Основи техніки релейного захисту та автоматики силового трансформатора

Размещено на http://www.allbest.ru/

Технічне завдання

1. Для спроектованої підстанції в курсовому проекті "Електричні станції, підстанції" виконати розрахунок струмів КЗ з врахуванням можливості регулювання напруги силових трансформаторів (автотрансформаторів).

2. Розрахувати ступінчастий струмовий захист лінії 10кВ (однієї з ЛЕП, що живляться від спроектованої підстанції). Виконати розрахункову перевірку трансформаторів струму 10кВ. Побудувати карту селективності (захист трансформаторів 10/0,4 кВ виконано запобіжниками). Привести схеми захисту. Схема лінії 10 кВ представлена на рисунку 1. Параметри ЛЕП 10кВ та марки силових трансформаторів 10/0,4кВ представлені в таблицях 1 і 2 відповідно до варіанту.

3. Розрахувати основний захист силового трансформатора (автотрансформатора). Привести схеми захисту.

Таблиця 1

Марки трансформаторів 10/0,4кВ, згідно варіанта №3

№ варіанту	Маркитрансформаторів 10/0,4кВ
	Т1	Т2	Т3	Т4	Т5	Т6
3	ТМ160	ТМ63	ТМ400	ТМ250	ТМ63	ТМ160

Таблиця 2

Марки проводів (кабелів) ділянок електричної мережі 10 кВ

№ варіанту	Марки проводу (кабелю) ділянок
	L1	L2	L3	L4	L5	L6	L7	L8	L9	L10
9	АС	АС	СИП 3	АСБ	АС	АС	АС	АС	АС	АСБ

Примітка: ділянки ЛЕП напругою 10 кВ виконані проводом перерізом 35 мм²; або кабелем перерізом 50 мм²



Рисунок 1 Фрагмент електричної мережі напругою 10 кВ ЗМІСТ



Зміст

Перелік скорочень

Вступ

1. Розрахунок струмів короткого замикання

2. Розрахунок релейного захисту лінії 10кВ

2.1 Захист трансформаторів 10/0,4кВ. Вибір уставок спрацювання струмового захисту

2.2 Розрахунок струму та часу спрацювання максимального струмового захисту

2.3 Розрахунок струму спрацювання струмової відсічки

2.4 Розрахункова перевірка трансформаторів струму

3. Розрахунок релейного захисту трансформатора

3.1 Розрахунок диференційного захисту трансформатора

3.2 Газовий захист трансформатора

Висновки

Перелік посилань

Перелік скорочень

струм замикання трансформатор релейний

ВН - висока напруга

КЗ - коротке замивання

ЛЕП - лінія електропередавання

МСЗ - максимальний струмовий захист

НН - низька напруга

ПЛ - повітряна лінія

СВ - струмова відсічка

ТС - трансформатор струму

Вступ

В енергетичних системах, на електроустаткуванні електростанцій, в електричних мережах та на обладнанні споживачів електроенергії виникають пошкодження (короткі замикання) й ненормальні режими. КЗ в більшості випадків супроводжуються збільшенням сили струму й зниженням напруги в елементах енергосистеми. Підвищений струм виділяє велику кількість тепла, що викликає руйнування в місці пошкодження, й небезпечне нагрівання неушкоджених ліній, через котрі цей струм проходить. Зниження напруги порушує нормальну роботу споживачів електроенергії й стійкість паралельної роботи генераторів і енергосистеми в цілому.

Щоб зменшити наслідки, спричинені короткими замиканнями та ненормальними режимами, пошкоджену частини електроустановки або мережі слід достатньо швидко визначити та вимкнути. Тому захист електроустановок від аварій або порушень нормального режиму здійснюється сукупністю пристроїв і засобів (реле, вимірювальних трансформаторів та інших апаратів), що називається релейним захистом.

Основними вимогами, що ставлять до релейного захисту, є:

а) селективність, тобто вимикання лише пошкодженої ділянки;

б) швидкість дії, завдяки чому забезпечується безперебійність електропостачання непошкоджених елементів, зменшується загроза пошкодження апаратури аварійними струмами;

в) чутливість, що забезпечує вимикання ділянки при замиканні в будь-якій точці зони захисту і на початку аварійного режиму;

г) надійність роботи, при якій відмова чи помилкове спрацювання релейного захисту практично виключається.

У даній курсовій роботі виконано розрахунок релейного захисту ЛЕП 10кВ і силового трансформатора ТРДН 32000-150/10кВ.

1. Розрахунок струмів короткого замикання

Для розрахунку захисту трансформатора і ліній, що відходять, необхідно розрахувати струми короткого замикання. Для цього скористаємося даними, отриманими в курсовому проекті по проектуванню електричної підстанції. Розрахунок проводимо у відносних одиницях.

Еквівалентний опір енергосистеми ZС за даним, розрахованими в курсовому проекті по дисципліні "Електричні станції та підстанції" становить:

ZС = 0,18+j0,83.

При розрахунку струмів КЗ будемо враховувати наявність на силових трансформаторах пристроїв РПН. Це призведе до зміни опору трансформаторів.

Розрахунок проведемо у відносних одиницях. Задамо базисну потужність та напругу: S_б=100МВА; базисна напруга для точки К1 U_б=150кВ, для решти точок КЗ U_б=10кВ (рисунок 1.1).

Рисунок 1.1 Еквівалентна схема заміщення

Струм КЗ в точці К1 за даним, розрахованими в курсовому проекті по дисципліні "Електричні станції та підстанції" становить - I_К1=4,3кА.

Активним опором трансформаторів знехтуємо, у зв'язку з тим, що він набагато менший за реактивний. Реактивний опір силових трансформаторів з РПН в максимальному та мінімальному режимі розрахуємо за формулами:

, (1.1)

, (1.2)

де u_Кmax, u_Кmin - напруга КЗ силового трансформатора;

U_maxBH, U_minBH - максимальна та мінімальна напруга обмотки ВН силового трансформатора;

- номінальна потужність силового трансформатора.

Для трансформатора ТРДН 32000/150 РПН має уставки регулювання ±8х1,5%. Враховуючи, що для мережі 150кВ напруга не повинна перевищувати 172кВ згідно[3] (таблиця В-1), визначимо U_maxBH та U_minBH:

,

Згідно [2] (додаток 2 таблиця 3) u_Кmax =10,85%, u_Кmin =10,14%.

Тепер для трансформатора ТРДН 32000/150 розрахуємо реактивний опір в максимальному та мінімальному режимі за формулами (1.1) та (1.2):

,

.

Повний опір до точки КЗ розраховується за формулою:

. (1.3)

Періодична складова струму трифазного короткого замикання розраховується за формулою:

(1.4)

де Е - ЄДС енергосистеми, Е=1

Розрахуємо струм трифазного короткого замикання для точки К3 в максимальному та мінімальному режимах:

Активний та індуктивний опір ЛЕП 10кВ приведений до базисних умов розраховується за формулами:



(1.5)

(1.6)

де r₀, x₀ - погонний активний та індуктивний опір відповідно.

Для проводу марки АС-35 згідно [4], (таблиця 7.1), r₀=0,790 Ом/км, d=8,4мм.

, (1.7)

де D_сер - середньогеометрична відстань між фазами;

R_пр=d/2=8,4/2=4,2мм=4,2*10^-3м - радіус проводу у фазі;

N - кількість проводів у фазі при розщепленні фаз.

N=1 для ліній електропередач без розщеплення фаз.

Для лінії напругою 10кВ відстань між фазами, згідно [5] (таблиця 4.1), 1м. Тоді, якщо проводи розміщені по вершинах рівностороннього трикутника, D_сер=D=1м, у разі горизонтального розташування проводів . Приймаємо D_сер=1м.

За формулами (1.5) та (1.6) знаходимо активний та індуктивний опори першої ділянки ЛЕП 10кВ:

Початкові та розраховані параметри ЛЕП 10кВ наведені у таблиці 1.1.

Таблиця 1.1

Параметри ділянок ЛЕП 10 кВ

Лінія	Марка проводу	l, км	r0 Ом/км	x0 Ом/км	R в.о.	X в.о.
L1	АС-35	1,2	0,790	0,36	0,948	0,432
L2	АС-35	0,2	0,790	0,36	0,158	0,072
L3	СИП 3	0,1	0,493	0,326	0,049	0,033
L4	АСБ-50	0,2	0,443	0,086	0,089	0,017
L5	АС-35	0,1	0,790	0,36	0,079	0,036
L6	АС-35	0,3	0,790	0,36	0,237	0,108
L7	АС-35	0,2	0,790	0,36	0,158	0,072
L8	АС-35	0,1	0,790	0,36	0,079	0,036
L9	АС-35	0,5	0,790	0,36	0,395	0,18

Для трансформаторів марки ТМ активний опір, приведений до напруги обмотки високої напруги, розраховується за формулою:

(1.8)

де ?Р_кз - втрати короткого замикання, кВт;

S_ТН - номінальна потужність, кВА.

Для трансформаторів марки ТМ реактивній опір, приведений до напруги обмотки високої напруги, розраховується за формулою:

(1.9)

де u_кз% - напруга короткого замикання, у % від номінальної.

Довідникові параметри трансформаторів згідно [6] (таблиця 4.1) наведені у таблиці 1.2.

За формулами (1.8) та (1.9) знаходимо активний та реактивній опори трансформаторів:

Таблиця 1.2

Довідникові та розрахункові параметри трансформаторів

Марка	Sтн, кВА	Uвн, кВ	Pкз, кВт	uкз, %	RТ	XТ
ТМ-63	63	10	1,28	4,5	32,25	71,43
ТМ-160	160	10	2,65	4,5	10,35	28,13
ТМ-250	250	10	3,7	4,5	5,92	18
ТМ-400	400	10	5,5	4,5	3,44	11,25

Сумарні активний та індуктивний опори до точки КЗ К4 розраховуються за формулами:

Повний опір до точки К4 розраховується за формулою (1.3):

.

Періодична складова струму трифазного КЗ в точці К4 розраховується за формулою (1.4):

Аналогічно розраховуються значення опорів та струми КЗ для точок К6, К8, К10, К12, К14. Розраховані параметри занесені до таблиці 1.3.

Таблиця 1.3

Значення опорів схеми заміщення та струми КЗ в мережі10кВ

Точка КЗ	RKmax, в.о.	XKmax, в.о.	ZKmax, в.о.	IKmax, кА	RKmin, в.о.	XKmin, в.о.	ZKmin, в.о.	IKmin, кА
K3	0,18	1,67	1,7	3,4	0,18	1,33	1,34	4,3
K4	1,117	2,135	2,44	2,4	1,117	1,795	2,15	2,7
K6	1,612	2,299	2,81	2,05	1,612	1,959	2,54	2,3
K8	1,286	2,174	2,53	2,3	1,286	1,834	2,24	2,6
K10	1,296	2,155	2,51	2,3	1,296	1,815	2,23	2,6
K12	1,533	2,263	2,73	2,1	1,533	1,923	2,46	2,35
K14	1,849	2,407	3,03	1,9	1,849	2,067	2,77	2,1

Аналогічно розраховуються значення повних опорів та струми КЗ за трансформаторами. Для знаходження активного та індуктивного опорів необхідно значення R_Kmax, X_Kmax, R_Kmin, X_Kmin з таблиці 1.3 додати до значень опорів R_Т, X_Т відповідних трансформаторів з таблиці 1.2. Розраховані параметри занесені до таблиці 1.4.

Таблиця 1.4

Значення опорів схеми заміщення та струм КЗ за трансформаторами 10/0,4 кВ

Точка КЗ	RKmax, в.о.	XKmax, в.о.	ZKmax, в.о.	IKmax, кА	RKmin, в.о.	XKmin, в.о.	ZKmin, в.о.	IKmin, кА
K5	4,557	13,385	14,14	0,41	4,557	13,045	13,82	0,42
K7	33,862	73,729	81,13	0,07	33,862	73,389	80,82	0,07
K9	11,636	30,304	32,46	0,18	11,636	29,964	32,14	0,18
K11	7,216	20,155	21,41	0,25	7,216	19,815	21,09	0,27
K13	33,783	73,693	81,07	0,07	33,783	73,353	80,76	0,07
K15	12,199	30,537	32,88	0,18	12,199	30,197	32,57	0,18



2. Розрахунок релейного захисту лінії 10 кВ

2.1 Захист трансформаторів 10/0,4кВ. Вибір уставок спрацювання струмового захисту

Для захисту трансформаторів 10/0,4 на стороні ВН обираємо запобіжники типу ПКТ. Номінальний струм запобіжника вибирається у відповідності до потужності силових трансформаторів. Обираємо плавкі вставки за умовою:

(2.3)

де I_н.тр. - номінальний струм трансформатора, який розраховується за формулою:

(2.4)

Запобіжники використаємо типу ПКТ. Розраховані параметри за формулами (2.3) та (2.4) та марки запобіжників зведені у таблицю 2.1.

Таблиця 2.1

Дані про запобіжники 10кВ

Марка	Sтн, кВА	Uвн, кВ	Iн.тр, А	Iпл, А	Запобіжник
ТМ-63	63	10	3,64	10	ПКТ-10-10-12,5
ТМ-160	160	10	9,24	20	ПКТ-10-20-12,5
ТМ-250	250	10	14,43	31,5	ПКТ-10-31,5-12,5
ТМ-400	400	10	23,09	50	ПКТ-10-50-12,5

Для узгодження параметрів МСЗ ЛЕП 10 кВ з плавкими запобіжниками трансформаторів побудуємо карту селективності. На карті селективності будуємо типові захисні характеристики запобіжників рисунок 2.1.

2.2 Розрахунок струму та часу спрацювання максимального струмового захисту

Для захисту лінії 10 кВ від міжфазного КЗ розрахуємо двохступінчатий струмовий захист: перша ступінь - струмова відсічка (СВ) та третя ступінь - максимальний струмовий захист (МСЗ).

В якості струмового реле для реалізації струмового захисту ліній виберемо мікропроцесорне реле МРЗС-0,5М [7].

Струм спрацьовування МСЗ визначається за формулою:

(2.1)

де k_н - коефіцієнт надійності неспрацьовування захисту, що становить k_н=1,1 [3];

k_пов - коефіцієнт повернення реле, що становить k_пов = 0,96 [3];

k_cз - коефіцієнт самозапуску. Оскільки даних про наявність та кількість електродвигунів за умовою не має, приймаємо k_cз = 1,3 [3];

І_{роб.макс.} - максимальний робочий струм елемента, що захищається.

Максимальний робочий струм ПЛ 10кВ за відсутності вихідних даних визначимо по максимальній сумарній потужності силових трансформаторів, які можуть отримувати живлення по ЛЕП, що захищається, з врахуванням максимального тривалого перевантаження.

Тоді знаходимо струм спрацювання МСЗ:

Струм спрацьовування максимального реле струму визначається за формулою:

(2.2)

де k_сх - коефіцієнт схеми, приймемо схему з'єднання ТС і реле в неповну зірку, тоді k_сх=1 [3], що показує в скільки разів струм в реле більше ніж струм у вторинній обмотці трансформатора струму при нормальному симетричному режимі роботи елементу, що захищається;

- коефіцієнт трансформації трансформаторів струму, =40.

Для реле МРЗС-0,5М обираємо струм уставки 3,51А [7].

Підбираємо характеристики МСЗ ЛЕП виходячи з наступних умов:

· Струм спрацювання захисту повинен бути не менше ніж на 40% (враховується можлива похибка в часі плавлення вставки запобіжника) більше струму плавлення вставки запобіжника, що відповідає часу дії захисту в початковій частині характеристики (не менш 5с). Визначимо струм плавлення вставки запобіжника при 5с:

- ПКТ-10-10-12,5 I_{пл.вст.5с.}=35А;

- ПКТ-10-20-12,5 I_{пл.вст.5с.}=70А;

- ПКТ-10-31,5-12,5 I_{пл.вст.5с.}=100А;

- ПКТ-10-50-12,5 I_{пл.вст.5с.}=180А.

Визначимо струм спрацювання МС3 з урахуванням вимог селективності:

Струм спрацьовування МС3:

Остаточно приймаємо I_ср=6,31А. Тоді струм спрацьовування МСЗ ЛЕП 10кВ дорівнюватиме:

· Ступінь селективності 0,5 с між характеристиками МСЗ і запобіжника бажано забезпечувати при всіх можливих значеннях струму КЗ, коли можлива їх спільна робота.

Для задоволення цієї умови знайдемо час плавлення запобіжника при максимальному струмі КЗ на виводах ВН трансформаторів 10/0,4 кВ. Для даного випадку максимальний струм КЗ (2700А) буде на виводах ВН ТМ-400 в точці К4. Але вже починаючи зі струму 2000А запобіжник з найбільшим номінальним струмом розплавляється миттєво.

Отже час спрацьовування МСЗ повинен бути більше ніж

Для узгодження з характеристиками запобіжників обираємо сильно інверсну характеристику реле МРЗС-0,5М. Час спрацьовування реле з даною характеристикою визначається за формулою

Для реле МРЗС-0,5М найближча більша уставка за часом спрацьовування, яка може бути виставлена, дорівнює 0,27с [7].

Чутливість МСЗ перевіряється по мінімальному струму КЗ в кінці зони захисту:

· для основної зони захисту - в кінці ЛЕП, що захищається k_ч.осн.>1,5;

Чутливість в основній зоні захисту забезпечується.

· для зони резервування - за ТР k_ч.рез.>1,2.

Чутливість в резервованій зоні не забезпечується.

Рисунок 2.1 Карта селективності

2.3 Розрахунок струму спрацювання струмової відсічки

Струм спрацьовування СВ визначається за формулами:

(2.3)

(2.4)

де k_н - коефіцієнт надійності;

- коефіцієнт надійності, для мікропроцесорних реле =4 [3];

- сума номінальних струмів силових трансформаторів 10/0,4 кВ.

I_{k.зовн.max} - максимальний струм, що протікає через місце встановлення СВ при зовнішньому КЗ (за трансформатором 10/0,4 кВ). Згідно таблиці 1.4 I_{k.зовн.max}=270А.

Отже приймаємо струм спрацьовування I_cз=297А.

Струм спрацьовування максимального реле струму визначається за формулою:

На реле МРЗС-0,5М найближча більша уставка по струму, яка може бути виставлена, становить I_cр=7,44А [7].

Струм спрацьовування СВ ЛЕП 10кВ відповідно:

Для оцінки чутливості захисту розрахуємо значення коефіцієнтів чутливості за формулою:

Оскільки значення k_ч>1,5, то захист має достатню чутливість і може використовуватись в якості основного.



2.4 Розрахункова перевірка трансформаторів струму

Виконуємо розрахункову перевірку трансформаторів струму (ТС), що використовується в схемі СВ.

Всі ТС, що використовується для живлення РЗА, повинні забезпечувати:

1. точну роботу вимірювальних органів захисту в конкретних розрахункових умовах, для чого повна похибка е трансформаторів струму не повинна перевищувати 10% при I_1розр (розрахункове значення струму, для якого виконується перевірка ТС);

2. надійну роботу контактів вимірювальних органів захисту при максимальному струмі короткого замикання (КЗ) I_k1max;

3. відсутність небезпечних перенапруг у вторинних колах трансформаторів струму при максимальному струмі КЗ.

Для цього визначимо для конкретного розрахункового струму значення k₁₀ - граничної кратності:

(2.5)

де I_1розр - розрахункове значення струму, для якого перевіряється ТС;

I_1ном - первинний номінальний струм ТС який становить 200А.

Для СВ:

Тоді:



Допустиме значення кратності:

(2.6)

де для ТС типу ТОЛ-К-10 з К₁=200/5за паспортними даними для k_Н=10, Z_Н=0,6Ом, Z₂=0,26Ом.

Для схеми з'єднань ТС в неповну зірку розрахункове значення фактичного опору навантаження ТС для двохфазного КЗ визначається за формулою:

(2.7)

де z_р=S/I²=2/5²=0,08Ом - опір реле (згідно [7]);

r_пер=0,1Ом - перехідний опір (згідно [3]);

r_пр - опір з'єднувальних проводів;

де l - довжина з'єднувальних проводів (приймемо l=50м);

S - переріз з'єднувальних проводів (приймемо S=2,5мм²).

г=57м/(Ом*мм²) - питома провідність міді.

Визначимо допустиме значення кратності за формулою (2.6):

Оскільки k₁₀<k_10доп то за даних умов ТС буде працювати з повною похибкою <10%.

Для перевірки ТС по другій умові: f_мax ? f_доп при максимальному значенні струму КЗ I_k1max, розрахуємо максимальну кратність струму КЗ відносно первинного номінального струму ТС:

де I_k1max=4300A - діюче значення періодичної складової струму КЗ (згідно таблиці 1.3).

Визначимо максимальне значення коефіцієнта А:

По залежності А=ш(f) (рисунок 2.2), визначимо f_max=54%. Порівнюємо отримане значення f_max з допустимим значенням f_доп=80% при якому забезпечується надійне спрацювання мікропроцесорних реле.

Оскільки умова f_max ? f_доп виконується, то забезпечується надійне функціонування реле при максимальних значеннях струмів КЗ.



Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 2.2 Залежність А=ш(f) для визначення струмових похибок трансформатора струму

Перевірка ТС по третій умові: U_2max ? U_2доп.

Значення U_2max на затискачах вторинної обмотки ТС визначається по формулі:

Значення U_2доп. дорівнює випробувальній напрузі 1000 В, що повинна прикладатися до вторинних кіл захисту протягом 1 хв при частоті 50 Гц [9].

Таким чином в результаті перевірки виявилось, що ТС з попередньо прийнятим коефіцієнтом трансформації 200/5 забезпечує виконання всіх умов перевірки та точну роботу вимірювальних органів захисту.

3. Розрахунок релейного захисту трансформатора

Основним захистом трансформаторів потужністю 63 МВА та вище є поздовжній диференційний та газовий захист [8].

3.1 Розрахунок диференційного захисту трансформатора

Для організації диференційного захисту трансформатора застосуємо реле з гальмуванням ДЗТ-11.

Середні значення первинних і вторинних струмів для всіх сторін трансформатора, наведені в таблиці 3.1.

Таблиця 3.1

Визначення вторинних струмів у плечах захисту

Найменування величини	Числові значення
	150 кВ	10 кВ
Первинний номінальний струм трансформатора,А
Коефіцієнт трансформації трансформатора струму
Схема з'єднання обмоток трансформатора струму		Y
Вторинний струм у плечах захисту, А

Визначимо первинний струм небалансу по формулі:

(3.1)

де - складова, обумовлена похибкою ТС;

- складова, обумовлена регулюванням напруги трансформатора;

- складова, обумовлена неточністю установки на комутаторі реле розрахункових чисел витків зрівняльних обмоток.

(3.2)

де - періодична складова (при t=0) при розрахунковому зовнішньому трифазному металевому КЗ;

- відносне значення струму намагнічування, приймемо рівним 0,1;

- коефіцієнт однотипності, приймається рівним 1, якщо на всіх сторонах трансформатора є не більше одного вимикача,

- коефіцієнт, що враховує перехідний режим, для реле ДЗТ може бути прийнятим 1.

(3.3)

де та - періодичні складові струмів (при t=0), що приходять при розрахунковому зовнішньому КЗ на сторонах, де виконується регулювання напруги;

та - відносні похибки, обумовлені регулюванням напруги на сторонах трансформатора, (можна прийняти рівним половині повного діапазону регулювання).

(3.4)

де та - розрахункові числа витків обмоток реле для неосновних сторін;

де та - періодичні складові струмів КЗ, що проходять при розрахунковому зовнішньому КЗ на сторонах, де використовуються та .

За основну сторону захисту приймемо сторону ВН, оскільки там виконується регулювання напруги. Приведемо струм КЗ в точці K та К` до сторони ВН.

При визначенні первинного струму небалансу складову враховувати не потрібно, тому що вона визначається в ході розрахунку.

Попередній струм спрацьовування захисту за умовою відбудови від кидка струму намагнічування:

(3.5)

де k_н - коефіцієнт відбудови захисту від кидків струму намагнічування, приймемо k_н =1,5;

І_ном.тр - номінальний струм трансформатора (з таблиці 3.1).

Тоді струм спрацьовування реле:

Визначення числа витків обмоток реле:

Сторона ВН

Сторона НН

Визначимо третю складову струму небалансу:

Сумарний струм небалансу:

Розрахуємо витки гальмівної обмотки, яка включена на стороні НН:

(3.6)

Для реле ДЗТ-11 tgб приймемо рівним 0,75.

Згідно з [3] для реле ДЗТ-11 найближче більше значення числа витків гальмівної обмотки

Остаточно прийняті числа витків: , ,

Перевіримо чутливість захисту при ушкодженні зовні його дії.

При двофазному КЗ на шинах 10 кВ трансформатора в зоні дії захисту, струм ушкодження буде проходити через трансформатори струму сторони 150кВ, з'єднані в трикутник. У цьому випадку розрахунковий струм у реле ДЗТ-11 визначається за формулою:

Схема включення обмоток реле ДЗТ-11 однієї фази поздовжнього диференційного захисту представлена на рисунку 3.1.



Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 3.1 Схема включення обмоток реле ДЗТ - 11

3.2 Газовий захист трансформатора

Газовий захист призначений для відключення трансформатора при пошкодженнях всередині бака, коли під дією дуги розкладається масло. Він встановлюється у розсічку труби, що з'єднує бак трансформатора з розширювачем.

Дія газового захисту заснована на тому, що всі, навіть незначні, ушкодження, а також підвищений нагрів усередині бака трансформатора викликають розкладання масла й органічної ізоляції, що супроводжується виділенням газу. Інтенсивність газоутворення й хімічний склад газу залежать від характеру й розмірів ушкодження.

Гази, що утворюються при ушкодженнях всередині бака, виштовхують масло по трубопроводу в розширювач, заповнюючи на своєму шляху газове реле. При незначному виділення газу, він заповнює верхню частину газового реле, а надлишок проходить в розширювач. Таким чином, у газовому реле накопичується газ, який можна випустити через кран або набрати в спеціальну ємність і направити на аналіз.

Всередині об'єму, де накопичується газ, знаходиться поплавок, який при появі газу опускається і замикає контакти, які діють сигнал (сигнальний елемент газового реле).

При спрацьовуванні сигналізації, необхідно організувати відбір проби газу для подальшого аналізу. Для взяття проби газу реле облаштовано спеціальним краном, а для спостереження за кількістю газу є спеціальне вікно з поділками. Найпростішим способом аналізу є перевірка газу на горючість та колір. Горючі гази утворюються в маслі під дією електричної дуги і свідчать про її появу всередині бака трансформатора. Зміна кольору газу відбувається при горінні твердої ізоляції всередині трансформатора. Хімічний аналіз дає більш точні відомості про характер пошкодження. Слід мати на увазі, що в газовому реле може виявитися і повітря, яке було розчинене в маслі і почало виділятися після його нагрівання.

Другий елемент (поплавок) газового реле розташований всередині реле прямо на шляху потоку масла з труби в розширювач, він може опуститися під тиском масла при його кидку або при заповненні реле газом.

Кидок масла або поява відразу великого обсягу газу відбувається при серйозному пошкодженні всередині бака, тому цей елемент діє відразу на відключення. При відсутності масла в газовому реле також з'являється сигнал на відключення. Це може відбуватися при течі з бака, коли масло повністю відсутнє в розширювачі і газовому реле.

Для захисту заданого трансформатора застосуємо реле типу ПГ-22 (рисунок 3.2). Верхній поплавок якого є сигнальним елементом захисту. В нормальному режимі, коли реле повністю заповнено маслом, поплавок спливає і його контакт при цьому розімкнуто. При повільному газоутворенні гази, які піднімаються до розширювача, поступово заповнюють верхню частину реле й витісняють масло.



Рисунок 3.2 Конструкція поплавкового газового реле типу ПГ-22

Зі зниженням рівня масла в реле поплавок, опускаючись, повертається на своїй осі, внаслідок чого відбувається замикання ртутних контактів у колі попереджувальної сигналізації. При подальшому повільному газоутворенні реле не може подіяти на відключення, тому що воно заповнюється газом лише до верхнього краю отвору маслопроводу, після чого гази будуть виходити в розширювач. Аналогічно працює сигнальний елемент і при зниженні рівня масла в реле з інших причин. Нижній поплавок, розташований напроти отвору маслопроводу, є елементом, що діє на відключення. При бурхливому газоутворенні внаслідок збільшення тиску в баку трансформатора виникає сильний потік масла й газу в розширювач через газове реле. При швидкості руху потоку газу й масла 0,5 м/с нижній поплавок, що перебуває на шляху руху потоку, повертається й відбувається замикання його ртутних контактів у колі відключення. Завдяки тому, що при КЗ у трансформаторі відразу виникає бурхливе газоутворення, газовий захист виконує відключення з невеликим часом -(0,1-0,3) с.

Схема газового захисту наведена на рисунку 3.3.



Рисунок 3.3 Схема газового захисту



Висновки

В даній курсовій роботі ми провели розрахунок релейного захисту лінії 10кВ і силового трансформатора ТРДН 32000-150/10кВ (для спроектованої підстанції в курсовому проекті "Електричні станції, підстанції") з врахуванням можливості регулювання напруги. Для цього розрахували струми короткого замикання в розрахункових точках, вибрали типи і уставки захистів, перевірили чутливість спрацьовування захистів в найбільш віддалених точках, відбудували захист реле від запобіжників, побудували карту селективності захистів.

Розрахували диференційний захист з гальмуванням і привели схему газового захисту трансформатора.

Захист ЛЕП був реалізований на базі мікропроцесорного реле
МРЗС-0,5М, поздовжній диференційний захист з гальмуванням - на базі реле ДЗТ-11, а газовий захист - на базі реле ПГ-22. За результатами розрахунків вибрані параметри забезпечують достатню чутливість.

Після розрахунків параметрів захисту, виконано розрахункову перевірку трансформатора струму 10кВ, яка підтвердила можливість його використання за заданих умов.

Перелік посилань

1. Справочник по проектированию электроенргетических систем / Под ред. С.С. Рокотян и И.М. Шапиро. М.: Энергоатомиздат, 1985. 352 с.

2. ГОСТ 12965-85. Трансформаторы силовые масляные общего назначения классов напряжения 110 и 150 кВ.

3. Шабад М. А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. СПБ.: ПЭИПК, 2003. 350 с.

4. Справочник по проектированию электроенргетических систем / Под ред. С.С. Рокотян и И.М. Шапиро. М.: Энергоатомиздат, 1985. 352 с.

5. Електричні системи і мережі. Методичні вказівки до курсового проекту для студентів за напрямом підготовки 6.050701 «Електротехніка та електротехнології». Чернігів,: ЧДТУ, 2009. 95 с.

6. Зорін В.В., Штогрин Є.А., Буйний Р.О. Електричні мережі та системи (окремі розділи): навчальний посібник для студентів вищ. техн. навч. закл. Ніжин: ТОВ «Видавництво «Аспект-Поліграф», 2011. 248 с.: іл.

7. Устройство микропроцессорное защиты, автоматики, контроля и управления присоединений 6-35кВ МРЗС-05М. Руководство по эксплуатации. РСГИ.466452.012-13.2 РЭ.

8. ГОСТ 11920-85. Трансформаторы силовые масляные общего назначения напряжением до 35кВ включительно.

9. Правила устройства электроустановок. 3-е изд., перераб. И доп. Х.: Изд-во «Форт», 2011. 736 с.

Размещено на Allbest.ru