асинхронные и синхронные двигатели:

АТД-800-4 СТД-800-2

Р_н 800 кВт 800 кВт

U_н 10 кВ 10 кВ

I_ном 55 А 54 А

I_пуск/ I_ном 5,6 5,6

Cosц 0,9 0,9

з 0,89 0,96

Асинхронные двигатели 0,4 кВ:

4А160М-6 4А250М-4

Р_н 22 кВт 110 кВт

n_о 1000 об/мин 1500 об/мин

U_н 380 В 380 В

I_ном 40 А 200 А

з 0,89 0,92

I_пуск/ I_ном 7 7

Cosц 0,9 0,92

Трансформатор ДС-0,5:

S_н = 2000 кВА;

U₁ = 10 кВ;

U₂ = 180 кВ;

Кабельная линия:

КЛ1 3ААБ-10 (3*240) КЛ2 2ААБ-10 (3*185)

l 4 км 1,1 км

х_о 0,075 0,077

1. Расчет токов короткого замыкания

1.1 Расчет тока короткого замыкания в точке К1

S_б = S_тэц = 350 МВА;

U_б = 10,5 кВ;

кА;

кА;

1.2 Расчет тока короткого замыкания в точке К2

S_б = 100 МВА;

U_б = 10,5 кВ

кА;

Параметры схемы замещения.

Сопротивление системы:

х_с = ,

Сопротивление кабельной линии:

,

где х_о - удельное сопротивление кабельной линии:

тогда

Сопротивление цеховых трансформаторов

Сопротивление двигателей

,

где - номинальный ток электродвигателя, А;

I_пуск - пусковой ток электродвигателя, А;

Сопротивление печного трансформатора

,

где = 0,35

2.1.9 Сопротивление ККУ

ЭДС элементов схемы замещения

Е_с = 1;

Е_сд = 0,1;

Е_ад = 0,9;

Е_кку = 0,85;

x₁ = x_c + x_кл1 = 0,333 + 0,091 = 0,424;

х₂ = x_кл2 + х_ад/2 = 0,038 + 10,05 = 10,088

кА;

1.3 Расчет тока короткого замыкания в точке К3

x₄ = x₁ + x_кл2 = 0,424 + 0,038 = 0,462

кА;

1.4 Расчет тока короткого замыкания в точке К4

S_б = 100 МВА;

U_б = 0,4 кВ

кА;

Параметры схемы замещения в нашем случае изменится только сопротивление кабельных линий:

,

x₁ = x_c + x_кл1 = 0,333 + 62,5 = 62,833;

х₂ = x_кл2 + х_ад/2 = 26,125 + 10,05 = 36,625.

кА;

2. Расчет защит потребителей электроэнергии

2.1 Защита трансформаторов

В процессе эксплуатации возможны повреждения в трансформаторах и на их соединениях с коммутационными аппаратами. Могут быть также опасны ненормальные режимы работы не связанные с повреждениями в трансформаторах или их соединениями. Возможность повреждений и ненормальных режимов обуславливает необходимость установки на трансформаторах защитных устройств. В качестве таких защит используется дифференциальная, газовая, температурная. Система релейной защиты трансформатора имеет два назначения: основное - автоматическое, без выдержки времени, отключение трансформатора от энергосистемы при возникновении короткого замыкания и дополнительное - сигнализация или отключение трансформатора с выдержкой времени при возникновении опасного короткого замыкания.

2.2 Защита цеховых трансформаторов

2.2.1 Токовая отсечка

Ток срабатывания защиты выбирается:

а) из условия отстройки от максимального тока к.з. за трансформатором

;

где к_н - коэффициент надежности (к_н = 1,2 - 1,5);

кА;

б) из условия отстройки от броска тока намагничивания, возникающего при включении трансформатора под напряжение:

;

где к_п.о.т. - коэффициент отстройки защиты от бросков тока намагничивания

(к_п.о.т. = 3 - 5);

A

A

Выбираем трансформаторы тока:

Принимаем трансформатор тока типа ТПЛМ-10 с коэффициентом трансформации n_т1 = 200/5;

2.2.2 Максимальная токовая защита

Ненормальные режимы работы трансформаторов обусловлены внешними короткими замыканиями и перегрузками. В этих случаях в обмотках трансформатора появляются большие токи. В качестве защит от внешних коротких замыканий применяются защиты с выдержкой времени и включение реле на полные токи фаз и на их симметричные составляющие.

На трансформаторах мощностью менее 1 МВА предусматривается максимальная токовая защита действующая на отключение. Совместно с токовой отсечкой максимальная токовая защита (МТЗ) полностью защищает трансформатор и является вместе с тем его защитой от сверхтоков внешних коротких замыканий.

Такая защита осуществляется двумя реле прямого действия типа РТВ. Схема защиты представлена на рисунке

Ток срабатывания защиты отстраивается от максимального тока перегрузки в наиболее тяжелом режиме работы трансформатора

где k_отс - коэффициент отстройки;

k_отс = 1,15

k_с.зп - коэффициент самозапуска;

k_с.зп = 2,5;

k_в - коэффициент возврата реле;

k_в = 0,8

I_{раб. max} - максимальный ток нагрузки;

;

где S_н - номинальная мощность трансформатора;

U_мин.тр - напряжение кратного минусового ответвления регулируемой обмотки, кВ

U_мин.тр = 9.24 кВ;

А

Коэффициент чувствительности

k_ч > 1,5, что удовлетворяет требованиям чувствительности защиты.

Ток срабатываия реле.

где n_т - коэффициент трансформации трансформатора тока;

n_т = 200/5

k_сх - коэффициент схемы;

А

2.2.3 Газовая защита

Газовая защита получила широкое распространение в качестве весьма чувствительной защиты от внутренних повреждений трансформаторов. Повреждения трансформатора возникающие внутри его кожуха, сопровождающееся электрической дугой, что приводит к разложению масла и изоляционных материалов и образованию летучих газов. Будучи легче масла, газы поднимаются в расширитель, который является самой высокой частью трансформатора и имеет сообщение с атмосферой.

При интенсивном газообразовании, имеющим место при значительных повреждениях, бурно расширяющиеся газы создают сильное давление, под влиянием которого в масло в кожухе трансформатора приходит в движение, перемещаясь в сторону расширителя.

Таким образом, образование газов в кожухе трансформатора и движение масла в сторону расширителя могут служить признаком повреждения внутри трансформатора. Эти признаки используются для выполнения специальной защиты при помощи газовых реле, реагирующих на появление газа и 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. Газовая защита выполняется на реле РГЧЗ - 66.

2.2.4 Температурная сигнализация

Реле встраивается в обмотку трансформатора, температуру которой они контролируют. Они предназначены для защиты от недопустимого нагрева изоляции трансформаторных обмоток.

Измерительной частью реле являются термодатчики ДТР - 3НУ(Т), а исполнительным элементом служит электромеханическое реле.

2.2 Защита трансформатора дуговой сталеплавильной печи

электроснабжение защита трансформатор

2.2.1 Максимальная токовая защита без выдержки времени

Схема защиты трансформатора дуговой печи представлена на рисунке 11

Максимальная токовая защита без выдержки времени осуществляется двумя реле прямого действия РТМ1 и РТМ2. Ток срабатывания защиты выбирается с учетом отстройки от эксплуатационных коротких замыканий.

где I_ном - номинальный ток печного трансформатора;

А

А

Выбираем трансформаторы тока

Принимаем трансформатор тока типа ТПЛМ-10 с коэффициентом трансформации n_т1 = 200/5

где А

Принимаем трансформатор тока ТНШЛ-0,66 с коэффициентом трансформации n_т2 = 8000/5

2.2 Газовая защита

Газовая защита осуществляется газовым реле Г и действует через реле 1У на сигнал или через реле 2У и реле П на отключение.

2.2.3 Токовая защита от перегрузок

Максимальная токовая защита от сверхтоков при внешних коротких замыканиях и при перегрузке осуществляется реле типа РТ-80 (Т/В) с зависимой от тока характеристикой и действием на сигнал.

2.3 Защита высоковольтных асинхронных и синхронных двигателей

2.3.1 Выбор трансформаторов тока

Выбор трансформаторов тока производим по формуле

где I_ном - номинальный ток электродвигателя

где P_н - номинальная мощность двигателя, кВт;

U_н - номинальное напряжение, кВт;

Cosц_н - номинальный коэффициент мощности;

По [ 4, 207 ] принимаем трансформаторы тока типа ТПЛМ-10 с коэффициентом трансформации n_т = 75/5.

2.3.2 Защита от междуфазных коротких замыканий

Защита двигателей от междуфазных коротких замыканий осуществляется при помощи токовой отсечки, построенной на реле типа РТ-40. Ток срабатывания защиты отстраивается от максимального значения периодической составляющей пускового тока двигателя

где I_пуск - пусковой ток электродвигателя, А;

А;

А;

А;

А;

Ток срабатывания защиты реле

где I_с.з. - ток срабатывания защиты, А;

n_т - коэффициент трансформации трансформатора тока;

к_сх - коэффициент схемы;

А;

А;

2.3.3 Защита от перегрузки

Защита от токов перегрузки осуществляется реле типа РТ-80 с зависимой от тока выдержкой времени. Защита от перегрузки действует на сигнал или на отключение в зависимости от положения переключателя ПУ (рис. 12 ). Ток срабатывания защиты определяется

,

где к_отс - коэффициент отстройки,

к_отс = 1,05;

к_в - коэффициент возврата,

к_в = 0,85;

А;

А;

Ток срабатывания реле

А;

А;

2.3.4 Защита минимального напряжения

В общем случае защита выполняется двухступенчатой. Первая ступень предназначена для облегчения самозапуска ответственных электродвигателей, она отключает электродвигатели неответственных механизмов. Напряжение срабатывания первой ступени устанавливается примерно равным

кВ

Выдержка времени принимается на ступень селективности больше времени действия быстродействующих защит от многофазных коротких замыканий

с

Вторая ступень защиты отключает часть электродвигателей ответственных механизмов, самозапуск которых недопустим по условиям техники безопасности или из-за особенностей технологического процесса.

кВ

Выдержка времени принимается

с

2.4.5 Защита синхронного двигателя от асинхронного хода

Защиту выполняют с помощью реле, реагирующего на увеличение тока в обмотке статора.

При асинхронном режиме в обмотке статора проходит уравнительный ток, характер изменения которого показан на рис

Применяется защита в однофазном исполнении. Ток срабатывания защиты:

I_с.з = (1,3…1,4) I_д.ном ;

I_с.з = 1,3554 = 72.9 А;

Для выполнения защиты достаточно иметь реле РТ-80.

2.5 Защита низковольтных электродвигателей

Для защиты асинхронных двигателей напряжением до 1 кВ от к.з. и перегрузок применяются предохранители с плавкими вставками или расцепители автоматических выключателей и тепловые реле магнитных пускателей.

1. Выбор плавких предохранителей и автоматов должно быть не ниже напряжения сети.

2. Ток плавкой вставки и расцепителей автоматов выбирают с учетом следующего:

где I_вс.ном - номинальный ток вставок предохранителей или автомата;

I_{ном дв} - номинальный ток двигателя;

I₁ = 40 А;

I₂ = 200 А;

I_{пуск.дв} - пусковой ток двигателя;

I_1п = 407 = 280 А;

I_2п = 2007 = 1400 А;

I_{к min} - минимальный ток к.з.;

I_{к min} = 0,87I_{к макс} = 0,876.776 = 5.886 кА;

к_от = 1,1 - коэффициент отстройки;

к_пер = 1,6 - коэффициент перегрузки, зависит от условий пуска;

Для АД1

Для АД2

3. Ток уставки срабатывания электромагнитного расцепителя автомата мгновенного действия I_у.з принимается на 25 - 30 % выше пускового тока двигателя:

,

где I_{пуск дв} = 7I_{ном дв};

I_{пуск дв} = 740 = 280 А;

I_{пуск дв} = 7200 =1400 А;

Для АД1

Для АД2

Ток уставки (срабатывания) теплового расцепителя автомата I_у.т или магнитного пускателя отстраивается от максимального рабочего тока:

Для АД1

Для АД2

После выбора расцепителей и автоматов необходимо убедиться, что плавкие вставки и расцепители автоматов надежно защищают участок сети, на котором они установлены. В четырех проводной сети 660/380 В с глухо заземленной нейтралью однофазное замыкание на землю является к.з. и должно отключаться защитой. К предохранителям, как и к другим устройствам защиты, предъявляются следующие требования чувствительности:

1. Номинальный ток плавкой вставки должен быть в три раза меньше минимального к.з. в конце защищаемого участка I_{к min} в сетях напряжением до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью, расчетным при определении I_{к min} является замыкание между фазой и нулевым проводом.

Ток короткого замыкания

,

где U_ф - фазное сопротивление сети;

z_т - сопротивление трансформатора;

- полное сопротивление фазной нулевой петли провода линии;

Выбор кабелей к двигателям:

,

где j_эк = 1,4 А/мм² - для кабелей с бумажной и провода с резиновой и ПВХ изоляцией с алюминиевыми жилами

Для АД1

мм²;

Принимаем кабель с алюминиевыми жилами

F = 35 мм²;

I_дл.доп = 115 А;

Для АД2

мм²;

Принимаем кабель с алюминиевыми жилами

F = 150 мм²;

I_дл.доп = 275 А;

Если предохранитель или автомат защищает сеть только от токов к.з., то требование изложенное выше не обязательно при условии, что номинальный ток I_вс.ном и I_у.з не превышает длительно допустимого тока I_дл.доп защищаемого участка сети более:

Для АД1

А;

Выбираем предохранитель типа ПН2:

I_ном.пр = 400 А;

I_{ном.пл.вс} = 400 А;

I_{пр.откл} = 40 кА;

Для АД2

А;

Выбираем автоматический выключатель типа ВА51-33

U_ном.ср = 380 В;

I_ном = 250 А;

I_{ном.раб} = 200 А;

I_то = 1800 А

Если в защищаемой предохранителями сети установить магнитные пускатели или контакторы, то для исключения их отпускания из-за снижения напряжения при к.з. плавкая вставка должна перегореть за время t_пр = 0,1 - 0,2 с., при повреждении в наиболее удаленной точке сети. Это условие обеспечивается при кратности тока к.з.

;

Одним из условий выбора предохранителей является обеспечение избирательности действий между собой: автоматами, предохранителями и релейной защитой. Для этого необходимо построить карту селективности последовательно установленных предохранителей и автоматов. Селективность обеспечивается если защитные характеристики этих аппаратов не пересекаются и при к.з. в какой либо сети сработает ближайший к точке к.з. предохранитель или автомат.

2.6 Защита кабельной линии КЛ1

2.6.1 Токовая отсечка

Селективное действие защиты достигается тем, что ее ток срабатывания принимается больше максимального тока к.з. проходящего через защиту при прохождении всего защищаемого элемента. Действие защиты при к.з. на защищаемом участке обеспечивается благодаря тому, что ток к.з. в сети, а следовательно и в защите, увеличивается по мере приближения места к.з. и источника питания.

,

где к_отс - коэффициент отстройки, определяющийся погрешностью в расчете тока к.з.

к_отс = 1,3 для реле РТ-40;

I_{к.вн.макс} - максимальный ток внешнего к.з.;

А;

2.6.2 Максимальная токовая защита

Для кабельных линий ААБ - 10 (3240)

I_{раб макс} = 360.94 А;

,

где к_н = 1,2 - коэффициент надежности;

к_сзп = 2,5 - коэффициент самозапуска реле;

к_в = 0,8 - коэффициент возврата реле;

;

А;

Чувствительность МТЗ проверяется по минимальному току к.з. при повреждении в конце линии

;

;

;

Вычисляем ток срабатывания реле, приняв:

;

к_сх = 1;

А;

Выбираем реле индуктивного типа РТ-80

2.6.3 Защита от короткого замыкания на землю

Защита от однофазных замыканий на землю выполнена с применением реле типа РТЗ-51.

Первичный ток срабатывания защиты выбирается из условия несрабатывания защиты от броска собственного емкостного тока линии при внешнем перемежающимся замыкании на землю по выражению:

I_с.з ? k_отсЧk_бЧI_с,

где k_отс - коэффициент отстройки;

k_отс = 1,15

k_б - коэффициент, учитывающий бросок собственного емкостного тока;

k_б = 2;

I_с - собственный емкостной ток линии, включая емкостной ток сети, получающий питание по защищаемой линии;

I_с = I_соЧlЧm,

где I_со - емкость на 1 км кабеля;

I_со = 1,8 А/км;

m - число параллельных кабелей в линии;

I_с = 1,8Ч4Ч3 = 21,6 А;

I_с.з = 1,15Ч2Ч21,6 = 49,68 А;

2.6 Защита кабельной линии КЛ2

2.6.1 Токовая отсечка

,

где к_отс - коэффициент отстройки, определяющийся погрешностью в расчете тока к.з.

к_отс = 1,3 для реле РТ-40;

I_{к.вн.макс} - максимальный ток внешнего к.з.;

А;

2.6.2 Максимальная токовая защита

Для кабельных линий ААБ - 10 (3185)

I_{раб макс} = 218 А;

,

где к_н = 1,2 - коэффициент надежности;

к_сзп = 2,5 - коэффициент самозапуска реле;

к_в = 0,8 - коэффициент возврата реле;

;

А;

Чувствительность МТЗ проверяется по минимальному току к.з. при повреждении в конце линии

;

;

;

Вычисляем ток срабатывания реле, приняв:

;

к_сх = 1;

А;

Выбираем реле индуктивного типа РТ-80

2.6.3 Защита от короткого замыкания на землю

Защита от однофазных замыканий на землю выполнена с применением реле типа РТЗ-51.

Первичный ток срабатывания защиты выбирается из условия несрабатывания защиты от броска собственного емкостного тока линии при внешнем перемежающимся замыкании на землю по выражению:

I_с.з ? k_отсЧk_бЧI_с,

где k_отс - коэффициент отстройки;

k_отс = 1,15

k_б - коэффициент, учитывающий бросок собственного емкостного тока;

k_б = 2;

I_с - собственный емкостной ток линии, включена емкостной ток сети, получающий питание по защищаемой линии;

I_с = I_соЧlЧm,

где I_со - емкость на 1 км кабеля;

I_со = 1,8 А/км;

m - число параллельных кабелей в линии;

I_с = 1,8Ч2Ч3 = 10,8 А;

I_с.з = 1,15Ч2Ч21,6 = 24,84 А;

 3. Построение карты селективности токовых защит

Карта селективности строится для токовых защит, при этом производится графическое согласование время токовых характеристик защит последовательных элементов системы электроснабжения.

Полученные результаты сведем в таблицу 1

электроснабжение защита трансформатор

Таблица 1

Ступень селективности	МТЗ, А	ТО, кА
1	66,7	0,543
2	817	16,731
3	1,353	17,641

Согласование действия релейной защиты, УАПВ, УАД и УАВР

Сельские распределительные сети 6--10 кВ характеризуются большой протяженностью и рассредоточением нагрузок с электроприемниками первой и второй категорий. Основным способом повышения надежности таких сетей является автоматическое секционирование и резервирование линий 6--10 кВ. Путем секционирования линия делится на несколько участков с помощью коммутационной аппаратуры, а при наличии второго источника питания предусматривается устройство сетевого АВР (рис. 10.18). При этом эффективность УАВР достигается только при наличии в такой сети других устройств автоматики, обеспечивающих автоматическое повторное включение, отключение секционирующего аппарата, перестройку параметров релейной защиты и др. В конечном счете эти устройства вместе с релейной защитой должны обеспечить электроснабжение наибольшего числа потребителей при различных аварийных ситуациях. В схеме рис. 10.18 сети все потребители линии Л1 в нормальном режиме подключены к источнику питания ИП1, а потребители линии Л2 -- к ИП2. Линия Л1 секционирована выключателем Q2, а линия Л2 -- выключателем Q4. На линиях установлены максимальные токовые защиты А1 и А5 и устройства УАПВ1 и УАПВ2. Выключатель Q3 в пункте резервирования оборудован максимальной токовой защитой A3 и устройством УАВР двустороннего действия, включающим выключатель Q3 при исчезновении напряжения в пункте резервирования со стороны линии Л1 или со стороны линии Л2. При этом вся сеть или часть ее питается либо от источника ИП2, либо от источника ИП1.

Рассмотрим выбор параметров и взаимодействие устройств автоматики и релейной защиты при различных аварийных ситуациях.

Исчезновение напряжения на шинах источников питания ИП1 или ИП2. При исчезновении напряжения на шинах источника ИП1 исчезает также напряжение на линии Л1 и устройство АВР подействует на включение выключателя Q3. В этом случае все потребители линии Л 1 получат питание от резервного источника ИП2. Однако при этом возможно включение источника ИП2 на поврежденный элемент рабочего источника ИП1. Для исключения этого необходимо перед действием УАВР отключить линию Л1 выключателем Q1 от рабочего источника питания ИП1. Устройство АВР выполнить это не может, так как выключатель Q1 удален от пункта резервирования. Для этого выключатель Q/ оборудуется устройством автоматики деления (УАД1), которое можно выполнить в виде минимальной защиты напряжения. Напряжение срабатывания минимальных реле напряжения УАД принимается не менее чем на 10% выше напряжения срабатывания аналогичных реле устройства АВР, а выдержка времени выбирается из условия несрабатывания его при к. з. на линии Л1 и действии УАПВ. В случае однократного АПВ это условие обеспечивается при

t_УАД t_{с.з max}+ t_АПВ1+ t_зап

При исчезновении напряжения на шинах источника ИП2 исчезает также напряжение на линии Л 2, устройство УАВР включает выключатель Q3 и все потребители линии Л 2 подключаются к источнику питания ИП1. Для отключения выключателя Q5 перед действием УАВР на выключателе Q5, как и на выключателе Q1, предусматривается устройство автоматики деления (УАД2). Его параметры выбирают так же, как и параметры УАД1. При этом выдержки времени этих устройств могут иметь разное значение. Поэтому время срабатывания t_АВР1 выбирается раздельно для случая действия УАВР в одну и в другую стороны. И в том, и в другом случае должно выполняться условие t_АВР1 t_УАД + t_зап . Для получения двух выдержек времени в схему УАВР включают два реле времени. Одно из них приходит в действие при срабатывании минимальных реле напряжения, контролирующих напряжение в пункте резервирования со стороны линии Л1, а второе -- при срабатывании аналогичных реле, контролирующих напряжение со стороны линии Л2.

Короткие замыкания на любом из участков линий. Селективное отключение поврежденного участка при любой схеме сети возможно, если на секционирующих выключателях Q2 и Q4 предусмотрено одно из следующих устройств:

направленная или ненаправленная токовая защита с автоматическим изменением параметров срабатывания, например выдержки времени;

устройство автоматики деления и токовая защита.

При изменении схемы сети в результате действия АВР удаленность отдельных участков сети от источника питания меняется. В связи с этим не представляется возможным выбрать по ступенчатому принципу выдержки времени t₂, t₃, t₄ соответственно защит А2, A3, А4. В самом деле, при питании всей сети от источника ИП1 должно выполняться условие t₄<t₃<t₂, а при питании от источника ИП2 для селективного действия необходимо иметь t₄> t₃>t₂. Эти противоречивые требования можно удовлетворить, если защиты А2 и А4 выполнить направленными или автоматически изменить их выдержки времени при изменении схемы сети. Одной из таких защит является рассмотренная выше максимальная токовая направленная защита типа ЛТЗ .

Выдержку времени токовой защиты можно автоматически изменять и без использования реле направления мощности, например с помощью минимальной защиты напряжения. Защита срабатывает при исчезновении напряжения на линии и с выдержкой времени, выбранной по условию (10.17), изменяет выдержку времени токовой защиты. Вместо этих защит в ряде случаев используют устройство автоматики деления (минимальную защиту напряжения) и максимальную токовую защиту, предназначенную только для действия, когда каждая линия подключена к своему источнику питания. Защита отключает выключатель Q2(Q4) при повреждении на участке, прилегающем к пункту резервирования, а головной участок остается в работе. Для достижения этого достаточно иметь t₁>t₂ и t₅>t₄.

При повреждении на головном участке и неуспешном АПВ напряжение у места установки секционирующего выключателя исчезает и он отключается устройством автоматики деления. Вслед за этим действует УАВР и прилегающий к пункту резервирования участок подключается к резервному источнику питания. В данном случае, очевидно, нет необходимости иметь устройства автоматики деления на выключателях Q1 и Q5, так как при исчезновении напряжения на шинах источников питания отключаться будут и секционирующие выключатели своими устройствами автоматики деления. В этом недостаток этого способа достижения селективности, так как головные участки отключаются и при отсутствии на них повреждения. Условия же выбора параметров и согласования действия УАПВ, УАВР и УАД остаются такими же, как и для случая установки УАД на головных выключателях Q1и Q5.

Список литературы

1. Нагорный Ф.В. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения промышленных предприятий. Методическое указание - Оренбург, 1995.

2. Правила устройств электроустановок - М., ЗАО «Энергосервис» , 2000

3. Андреев В.А. Релейная защита и автоматики систем электроснабжения - М., Высшая школа, 1991

4. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. Электрооборудование и автоматизация. Под ред. Федорова А.А. - М., Энергоатомиздат, 1981.

5. Справочник по проектированию электроснабжения под ред. Ю.Г. Барыбина и д.р. - М., Энергоатомиздат 1990.

6. Шбад М.А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. - Л., Энергоатомиздат, Ленингр. отделение 1985

7. Чернобровов Н.В. Релейная защита. - М., «Энергия» 1974

8. Авербух А.М. Релейная защита в задачах с решениями и примерами. - Л., «Энергия» 1975

9. Князевский Б.А. Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий. - М., Высшая школа 1986.

Размещено на Allbest.ru