Релейний захист силового трансформатора типу ТДН-10000/110/6 кВ

Якщо чутливість максимального струмового захисту недостатня, то застосовують максимальний струмовий захист з блокуванням за напругою, захист, що реагує на струм зворотної послідовності або, що буває досить рідко, дистанційний захист. Останній, в основному, застосовують для потужних автотрансформаторів.

Для підвищувальних трансформаторів, які працюють на електростанціях, умови забезпечення чутливості захистів від надструмів зовнішніх к.з. є значно гіршими. Це пояснюється тим, що під час зовнішніх к.з. (точка на рис. 4.16.б), через трансформатор протікає струм від генератора, потужність якого співрозмірна з потужністю трансформатора. Тому для таких трансформаторів максимальний струмовий захист, як правило, не чутливий. Застосовують більш складні захисти: максимальний струмовий захист з блокуванням за напругою, захист, що реагує на струм зворотньої послідовності або дистанційний захист.

Рис. 16. Забезпечення чутливості захистів від надструмів зовнішніх к.з.



7.1 Максимальний струмовий захист від надструмів зовнішніх к.з.

Для двообмоткових понижувальних трансформаторів з одностороннім живленням вимірний орган захисту встановлюють зі сторони джерела живлення. Тоді, для охоплення зоною дії захисту частини шин зі сторони живлення, рекомендують використовувати трансформатори струму, встановлені біля вимикача. Захист, з умов надійності вимикання зовнішнього к.з., повинен діяти на вимикання вимикача зі сторони споживачів () та, з більшою витримкою часу, зі сторони живлення (). Один вимикач резервує дію другого.

Для забезпечення чутливості максимального струмового захисту до всіх видів к.з. на понижувальних трансформаторах з ефективно уземленою нейтраллю, захист виконують з трьома трансформаторами струму, з'єднаними в зірку та з трьома струмовими реле, ввімкненими на струм кожної фази. На трансформаторах з ізольованою нейтраллю використовують двофазну трирелейну схему - трансформатори струму встановлюють у двох фазах, два струмові реле вмикають на струми цих фаз, третє реле - на суму цих струмів, тобто через третє реле протікає зі зворотнім знаком струм фази, в якій відсутній трансформатор струму. Іноземні фірми, як правило, використовують для захисту від надструмів зовнішніх к.з. трифазні трирелейні схеми під'єднання вимірних органів захисту.

Для одностороннього живлення, наприклад зі сторони високої напруги, і зовнішньому к.з. на приєднаннях низької напруги, повинен працювати МСЗ цієї сторони та з витримкою часу подіяти на вимикання вимикача . Для зовнішнього к.з. на приєднаннях низької напруги повинен працювати МСЗ цієї сторони трансформатора і подіяти на вимикання вимикача . На стороні високої напруги встановлюють додатково третій комплект, який резервує роботу максимальних струмових захистів, встановлених на сторонах середньої та низької напруг, а також резервує роботу вимикачів в разі їх відмови. Тому час спрацювання МСЗ, встановленого зі сторони високої напруги, вибирають на ступінь селективності більшим від часу спрацювання МСЗ, встановлених на приєднаннях низької та середньої напруг (відлагоджують від більшого значення).

Але на практиці застосування скерованих захистів обмежене. Це пояснюється тим, що на підстанціях встановлюють захист шин, а також пристрої автоматики: пристрої резервування відмови вимикачів; автоматичне повторне ввімкнення; автоматичне ввімкнення резервного живлення. Ймовірність вимикання трансформатора максимальним струмовим захистом від надструмів зовнішніх к.з. є невеликою. Тому на практиці для трансформаторів використовують прості неселективні максимальні струмові захисти від надструмів зовнішніх к.з. з виправленням неселективної дії пристроями автоматики.

Крім того, згідно ПВЕ, для триобмоткових трансформаторів допускають не встановлювати МСЗ від надструмів зовнішніх к.з. на одній із сторін трансформатора. Тоді МСЗ від надструмів зовнішніх к.з., встановлений на стороні основного живлення виконують з двома витримками часу. З меншою витримкою часу захист діє на вимикання вимикача тієї сторони, де захист не встановлено, а з більшою витримкою часу - на вимикання вимикача тієї строни трансформатора, де цей захист встановлено.

Струм спрацювання МСЗ від надструмів зовнішніх к.з. вибирають з двох умов:

відлагодження від найбільшого струму навантаження;

узгодження з захистами суміжних елементів.

Найбільший струм навантаження трансформатора визначають, як правило, в одному з наступних режимів:

вимкнення паралельно працюючого трансформатора (вимикається трансформатор , коли секційний вимикач ввімкнений, як це показано на рис. 17);

Рис. 17. Розрахунок найбільшого робочого струму трансформатора

робота пристрою АВР (вимикається вимикач , вмикається вимикач).

Тоді через трансформатор в усталеному режимі протікатиме струм , де - струм, який протікав через трансформатор до увімкнення додаткового навантаження (рис. 17); - струм навантаження другої секції шин. За час безструмової паузи двигуни, які живились від II секції шин частково загальмувались і після відновлення живлення вони самозапускаються. Внаслідок цього сумарний струм через трансформатор суттєво зростає. В режимі самозапуску понижується напруга і на секції I. В результаті двигуни, які живляться від цієї секції, споживають більший струм і, в результаті, сумарний струм трансформатора ще більше зростає. Це є нормальний режим трансформатора і захист не повинен в такому випадку спрацьовувати. Максимальний струм самозапуску двигунів можна визначити як струм трифазного к.з. за опором загальмованого навантаження.

Струм самозапуску асинхронного навантаження розраховують за виразом

де - опір системи в режимі найбільших навантажень; - мінімальний опір трансформатора; - опір загальмованого навантаження.

Опір загальмованого навантаження визначають за виразом

де - узагальнене навантаження у відносних одиницях; - середнє значення напруги трансформатора зі сторони живлення; - номінальна потужність трансформатора; - половина діапазону регулювання напруги трансформатора пристроями РПН чи ПБЗ.

Опір трансформатора для мінімальної напруги визначають за виразом

де (%) - напруга короткого замикання трансформатора, яка відповідає крайньому мінімальному положенню пристроїв РПН чи ПБЗ трансформатора.

Струм спрацювання захисту визначають з умови повернення захисту в початковий стан після вимикання зовнішнього к.з. Для цього необхідно врахувати коефіцієнт повернення вимірного органу захисту

де - коефіцієнт відлагодження, що враховує неточність розрахунку, необхідний запас; - коефіцієнт повернення вимірного органу захисту, значення якого залежить від типу реле, яке використане як вимірний орган. Для реле РТ-40 , для цифрових захистів .

Струм самозапуску можна розрахувати через коефіцієнт самозапуску , який враховує збільшення струму за рахунок самозапуску двигунів

,

де -найбільший робочий струм трансформатора, який розраховують як , - струм самозапуску двигунів.

Враховуючи вище наведені вирази можна записати у вигляді

.



Враховуючи це коефіцієнт самозапуску можна розрахувати наступним чином:

Другою умовою вибору уставки спрацювання МСЗ від надструмів зовнішніх к.з. є узгодження її з захистами суміжних елементів, більш віддалених від джерела живлення

де - коефіцієнт відлагодження; - найбільший із струмів спрацювання МСЗ суміжних елементів, наприклад А1 на рис. 18, - струм навантаження всіх решти елементів, які живляться від трансформатора.

Рис. 18. Узгодження МСЗ трансформатора із захистами суміжних елементів



З двох значень, розрахованих, вибирають більше значення.

Час спрацювання МСЗ від надструмів зовнішніх к.з. вибирають з умови узгодження з часом спрацювання МСЗ суміжних елементів

де - найбільший час спрацювання МСЗ суміжних елементів, які живляться від даного трансформатора; - ступінь селективності.

Чутливість МСЗ від надструмів зовнішніх к.з. перевіряють для випадку режиму к.з. в кінці суміжного елемента (дальнє резервування) та в разі к.з. на шинах трансформатора (близьке резервування)

де - струм у вимірному органі захисту під час двофазного к.з. в режимі найменших струмів к.з.; - струм спрацювання вимірного органу МСЗ від надструмів зовнішніх к.з. (уставка). Ці струми визначають з врахуванням схем з'єднань трансформаторів струму та реле, а також коефіцієнтів трансформації трансформаторів струму:



де - коефіцієнт схеми; - паспортний та реальний коефіцієнти трансформації трансформаторів струму. Під час к.з. в мережі трансформатор струму може мати похибку що перевищує допустиму і тоді значення його коефіцієнта трансформації буде відрізнятись від паспортного.

Коефіцієнт чутливості можна розраховувати за значеннями первинних струмів лише тоді, коли трансформатори струму під час к.з. працюють в режимі з регламентованою похибкою.

Коефіцієнти чутливості повинні мати наступні значення:

в разі к.з. в кінці суміжного приєднання ;

в разі час к.з. на шинах трансформатора зі сторони навантаження

7.2 Розрахунок максимального струмового захисту

хс = 22,509 Ом;

хт.min=

B

B

Отже, приймаємо:

B

хТ.min = Ом



хнав= хнав· ([Uном(1-U)]2/Sном)=0,35· ([115· (1-0,1602)]2/10)= 326,45 Oм

kсам= Uном/(v3· ( хс+ хт.min+ хнав) ·1,05·IТ.ном)=

=115·103/(1,73· (1,531+168,02+326,45) ·1,05·50,204)=2,533

kвід=1.2; kпов=0.8;

Iс.з=(kвід· kсам · Iт.ном)/kпов = (1,2·2,533·50,204)/0,8 = 190,75 А

Коефіцієнт чутливості:

kч= IКЗmin/Iс.з=()/190,75 = 23,11 - чутливість забезпечується.

IКзmin - струм в місці встановлення захисту при двофазному короткому замиканні на низькій стороні трансформатора.



8. Захист трансформатора від перенавантажень

Як відомо, час роботи перевантаженого трансформатора обернено пропорційний до кратності струму перевантаження. Тому, в ідеальному випадку, захист від перевантажень теж повинен мати обернено залежну витримку часу, яка близька до теплової перевантажувальної характеристики трансформатора. Захисти з такою характеристикою застосовують багатьма фірмами. Проте, згідно ПВЕ, в Україні захисти такого типу на трансформаторах не передбачають. Застосовують захисти з незалежною витримкою часу з дією на сигнал, розвантаження трансформатора або вимикання його від мережі. Основною проблемою виконання захистів від перевантажень із залежною від кратності перевантаження характеристикою часу спрацювання були труднощі з виконання логічного органу захисту. Необхідно було забезпечити потрібну точність роботи реле часу в діапазоні від кількох секунд до кількох годин. З використанням цифрових захистів ця проблема ефективно вирішується. Для захисту трансформаторів від перевантажень в Україні можливе використання захистів із залежною витримкою часу з використанням мікропроцесорної техніки вже в найближчому майбутньому.

Як правило, перевантаження трансформатора є симетричним. Тому вимірний орган захисту від перевантажень - максимальне струмове реле - вмикають на струм однієї фази. Хоча в сучасних зарубіжних цифрових захистах вимірні органи захисту від перевантажень вмикають на струми всіх трьох фаз.

Для двообмоткових трансформаторів з одностороннім живленням застосовують один комплект захисту, встановлений зі сторони живлення, рис. 19.



Рис. 19. Схема струмового захисту трансформатора від перевантажень

Струм спрацювання захисту від перевантажень вибирають з умови не спрацювання для номінального навантаження:

де - коефіцієнт відлагодження; - коефіцієнт повернення реле, який залежить від вимірного органу захисту, (для реле РТ-40 , для цифрових захистів ; - номінальний струм тієї сторони трансформатора, де встановлюють вимірний орган захисту від перевантажень.

Час спрацювання захисту від перевантажень вибирають з умови неспрацювання від короткочасних перевантажень, викликаних зовнішніми к.з., запусками потужних двигунів та роботою пристроїв автоматики. Виходячи з цього, загально прийнято, що витримка часу захисту від перевантажень становить 9 секунд.

На підстанціях без чергового персоналу можливе виконання триступеневого захисту від перевантажень. Перший ступінь із витримкою часу 9 с діє на сигнал, який пересилається на диспетчерський пункт каналами телемеханіки. Другий ступінь із витримкою часу, що залежить від кратності перевантаження, діє на вимикання частини невідповідальних споживачів третьої категорії, що живляться від даного трансформатора. Третій ступінь діє з дещо більшою від другого ступеня витримкою часу на вимикання трансформатора від мережі.

8.1 Розрахунок захисту трансформатора від перевантажень

Визначаю первинний струм спрацювання захисту:

kвід=1,05 kпов=0,8

Iс.з=(kвід• IТ.ном)/kпов = (1,05•50,204)/0,8 = 65,893 А

Визначаю струм спрацювання реле:

Iс.р=А

Витримка часу:

tс.з=9 с.

Тип реле струму - РТ-40

Чутливість даного захисту не перевіряється.



9. Диференційний захист ошиновки 110 кВ

9.1 Розрахунок диференційного захисту шин

Розрахунок захисту шин ВН 110 кВ:

Захист виконується з використанням диференційного реле без гальмування типу РНТ-565 тому, що загальний резервний диференційний захист блоку, що охоплює ошиновку, виконаний на реле з гальмуванням.

Коефіцієнт трансформації трансформатора струму:

ВН: kТАвн = 200/5 НН: kТАнн= 2000/5

Розрахунковий струм небалансу:

Мінімальний струм спрацювання:

Розрахункове число витків робочої обмотки:

Fср.мін = 100

ВН: wр.розр1 === 0,22.

НН: wр.розр1 === 3,94.

Прийняте число витків робочої обмотки:

wпрl = 1 wпр2 = 4

Уточнений струм спрацювання захисту:

ВН: ==4000 (А)

НН: ==10000 (А)

Коефіцієнт чутливості:

. Отже, чутливість забезпечується.

Розрахунок захисту шин НН 6 кВ

На стороні 6 кВ встановлюємо струмову відсічку, оскільки шини підстанції 6-10 кВ, які живлять споживачів, можна захищати струмовою відсічкою.

Струмовою відсічкою називають струмовий захист, що реагує на пошкодження в трансформаторі й селективність якого забезпечують вибором струму спрацювання.

Для забезпечення селективної роботи струмової відсічки, струм спрацювання вибирають з умови відлагодження від найбільшого струму к.з. на шинах низької напруги трансформатора

де - коефіцієнт відлагодження, значення якого залежить від типу реле вимірних органів (реле КА1, та КА2): для реле РТ-40 =1,3-1,4; - струм, який протікає через трансформатори струму ТА1, ТА2, встановлені на стороні високої напруги трансформатора під час трифазного к.з. на стороні низької напруги в режимі найбільших струмів к.з.

За такого вибору струму спрацювання також забезпечується неспрацювання захисту від кидків струму намагнечення під час увімкнення ненавантаженого трансформатора зі сторони високої напруги на номінальну напругу.

Струм спрацювання вимірного органу струмової відсічки визначають за виразом

де - коефіцієнт схеми (); - коефіцієнт трансформації трансформаторів струму, до яких під'єднані вимірні органи захисту.

Чутливість струмової відсічки перевіряють для двофазного к.з. на стороні високої напруги трансформатора в режимі найменших струмів к.з.



10. Пристрій резервування відмови вимикача

Пристрій резервування відмови вимикачів (ПРВВ) призначений для вимкнення пошкодженого елемента електричної мережі у випадку відмови вимикача, який повинен був вимкнути цей елемент.

ПРВВ також повинен спрацьовувати і під час виникнення к.з. в зоні між вимикачем та трансформатором струму у випадку застосування зовнішніх трансформаторів струму (точка К3 на рис. 20).

Пристрій резервування відмови вимикачів запускається при спрацюванні захистів елементів електричної мережі і у випадку відмови вимикача пошкодженого приєднання діє на вимкнення вимикачів суміжних приєднань, через які можливе живлення пошкодженого елемента. Це вимкнення здійснюється з витримкою часу, більшою від часу спрацювання вимикача, який відмовив.

Таким чином, ПРВВ виконує функції ближнього резервування.

Як показав досвід експлуатації, застосування ПРВВ є більш ефективним з точки зору надійності вимкнення пошкодження, ніж застосування резервних захистів, що здійснюють ближнє резервування. Це пояснюється тим, що резервний захист діє на вимкнення цього самого вимикача, що і основний захист, а імовірність відмови вимикача є значно вищою, ніж імовірність відмови захисту. Тому ПРВВ повинен застосовуватись на всіх об`єктах енергосистем напругою 110 кВ та вище.

Пристрій ПРВВ може діяти безпосередньо на електромагніти вимкнення вимикачів суміжних приєднань, які резервують дію даного вимикача, або через вихідні кола захистів, які діють на ці вимикачі.

Розглянемо, як працює пристрів ПРВВ на прикладі подвійної системи шин з фіксованим числом приєднань (рис. 20).



Рис. 20. Принцип дії ПРВВ

Під час к.з. на лінії Л1 (точка К1) та відмові вимикача Q1 пристрій ПРВВ, який запуститься від захисту лінії Л1 подіє на вимкнення вимикачів всіх приєднань до секції шин I с.ш., тобто на вимкнення вимикачів Q2 та Q5.

Під час к.з. на системі шин I с.ш. (в точці К2) спрацює диференційний захист цих шин та подіє на вимкнення вимикачів Q1, Q2, Q5. У випадку відмови вимикача Q5, ПРВВ подіє на вимкнення всіх вимикачів другої секції шин II с.ш. - Q3 та Q4. Якщо при цьому пошкодженні відмовив вимикач понижувального трансформатора Q2 (вимикачі Q1 та Q5 вимкнулись успішно), то ПРВВ подіє на вимкнення трансформатора зі сторони низької напруги - на вимкнення вимикача Q6. Якщо ж відмовив вимикач лінії Л1 Q1, а вимикачі Q2 та Q5 вимкнулись успішно, то ПРВВ повинен забезпечити умови спрацювання захисту лінії Л1 з протилежного кінця лінії, тобто на вимкнення вимикача Q8. Для цього ПРВВ повинен подіяти на зупинку високочастотного передавача даного кінця лінії у випадку, коли лінія захищається диференційно-фазовим захистом. Це приведе до спрацювання другого півкомплекту диференційно-фазового захисту на протилежному кінці лінії, тобто до вимкнення вимикача Q8.

Під час к.з. між вимикачем та трансформатором струму (точка К3) спрацює диференційний захист шин та подіє на вимкнення всіх вимикачів першої системи шин I с.ш. Q1, Q2 та Q5. В цьому випадку, навіть при успішному вимкненні цих вимикачів живлення місця пошкодження не ліквідується - воно продовжуватиме живитись через трансформатор Т1. В цьому випадку ПРВВ повинен подіяти на вимкнення вимикача Q6.

2. Принципи роботи пристроїв резервування відмови вимикачів

На даний час в енергосистемах України знаходяться в експлуатації ПРВВ, побудовані на різних принципах роботи. Схеми, які пояснюють основні принципи роботи ПРВВ наведені на рис. 21.

Рис. 21. Принципи роботи ПРВВ

Найпростіша схема наведена на рис. 21а. Після спрацювання захисту приєднання, на якому відбулося пошкодження, подається сигнал на вимкнення вимикача пошкодженого приєднання. Одночасно від вихідних кіл захисту (KLРЗ) запускається реле часу КТ. У випадку, коли вимикач пошкодженого приєднання не вимкнувся, з витримкою часу, яку задає реле часу КТ вимикаються вимикачі суміжних приєднань, через які може живитись місце пошкодження. Якщо ж дія захисту пошкодженого приєднання успішна, вимикач пошкодженого приєднання вимкнеться, вихідне реле захисту KLРЗ повернеться у вихідний стан, зніметься живлення з обмотки реле часу КТ, воно також повернеться у вихідний стан і вимкнення вимикачів суміжних приєднань від ПРВВ не відбудеться.

Схема наведена на рис. 21а має ряд недоліків. Зокрема, під час опробування релейного захисту і не виведеній накладці SX можливе хибне спрацювання ПРВВ і хибне вимкнення вимикачів суміжних приєднань. У випадку залипання контакту вихідного реле захисту KLРЗ можлива також хибна дія ПРВВ. Після виникнення пошкодження захист успішно спрацював, вимикач пошкодженого приєднання вимкнувся, але схема ПРВВ не повернулась у вихідний стан - обмотка реле часу КТ продовжує живитись через залиплі контакти KLРЗ - і з витримкою часу здійсниться хибне вимкнення вимикачів суміжних елементів.

Схема, наведена на рис. 21б передбачає додатковий контроль напруги. Для цього в колі пуску реле часу КТ послідовно введений контакт реле напруги. Контакт реле замикається при пониженні однієї з лінійних напруг або при появі напруги нульової або оберненої послідовності. Цим самим забезпечується неспрацювання ПРВВ під час опробування релейного захисту (контакт KLРЗ замикається, але контакт реле напруги KV знаходиться в розімкненому стані). Так само схема не буде хибно працювати при залипанні контактів KLРЗ. Але ця схема має суттєвий недолік - під час к.з. за трансформатором підстанції орган напруги може бути нечутливим до пониження напруги (контакт KV буде в розімкненому стані) і тим самим не дозволить ввести в роботу ПРВВ.

На практиці дуже часто застосовують схему ПРВВ з контролем наявності струму в приєднані та з повторним вимкненням вимикача приєднання (рис. 21в). Після виникнення пошкодження на приєднані спрацьовує захист, який замикає вихідні контакти KLРЗ. У випадку наявності струму в приєднані, який контролюється струмовим реле КА, запускається проміжне реле KL. Реле спрацьовує і замикає свої контакти. Одна пара контактів цього реле KL.1 подає сигнал на вимкнення вимикача приєднання, на який подіяв і захист, тобто здійснюється повторне вимкнення вимикача пошкодженого приєднання. Друга пара контактів KL.2 запускає реле часу КТ, яке з витримкою часу діє на вимкнення інших вимикачів приєднань, через які можливе живлення місця пошкодження. Ця схема має ряд переваг у порівнянні з схемами, наведеними на рис. 21а та рис. 21б. Зокрема повторна дія на вимкнення цього самого вимикача, що і дія захисту підвищує надійність функціонування схеми, тому що ПРВВ діє на інший електромагніт вимкнення вимикача. У випадку пошкодження в колах керування вимикачем дія захисту на вимкнення буде неуспішною, а дія на вимкнення цього вимикача через інші кола керування від ПРВВ може бути успішною. Іншою перевагою цієї схеми є попередження спрацювання ПРВВ після хибного спрацювання захисту, наприклад, під час його опробування. В цьому випадку хибно вимкнеться лише вимикач даного приєднання через контакти реле KL.1. Після цього струм в приєднанні зникне, реле КА повернеться у вихідне положення і зніметься живлення з реле часу КТ, не дозволивши йому діяти на вимкнення вимикачів суміжних приєднань.

Сучасні пристрої ПРВВ виконуються за схемою, наведеною на рис. 21г. В цій схемі контролюється струм в приєднані та стан вимикача цього приєднання. Схема має підвищену надійність від хибного спрацювання. Наведена схема ПРВВ може спрацювати лише при виконанні наступних трьох умов: спрацювання захисту приєднання (замикаються контакти KLРЗ), наявності струму в приєднані (замкнений стан контактів КА) та при увімкненому положенні вимикача приєднання (замкнений контакт увімкненого положення вимикача KQC). Тільки після виконання всіх трьох умов запускається реле часу КТ, яке з витримкою часу подіє через проміжне реле KL на вимкнення вимикачів суміжних приєднань, через які можливе живлення пошкодженого елемента.



11. Автоматичне регулювання напруги трансформатора

Нормальний режим роботи споживачів електроенергії забезпечується при певній напрузі. Відхилення напруги в ту чи іншу сторону призводить до зниження якості продукції, скорочення строку служби електротехнічного обладнання, збільшення ймовірності його пошкодження і т.п. Цим визначається необхідність підтримувати напругу у споживачів на заданому рівні. Потрібні умови і економічність всієї системи електропостачання найбільш повно забезпечує при автоматичному регулюванні напруги. При наявності на підстанції і в трансформаторних пунктах трансформаторів, оснащених пристроями для регулювання під навантаженням (ПРПН), є можливість автоматично регулювати напругу шляхом перемикання числа витків однієї з обмоток трансформатора без його вимикання. Звичайно перемикаючий пристрій розташований на стороні вищої напруги.

Трансформатор з ПРПН поставляється заводами з автоматичними регуляторами напруги (АРНТ). Разом з трансформатором АРНТ складає автоматичну систему регулювання коефіцієнту трансформації.



12. Автоматичне ввімкнення резерву

12.1 Загальні положення

В системах електропостачання при наявності двох і більше джерел живлення часто використовують роботу по розімкнутій схемі. При цьому всі джерела ввімкненні, але не зв'язані між собою, кожне джерело забезпечує живлення окремих споживачів. Такий режим роботи мережі пояснюється необхідністю зменшити струми короткого замикання, спростити релейний захист, створити необхідний режим за напругою, зменшити втрати електроенергії і т.п. Звідси надійність електропостачання в розімкнутих мережах виявляється більш низькою, ніж в замкнутих, так як вимкнення єдиного джерела живлення призводить до втрати живлення всіх його споживачів. Електропостачання споживачів, які втратили живлення, можна відновити автоматичним під'єднаням до другого джерела з допомогою пристрою автоматичного ввімкнення резервного джерела (ПАВР).

Використовують різні схеми ПАВР, але всі вони повинні задовольняти таким вимогам:

1. Бути в стані постійної готовності до дії і спрацьовувати при втраті живлення споживачів за будь-якої причини і наявності нормальної напруги на другому, резервному для даного споживача джерелі живлення. Щоб не допустити ввімкнення резервного джерела на коротке замикання, лінія робочого джерела до моменту дії ПАВР повинна бути вимкнена вимикачем зі сторони шин споживачів. Вимкнений стан цього вимикача контролюється його допоміжними контактами чи реле положення, і ці контакти повинні бути використанні в схемі вмикання вимикача резервного джерела. Ознакою втрати живлення є пропадання напруги на шинах споживачів, тому діючою величиною пристрою АВР звичайно являється напруга. При пониженні напруги до наперед визначеного значення ПАВР приводиться в дію.

2. Мати мінімально можливий час спрацювання tАВР1. Це необхідно для скорочення тривалості перерви живлення споживачів і забезпечення самозапуску двигунів. Мінімальний час tАВР1 визначається необхідністю виключити спрацювання ПАВР при коротких замиканнях на елементах мережі, зв'язаних з робочим джерелом живлення, якщо при цьому напруга на шинах, які резервуються, стане нижчою напруги спрацювання ПАВР. Ці пошкодження вимикаються швидкодіючими захистами пошкоджених елементів. При виборі витримки часу необхідно також узгоджувати дію ПАВР з дією ПАПВ і з дією інших пристроїв АВР, розташованих ближче до робочого джерела живлення.

3. Мати однократну дію, що необхідно для запобігання багатократного ввімкнення резервного джерела на стійке коротке замикання.

4. Забезпечити разом з захистом швидке вимкнення резервного джерела живлення і його споживачів від пошкоджень, секції шин яка резервується, і тим самим зберегти їх нормальну роботу. Для цього передбачається прискорення захисту після АВР.

5. Не допустити небезпечних несинхронних ввімкнень синхронних двигунів і перевантаження обладнання.

В залежності від конструкції комутаційного апарату, схеми електропостачання і її номінальної напруги основні вимоги до пристроїв АВР виконується по-різному.

12.2 Розрахунок пристрою АВР СМВ-6.3 кВ

Пристрої АВР розраховують за таким алгоритмом:

Час затримки РОВ вибирають так щоб надійно ввімкнувся вимикач резервного джерела живлення:



tРОВ >= tвм.рез+t=0,25+0,25=0,5 с.

tвм.рез - повний час вмикання вимикача, який враховує спрацювання проміжного контактора та приводу (tвм.рез=0,25 с);

t = 0,2…0,3 с - зона надійності.

Крім того необхідно щоб не відбулося повторноговимикання вимикача після неуспішного АВР:

tРОВ<= tвм.рез+ tвим.рез =0,25+0,08=0,33 с;

де tвим.рез=0,08 с - час вимикання вимикача.

Витримка часу реле часу.

Уставка реле часу пристрою АВР відлагоджується від часу спрацювання релейного захисту під час коротких замикань при яких напруга на шинах споживача знизиться до напруги спрацюваня реле мінімальної напруги:

tКТ= tРЗ +t=5+0,5=5,5 с.

Час перерви електропостачання споживачів:

t= tКТ +tSKL+ t вим.рез + t вм.рез + t =5,5+0,05+0,08+0,5=6,13 с.

Визначаєм напругу спрацювання реле мінімальної напруги. Уставку необхідно вибирати так, щоб реле не спрацьовувало під час самозапуску двигунів після відновлення їх живлення, а також під час коротких замикань за суміжним елементом. Ця напруга не повинна перевищувати 25% від Uном.ш.



UKV1 =(kпов/kвід ) ·Uроб.мін.=(0,85/1,2) ·0,9·6,3=4,01 кВ.

Напруга спрацювання реле максимальної напруги рівна:

UKV2=0,7·110=77 кВ.



13. Автоматичне повторне ввімкнення

13.1 Загальні положення

Більшість пошкоджень повітряних ліній електропередачі виникає в результаті перехрещування проводів під час сильного вітру і ожеледі, пошкодження ізоляції під час грози, падіння дерев, замиканням проводів рухомими механізмами і т.п. Ці пошкодження нестійкі і при швидкому вимкненні пошкодженої лінії самоліквідовуються. В цьому випадку при повторному ввімкненні лінії вона залишається в роботі і електропостачання споживачів не переривається. Повторне ввімкнення виконується автоматично пристроєм автоматичного повторного вмикання (ПАПВ). При стійких пошкодженнях захист знову вимикає лінію після дії ПАПВ, тобто пройшло неуспішне АПВ. За статистичними даними, ПАПВ в системах електропостачання має в середньому 60-75 % успішних дій. Така ефективність ПАПВ робить його одним з основних засобів збільшення надійності електропостачання. Згідно ПУЕ, пристроями АПВ повинні обладнуватися повітряні і змішані кабельно-повітряні лінії всіх типів напругою вище 1кВ при наявності на них відповідних комутаційних апаратів. В експлуатації використовуються ПАПВ, які відрізняються за такими основними ознаками: по числу фаз вимикача, які вмикаються пристроєм АПВ: трифазне (ТАПВ) і однофазне (ОАПВ); по способу перевірки синхронізму при АПВ для ліній з двостороннім живленням; по способу дії на привід вимикача - механічні і електричні пристрої АПВ; по кратності дії - АПВ однократної і багатократної дії - АПВ однократної і багатократної дії.

Схеми ПАПВ розрізняють також за способами пуску, за способами повернення в стан готовності до дії, за типом елементів схеми електропостачання, які обладнані пристроями АПВ.

Вимоги до ПАПВ і розрахунок їх параметрів. Не звертаючи уваги на вказану різницю, всі пристрої АПВ повинні задовольняти таким вимогам:

- Вони повинні знаходиться в стані постійної готовності до дії і спрацювання при всіх випадках аварійного вимкнення вимикача, крім вимкнення вимикача релейним захистом після вмикання його черговим персоналом; не повинен приводитися в дію при оперативних вимкненнях вимикача черговим персоналом, що забезпечується пуском пристрою АПВ від невідповідності положень вимикача і його ключа керування, яка виникає щоразу при будь-якому автоматичному вимкнення вимикача. В експлуатації використовують також пуск пристрою АПВ при спрацюванні релейного захисту. Але такий пуск не забезпечує дію АПВ при аварійних вимкненнях, які не супроводжуються спрацюванням релейного захисту, тому його рекомендують використовувати тільки в деяких часткових випадках. Схеми АПВ повинні допускати можливість автоматичного виводу їх з роботи при спрацюванні тих чи інших захистів.

- Пристрої АПВ повинні мати мінімально можливий час спрацювання tАПВ1 для того, щоб скоротити перерву живлення споживачів. Практично можливо виконати АПВ яке діє без затримки. Але ця можливість обмежується рядом умов. Для успішної дії АПВ необхідно, щоб час спрацювання tАПВ1 було більше: часу tг.п., необхідного для відновлення готовності приводу до роботи на ввімкнення (для приводів які використовуються з врахуванням умов їх роботи tг.п.=0,1…0,3 с); час tд.с необхідний для деіонізації середовища в точці пошкодження (для установок напругою до 220 кВ tд.с=0,2 с); час готовності вимикача tг.п, необхідний для відновлення вимикаючої здатності вимикача після вимкнення ним струму короткого замикання. Для однократного АПВ час tг.в. весь час менший суми часу tг.п і часу ввімкнення вимикача tв.в. Тому визначаючою умовою є tАПВ1> tг.п. При цьому з врахуванням часу запасу Дt=0,4…0,5 с час спрацювання ПАПВ для ліній з одностороннім живленням:

tАПВ1 = tг.п + Дt =0,5…0,8 с.



В окремих випадках для повітряних лінії, коли велика ймовірність їх пошкодження при падінні дерев чи інших по причинах, для ефективності АПВ його витримку часу доцільно приймати трохи завищеною - біля декількох секунд. В цьому випадку також зменшується ймовірність неселективного перегорання запобіжників при неуспішному АПВ, встановлених на елементах систем електропостачання, розташованих ближче до джерела живлення, ніж розглянутий вимикач з пристроєм АПВ. Схема ПАПВ у всіх випадках повинна бути виконана так, щоб тривалість дії на вмикання вимикача була достатньою. Реле часу, яке використовується в схемах ПАПВ для створення витримки часу tАПВ1, має похибку, яка залежить від температури середовища.

- Автоматично з заданою витримкою часу пристрої АПВ повинні повертатися в стан готовності до нової дії після вмикання в роботу вимикача. При виборі витримки часу tАПВ2 на повернення пристрою АПВ в стан готовності до дії повинні виконуватися такі вимоги:

- пристрій не повинен робити багатократні вмикання вимикача на коротке замикання яке не ліквідувалося, що забезпечується при умові, якщо релейний захист з максимальною витримкою часу tс.з.max встигне вимкнути вимикач, ввімкнений на коротке замикання, раніше, ніж ПАПВ повернеться в стан готовності до нової дії, тобто повинно бути:

tАПВ2= tАПВ1+ tв.в+ tс.з.max +tвим.в+Дt,

де Дt - час, приймається рівним ступені селективності захисту лінії;

- пристрій повинен бути готовим до дії не раніше, ніж це допускається по умовам роботи вимикача після успішного вмикання його в роботу пристроєм АПВ.

Досвід показує, що для однократного АПВ обидві вказані в пункті 3 вимоги виконуються, якщо прийняти tАПВ2=15…25 с. Для ПАПВ двократної дії час повернення в стан готовності після другого циклу приймається рівним tАПВ2=60…100 с.

13.2 Розрахунок пристрою АПВ СМВ-110 кВ

Дані вимикача МКП-110Б-630-20У з приводом ШПЕ-33:

tд.с=0,2 с, tг.п=0,1…0,3 с, tвим.Q=0,05 с, tвм.Q=0,35 с, tпов.зах=0,07 с, tРЗ=5 с.

tАПВ= tг.п+t=0,2+0,35=0,55 с;

tАПВ= tд.с - tвм.Q +t=0,2-0,35+0,35=0,2 с;

tАПВ= tг.в - tвм.Q + t=0,15-0,35+0,35= 0,15 с;

tАПВ= tпов.зах - tвм.Q+t=0,07-0,35+0,35= 0,07 с.

Приймаєм: tАПВ=0,55 с

tпов.АПВ =tРЗ+ tвм.Q+t=5+0,35+0,35=5,7 с.

tпов.АПВ=5,7 < 10 с,

Приймаєм: tпов.АПВ=10 с.

Пристрій АПВ виконуємо на реле типу РПВ-58, С=20 мкФ.

R2=tзаряду/(С·(ln[Uб /(Uб - UспрKL1)])=10/(20·10-6·(ln[110/110-65]))=560 Ом.



Висновки

У даному курсовому проекті запроектовано релейний захист силового трансформатора типу ТДН-10000/110/6 кВ.

В проекті розкрито загальні положеня; елементи і функціональні частини пристроїв релейного захисту і автоматики; основні види пошкоджень та особливі режими роботи трансформатора; функції релейного захисту і основні вимоги, які ставляться до пристроїв; газовий захист трансформатора; призначення та особливості виконання диференційних захистів трасформаторів; максимальний струмовий захист рансформатора; захист трансформатора від перенавантажень; диференційний захист ошиновки 110 кВ; автоматичне регулювання напруги трансформатора; автоматичне ввімкнення резерву та автоматичне повторне ввімкненя.

Отже, з проведених розрахунків видно, що проект заслуговує на увагу, він є досить вигідним у технічному і економічному сенсі.



Список використаної літератури

1. Правила устройства электроустановок / Минэнерго СССР. - 6-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 648 с.: ил.

2. Расчёт релейной защиты мощных энергоблоков: Методические указания к вы -полнению курсовой работы и дипломного проэкта по курсу “Релейная защита электрических систем” для студентов специальностей 0301 и 0650 / Сост. Г.Г.Гловацкий.- Львов: ЛПИ, 1987. - 44 с.

3. Вавин В.Н. Релейная защита блоков турбогенератор - трансформатор. - М.: Эне- ргоиздат, 1982. - 256 с.: ил.

4. Краткий номенклатурный каталог ALSTOM (Отделение устройств релейной защиты и систем управления) / По заказу ООО “Энергомашвин”. - К., 2000. - 104с.: ил.

5. Пример расчёта защиты блока генератор-трансформатор 1000 МВт атомной электростанции. Методические указания по курсу “Релейная защита электрических систем” к курсовому и дипломному проектированию для студентов специальностей 0301 и 0650 / Сост. Г.Г. Гловацкий. - Львов: ЛПИ, 1987. - 16 с.

6. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608с.: ил.

7. Вибір та перевірка трансформаторів струму для живлення кіл релейного захисту й автоматики: Методичні вказівки до курсового та дипломного проектування для студентів електроенергетичних спеціальностей /Уклад. Амброз В.М., Кідиба В.П., Коновал В.С., Шелепетень Т.М.- Львів: НУЛП, 1999. - 23 с.

Размещено на Allbest.ru