Размещено на http://www.allbest.ru/

Аннотация

В представленной дипломной работе был разработан проект релейной защиты и автоматики подстанции «Джамбейты».

На основе подстанции создана схема замещения сети, выбрано необходимо силовое оборудования и устройства релейной защиты.

В подтверждении направления данного дипломного проекта, выполнены графические схемы.

Также рассмотрены вопросы экономики и безопасности жизнедеятельности.

Берілген дипломды? жобада «Джамбейты» ?осал?ы стансаны? релелік ?ор?анысы мен автоматикасы жасалынды.

?осал?ы стансаны? негізінде желіні? алмастыру с?лбасы, тиісті к?штік ??рыл?ылар ж?не релелік ?ор?аныс ??рыл?ылары та?далынды.

Дипломды? жобаны? ба?ыттарын растау ретінде графикалы? с?лбалар орындал?ан.

Сонымен ?оса, экономика мен ?міртіршілік ?ауіпсіздігі м?селелері бойынша керекті есептер ж?ргізілді.

In the presented thesis was developed the project of relay protection and automation of the "Jambety" substation.

Has been created a network replacement scheme, has been selected power equipment and relay protection devices, based on the substation.

In confirming the direction of this diploma project has been executed graphical schemes.

Also considered the issues of economics and life safety.



Содержание

Введение

1. Разработка главной схемы электрических соединений подстанции «Джамбейты» 110/10 кВ

1.1 Исходные данные к дипломному проекту

1.2 Общие положения для выбора схемы электрических соединений

1.3 Выбор электрической схемы РУ 110 кВ

1.4 Выбор схемы Распределительный Устройств 10 кВ

1.5 Выбор схемы питания собственных нужд

2. Расчёт токов короткого замыкания и выбор оборудования

2.1 Расчет токов короткого замыкания

2.2 Выбор выключателей подстанции

2.3 Выбор разъединителей подстанции

2.4 Выбор трансформаторов тока и трансформаторов напряжения

2.5 Выбор плавкого предохранителя в цепи ТСН

2.6 Выбор ограничителей перенапряжений

3. Проектирование релейной защиты элементов подстанции

3.1 Основные положения релейной защиты подстанции

3.2 Релейная защита трансформаторов подстанции

3.3 Расчет дифференциальной токовой защиты трансформатора

3.4 Минимальный дифференциальный ток срабатывания

3.5 Газовая защита трансформатора

3.6 Расчет резервных защит трансформаторов

3.7 Релейная защита линии 110 кВ

3.8 Токовая защита нулевой последовательности линии

4. Трехфазное АПВ (применительно к модели Р542)

4.1 Режимы работы

4.2 Блокирование мгновенных защит в цикле АПВ

4.3 Количество попыток повторного включения

4.4 Время готовности АПВ к повторному действию

4.5 Время деионизации

5. Экономическая часть

5.1 Экономический плaн cтpoитeльcтвa подстанции «Джамбейты» 110/10 кВ

5.2 Расчет технико-экономических показателей подстанции и ЛЭП

5.3 Себестоимость на транспортировку электроэнергии и чистой прибыли

5.4 Финансово-экономическая эффективность инвестиций

6. Безопасность жизнедеятельности

6.1 Анализ условий работы диспетчерского центра подстанции «Джамбейты»

6.2 Разработка мероприятий по улучшению условий труда

Заключение

Список литературы

Приложение



Введение

В дипломных проектах студентам Электроэнергетического факультета, специализирующиеся на основах Релейной защиты и автоматики, была поставлена основная задача, сделать расчет полной релейной защиты подстанции. В рассматриваемом проекте была рассчитана релейная защита ПС «Джамбейты» с видом напряжения 110/10 кВ, в Актюбинской области. Отсюда следует, что для выполнения работы необходимо, решить задачи, с которыми познакомимся ниже. В проекте, который открывается требуется создать главную схему электрических соединений подстанции, спроектировать однолинейную схему в подстанции. В следующем проектном разделе есть потребность произвести анализ силового оборудования, после установить более подходящее, рассчитать токи короткого замыкания, проверить трансформаторы тока на нагрузочную способность. Для защиты трансформаторов напряжением 110/10 кВ использованы основные и резервные защиты, которые чаще всего используются на новейшем терминале от концерна с мировым именем «Siemens».

Основной защитой трансформатора будет применена газовая и дифференциально токовая защита (ДТЗ). Помимо этого, возможно использование в составе резервной защиты максимальную токовую защиту (МТЗ), а также защита от перегрузки.

Важной задачей в представленном разделе «Релейная защита линии в сетях 110В», является рассчитать основную и резервную виды защит, приходящих линий с высокой стороны.

В специальной части был использован весьма нужный материал, касающийся автоматического повторного включения. Рассмотрена работа АПВ на базе терминала «Micom».

Раздел «Безопасность жизнедеятельности» включает в себя расчеты и теорию по устранению и избежание экстренных ситуации, которые в последствие могут принести вред всему персоналу подстанции.

Что касается раздела «Сохранность жизнедеятельности», произведен анализ условий трудоиспользования в пункте диспетчера подстанции, разработана совокупность мероприятий по улучшению качества освещения.

В Экономической части дипломной работы, осуществлены работы по определению экономической целесообразности строительства подстанции. Было решено, что постройка подстанции полностью себя оправдает и срок окупаемости при больших затрать займет всего лишь 8 лет.

Для расчетов токов КЗ и моделирования энергосистемы была использована программа ETAP. При выполнении рисунков графиков, а также чертежей была задействована программа Autodesk AutoCAD 2013. Так же задействованы программы , Microcoft Exsel. Использован «Справочник персонала РЗиА» Кулешов В.П.



1. Разработка главной схемы электрических соединений подстанции «Джамбейты» 110/10 кВ

1.1 Исходные данные к дипломному проекту

Схема подстанции «Джамбейты» 110/10 кB изображена на рисунке на 1.1.

В таблицах 1.1-1.3 имеются необходимые данные о протяженности линий, мощностях систем и присоединенных нагрузок.

- Схема подстанции «Джамбейты» 110/10 кВ

Таблица 1.1 - Исходные данные

Линия	Длина, км.	Марка провода
Л1	48
Л2	57
Л3	70
Л4	77
Л5	80
Л6	69



- Номинальные параметры трансформатора

		PKЗ, кВт	РХХ, кВт	IXX, %		РПН в нейтрали ВН
							±9х1,78%

Таблица 1.3- Исходные данные мощности систем

S,МВА	S,МВА
400	420

1.2 Общие положения для выбора схемы электрических соединений

Для специальной разработки схемы распределительных устройств подстанционные сооружения разрабатываются по плану схем развития данной энергосистемы, а также схем снабжения электроэнергии района или субъекта, а также иных работ по развитию энергетических сетей и выполняют следующие функции:

а) придерживаясь критерий категории приемников и транзитных перетоков потребляющих электроэнергию по межсистемным и магистральным линиям электрической передачи в нормальном, послеаварийном режиме необходимо создать гарантию, которая будет надежно отвечать за снабжение электроэнергии для потребителей подстанции;

б) соблюдать меры необходимые для автоматики против различных аварий;

в) гарантия наглядности, экономичности и автоматичности;

г) возможность сохранять при проведении ремонта и необходимых работ на изоляционные элементы схем без отключения смежных присоединений;

д) создать будущее для развития подстанции.

Схемы, принадлежащие РУ могут учитывать выключение выключателей в ремонт:

а) все распределительные устройства напряжением от 6 до35 кВ, также для блоковых и мостиковых схем распределительных., устройств у которых напряжение варьируется от 110 до 220 кВ включительно- с их помощью временного отключения цепи, где есть ремонтный аппарат;

б) при мостиковых схемах распределительных устройств напряжение которого находится в пределах с 35-220 кВ - при помощи использования ремонтируемых перемычек;

в) для схем со сборными шинами РУ напряжением 110, 220 кВ - с помощью использования обходных выключателей, кроме случаев, когда обходная система шин нет;

г) для схем РУ класса напряжением 6...220 кВ - с помощью установки подменного выключателя, если используется такой тип выключателя (схем с выкатанными выключателями, КРУЭ);

д) для схем РУ 330...500 кВ (кроме схемы блока 330, 500 кВ), а также 110, 220 кВ по схеме четырехугольника - отключением выключателя без отключения присоединения.

Количество одновременно действующих выключателей в пределах распределительного устройства одного напряжения должно быть не более:

а) при выводе из строя линии - двух; б) при выводе из строя трансформаторов напряжением до 500 кВ - четырех.

1.3 Выбор электрической схемы РУ 110 кВ

Упрощенные схемы используются при небольшом количестве присоединений на стороне 35-220 кВ, в которых обычно нет сборных шин, число выключателей - минимальное. Упрощенные схемы дают возможность уменьшить расход электрооборудования, строительных материалов, уменьшить стоимость РУ, ускорить его монтаж. Такие схемы распространены.

В качестве распределительных устройств ВН анализируются схемы мостика (рисунок 1.2) и схема четырехугольника (рисунок 1.3).

- Схема мостика РУ ВН

Рисунок 1.3 - Схема четырехугольника РУ ВН

Рассмотрение варианта схемы мостика.

Модель мостика содержит положение простой без барьерной диаграммы. Коммутаторы, скорее всего, будут выполняться трансформатором и линиями 110 кВ в зависимости от того, существует ли вероятность неисправности верхнего компонента. Поскольку вероятность повреждения расширенной линии 110 кВ имеет очень высокую вероятность повреждения трансформатора, выключатели устанавливаются со стороны линии.

Программа для четырех входов установила три переключателя. Обычно В3 проходит по мосту между двумя линиями (в мостике). В ветви системы к линии Л1 переключатель отключается, трансформаторы T1 и T2 остаются в работе, подключение к сети осуществляется по линии Л2. При выводе неисправности в трансформаторе Т1 выключается переключателем напряжения 6 кВ и переключателями В1 и АТ. Линия Л1 оказалась выключена, если никакого повреждения ей нет, что является недостатком схемы моста разъединители могут быть адаптированы только на их офис клерка для поврежденных частей изоляции оборудования.

Если учесть, что аварийное отключение трансформаторов бывает не часто, как же всё-таки с таким изъяном схемы позволительно приспособляться, учитывая, что после выключения В1 и ВЗ и бытие оправданности вывода в исправление побитого трансформатора отключают разъединитель Р1 и вступает в силу B1 ВЗ, регенерируя линию Л1. Главной особенностью данной схемы есть простота и дешевизна (три выключателя на четыре присоединения).

Анализ четырехсторонней схемы

Для того, чтобы включать в себя кольцевые четырехсторонние схемы выборки петли. Свойства кольцевых выпускных цепей приведены ниже:

- схема выполнена в виде колец или кольца, соединенных между собой так, с ветвями к источнику энергии и нагрузки;

- от каждой ветви (для каждого соединения) производится с использованием двух или даже трех переключателей;

- отключение любого выключателя для ремонта не имеет никакого эффекта на положение ветви, даже если правильное положение системы в то время отключается;

- в случае повреждения в пределах РУ внешних неисправностей или сбоев и отключений все устройство практически исключены;

- разъединители могут быть адаптированы только для своих РУ.

Шины (этот термин следует понимать здесь относительно) закрыты в кольце и секционируются из-за переключателей по количеству соединений. На ветвях шин предусмотрены только разъединители. Внешнее замыкание в любом соединении отключается двумя переключателями. В этом случае кольцо открывается, но все ветви, в дополнение к поврежденному, работают. После этой поездки поврежденная ветвь должна быть изолирована с помощью линейного разъединителя и включать переключатели так, чтобы кольцо не было открыто. Закрытие выключателя или ответ выключателя в случае неисправного замыкания связаны с отключением двух соединений. Преимуществом всех кольцевых цепей является использование разъединителей только для ремонтных работ. В таких схемах количество операций разъединителей невелико. Минусы кольцевых цепей включают более сложный выбор трансформаторов тока, переключателей и разъединителей, установленных в кольце, поскольку в зависимости от порядка работы схемы изменяется ток, протекающий через приборы. Предположим, что вокруг текущего B1 в B2 ток удваивается. Релейная защита также должна быть выбрана с учетом всех возможных режимов, когда переключатели звонков будут пересмотрены. Исходя из результатов сравнения вариантов, план моста является самым наглым и недорогим. Схема четырехугольника объединена в один коммутатор более значительным и более ценным. Выбранным вариантом схемы РУ BH является мостовая схема.



1.4 Выбор схемы Распределительный Устройств 10 кВ

При более низком напряжении подстанций 6-10 кВ используется система с двумя сборными шинами. На двух трансформаторных подстанциях шины постоянно разделяются, количество секций аналогично двум или четырем. С двумя секциями секции функционируют, как обычно, отдельно и редко - параллельно. В четырех секциях, в случае адаптации трансформаторов с раздельной обмоткой или в цепи трансформаторов, размещаются реакторы с двойной группой, секции рассматриваются только отдельно. Выбор одной или другой схемы напрямую связан с текущим предельным классом токов короткого замыкания.

Чтобы ограничить токи короткого замыкания для подстанций, приспособите:

- Отдельные страдания трансформаторов на стороне НН;

- групповые реакторы гетерогенной конструкции - двойные или одиночные, группы в цепочке трансформаторов или линейных групп и редчайшие линейные отдельные реакторы.

Для распределительного устройства 10 кВ выбрана схема с двумя системами сборных шин, разделенными переключателем.

К преимуществам этой схемы относятся следующие:

- простота;

- видимость;

- экономика;

- Чрезмерной надежности достаточно.

Однако эта схема также имеет недостатки.

В случае сбоя и последующего ремонта определенного раздела ответственные потребители, правильно питающиеся обеими разделами, работают без резерва, а клиенты, которые не зарезервированы по сети, отключены на весь период ремонта.

Схема для распределительного устройства с двумя сборными шинами, секция с помощью переключателя, показана на рисунке 1.4.

Рисунок 1.4- Схема РУ 10 кВ

1.5 Выбор схемы питания собственных нужд

Все ТСН избираются при полной загрузке своих собственных потребностей, поскольку в случае выхода из строя некоторых из них один оставшийся на работе обязан предоставить полномочия всем клиентам. Установка собственных потребностей является важным элементом электростанции и подстанции. Повреждения в системе собственных нужд часто приводили к нарушению функционирования всей подстанции и развитию неудовлетворительных процессов в энергосистеме.

Принимая во внимание советы по монтажу, для установки были использованы два вспомогательных трансформатора мощностью 630 кВА, тип ТМ-630/10.

Соединение ТСН с сетью зависит от концепции рабочего тока. На подстанциях 110 кВ и ранее с переменным или выпрямленным рабочим током TSN выпускается предохранителями на входы напряжения 6-10 кВ базовых трансформаторов вплоть до их переключателей.



Рисунок 1.5 - Схема питания собственных нужд подстанции



2. Расчёт токов короткого замыкания и выбор оборудования

2.1 Расчет токов короткого замыкания

Чтобы выбрать электрическое оборудование нужно рассчитать токи трехфазного короткого замыкания. Для расчета схем замещения токов короткого замыкания осуществлены по программе ETAP.

Математический расчет значений токов короткого замыкания на сторонах ВН и НН выполняется в относительных единицах. В качестве основных значений мы принимаем следующие значения: базовая мощность неисправности составляет 1000 МВА, базовые напряжения 10,5 и 115 кВ, основная ЭДС составляет 1В. Мы рассчитываем в максимальном и минимальном режимах энергосистемы.

Расчет токов трехфазного короткого замыкания выполняется в следующем порядке:

а) Скомпилирована схема расчета. Планы рассчитаны на наличие неисправностей; (рисунок 2.1)

Рисунок 2.1 - Начальная схема с заданными точками КЗ

Точки неисправностей отмечены:

K1 - однофазное короткое замыкание на земле со стороны ВН (110 кВ);

K2 - однофазное короткое замыкание на земле со стороны ВН (110 кВ);

К3 - трехфазное короткое замыкание со стороны ВН (110 кВ);

K4 - трехфазное короткое замыкание на стороне НН (10 кВ);

K5 - двухфазное короткое замыкание на стороне НН (10 кВ).

Номинальные токи определяются по формуле:

Для РУ кВ:

Для РУ кВ:

Рабочий ток, протекающий по трансформаторам при присоединенной нагрузке в 70-80%:

Не менее важным в будущем выборе оборудования является максимальный рабочий ток, возникающий при перегрузке трансформатора.

Максимальный рабочий ток в 110/10 определяется как:



где - наибольшая нагрузка на обмотки трансформатора

Для стороны 10 кВ подстанции «Джамбейты» максимальный рабочий ток рассчитывается как двойной рабочий ток:

Получавшие данные по расчету токов КЗ, максимальных токов, рабочих токов, ударных токов и номинальных токов вводим в таблицу 2.1.

- Токи КЗ

	1,446	2,394
	8,115	16,485

2.2 Выбор выключателей подстанции

Выключатель считается основным механизмом в электрических конструкциях, он предназначен для отключения и ввода в схему в любых режимах: непрерывной работы, перегрузки, короткого замыкания, холостого хода, несинхронной работы. Более серьезной и ответственной операцией является выключение токов короткого замыкания и введение существующего короткого замыкания.

Выбор переключателей производится в соответствии со следующими условиями:

;

;

;

;

.

Выбор выключателей 110 кВ.

Для РУ мы выбираем 2 варианта коммутаторов разных фирм:

1. Мы выбираем силовой элегазовый выключатель 3AP1 DT компании Siemens. Использование самого современного технологического производственного процесса позволило разместить весь приводной механизм в корпусе небольшого размера. 2. 121PM50-20B - высоковольтный автоматический выключатель элегазовый, изготовленный ABB. Коммутатор включает в себя 3 алюминиевых резервуара, в каждой из которых имеется дугогасительная камера, цистерны установлены на основной системе из оцинкованной стали. На каждый из емкостей закреплены два высоковольтных входа со съемным TT.

- Выбор высоковольтного выключателя для РУ кВ

,кВ
,А
,кА
кА



Самым подходящим вариантом учитывая все характеристики для стороны на кВ может стать выключатель концерна Siemens.

Выбор выключателей 10 кВ.

Ссравним два типа коммутаторов для стороны кВ двух разных производителей: переключатель SIMOPRIME компании Siemens и выключатель типа компании АВВ.

Выпущенный (), вакуумный выключатель с приводом от электродвигателя, который обеспечивает возможность включения автоматического выключателя в отсутствие рабочей мощности.

- Выбор силового выключателя для РУ кВ

,кВ
,А
,кА
кА

Лучшим вариантом по всем параметрам для стороны будет выключатель фирмы .

2.3 Выбор разъединителей подстанции

Вакуумные выключатели делают все без исключения задачи переключения в распределительных сетях среднего напряжения и подходят для использования абсолютно в любом промышленном, новом среднем напряжении с воздушной изоляцией и, кроме того, для модернизации существующих .

Параметры выключателей 10 кВ и расчетные значения для контроля требований приведены в таблице 2.3.

Разъединители предназначаются с целью формирования видимого разрыва, отделяющего выведенное из работы оборудование от токопроводящих элементов.

Выбор разъединителей выполняется согласно следующим условиям:

;

;

;

.

На кВ устанавливаем горизонтально-поворотный разъединитель типа 3DN1CB, который включает в себя главный нож, две опорные колонны, металлическую секционированную раму.

- Выбор разъединителя кВ

2.4 Выбор трансформаторов тока и трансформаторов напряжения

Трансформатор тока специализирован для уменьшения первичного тока до значений, более подходящих для измерительных приборов и реле, кроме того, для разделения схем измерения и защиты от первичных высоковольтных цепей.

Трансформаторы тока выбираются в соответствии со следующими условиями:

;

;

;

;

.

Определение расчетного сопротивления нагрузки вторичной обмотки:

где - сопротивление контактов, в проекте принимается ;

- сопротивление токовых обмоток приборов;

- сопротивление проводов.

Потребляемая мощь терминалов (согласно используемому каталогу)

Сопротивление терминала определим согласно формуле:

где - вторичный ток трансформатора тока.

Трансформатор тока, объединенный с цифровым терминалом, включен по схеме полной звезды. Единая протяженность монтажного кабеля составляет м, сечение кабеля - мм2, тип кабеля - медный, удельное сопротивление меди.

Сопротивление провода вычислим согласно формуле:

, Ом;

, Ом.

Расчетное сопротивление вторичной нагрузки установим согласно формуле:

В вводы установленного на подстанции трансформатора со стороны встроены типа . Характеристики измерительных и вычисленные значения с целью контроля приведены в таблице 2.5.

- Измерительный трансформатор тока

Условия выбора	Расчетные данные	Параметры ТТ

На выберем трансформатор тока типа .



- Измерительный трансформатор тока

Условия выбора	Расчетные данные	Параметры ТТ

Для проверки трансформатора на способность нагрузки. Воспользуемся программой «Справочник персонала РЗиА» от Кулешова В.П. По конечным данным можно решить, что выбранные трансформаторы ток удовлетворяют допустимой погрешности.

- Выбор трансформатора тока на стороне



- Расчет погрешности

- Выбор трансформатора тока стороне

- Расчет погрешности



Выбор измерительных трансформаторов напряжения.

Чаще всего трансформаторы напряжения используют для понижения высокого напряжения причем возможно до обычного значения или с конечной целью отделения цепи измерения и релейной защиты от начальных цепей высоких напряжений.

Трансформаторы напряжения выбираются согласно условиям:

;

.

Выбираем трансформаторы напряжения типа для , ТН типа для , паспортные сведения которых подойдут согласно условиям выбора.

2.5 Выбор плавкого предохранителя в цепи ТСН

Для обеспечения безопасности трансформаторов собственных нужд (ТСН) и трансформаторов напряжения 10 кВ (ТV) мы используем плавкие предохранители, которые должны быть пригодны для следующих условий:

1) Номинальное напряжение предохранителя должно соответствовать номинальному напряжению устройства:

;

2) Номинальный ток плавкой вставки ему приходится быть таким, что бы не плавился в тяжелом режиме, когда рабочий ток и есть высокое значение:



;

Рабочий ток некоего оборудования, рассчитывается согласно формуле:

;

3) Номинальный ток вырубания предохранителя ни в коем случае не может быть меньше , по сравнению с периодической составляющая тока КЗ:

.

Вычисляем Iраб:

.

Выбираем предохранитель типа .

Параметры и вычисленные значения предохранителя для сведены в таблицу 2.9.

- Выбор предохранителя для .

Условия выбора	Расчетные данные	Параметры предохранителя

Данный предохранитель нам подходит.

Для трансформаторов напряжения () используем предохранитель .

2.6 Выбор ограничителей перенапряжений

Ограничители перенапряжения (ОПН) относятся к высоковольтным устройствам, предназначенным для защиты изоляции электрооборудования от погодных и коммутационных перенапряжений. Для защиты изоляции и трансформаторов подбираем следующие согласно каталогу изготовлений производства .

На стороне : ;

На стороне : .



3. Проектирование релейной защиты элементов подстанции

3.1 Основные положения релейной защиты подстанции

Устройства защиты реле необходимы, чтобы гарантировать минимально возможное время выключения, чтобы сохранить бесперебойную работу неповрежденной части системы и ограничить площадь и степень повреждения элемента.

Надежность релейной защиты должна обеспечиваться за счет использования устройств, которые в соответствии с их параметрами и производительностью соответствуют цели, а также надлежащему обслуживанию этих устройств.

Для защиты реле с временными задержками в каждом специальном инциденте необходимо учитывать целесообразность обеспечения защитного действия через начальное значение тока или сопротивления в случае сбоев во избежание сбоев. Каждый элемент электроустановки должен быть снабжен основной защитой, предназначенной для его работы, в случае повреждения внутри закрытого элемента со временем, короче, чем у других защит, установленных на этом элементе.

Чтобы действовать в случае сбоев защиты или переключателей соседних элементов, необходимо обеспечить резервную защиту, подготовленную для обеспечения отдаленного действия резервного копирования. Если базовая защита элемента имеет «безусловную» избирательность, то этот элемент должен быть настроен с резервной защитой, которая выполняет не только удаленные, но и короткие функции резервного копирования, то есть, если основная защита элемента не работает или удалены из работы.

Оценка восприимчивости основных типов релейной защиты должна выполняться с использованием «индекса» чувствительности.



3.2 Релейная защита трансформаторов подстанции

Основные положения.

В соответствии с потребностями всех электроустановок должны быть установлены устройства релейной защиты:

- автоматическое отключение поврежденного элемента от остальной части, неповрежденной части электрической системы (электромонтаж) с помощью переключателей. Если неисправность (например, замыкание на землю в сетях с изолированной нейтралью) непосредственно нарушает работу электрической системы, только сигнал может действовать как реле;

- реагирование на опасные, ненормальные режимы работы элементов электрической системы.

В зависимости от режима работы условий эксплуатации электроустановки, релейная защита должна выполняться с воздействием на сигнал или на разъединение тех элементов, отказ в работе которых может привести к возникновению повреждения.

Для трансформаторов с высоковольтной обмоткой кВ в соответствии с этим должна быть предусмотрена релейная защита от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

- многофазные замыкания в обмотках и клеммах;

- однофазные замыкания на землю в обмотках и клеммах, подключенных к сетке с нейтральной нейтралью;

- обмотки в обмотках;

- токи в обмотках из-за внешних обмоток;

- токи в обмотках из-за перегрузки;

- снижение уровня масла;

- «пожар стали» магнитной цепи.

В связи с этим и в соответствии с предлагаемой схемой подстанции на трансформаторе должны быть предусмотрены следующие перечисленные меры защиты:

а) в качестве основных защит:

- продольная дифференциальная защита по току трансформатора;

- защита от любых колебаний в обмотках и трансформаторных клеммах, включая обмотки в обмотках;

- защита от газа - защита от коротких замыканий внутри трансформаторного бака и в объеме контактора устройства РПН, сопровождающееся газообразованием;

в) в качестве запасной защиты:

- максимальная защита тока в однофазном исполнении от симметричных перегрузок обмоточного трансформатора ВН и НН;

- двухступенчатая защита от остаточного тока от замыкания на землю на поверхностях высокого и среднего напряжения;

- защита от токовой направленной отрицательной последовательности от асимметричных внешних неисправностей и максимальная токовая защита с напряжением, начиная с трехфазного короткого замыкания.

В том числе на лицах высокого и среднего напряжения, выполняется установка устройств для резервирования отказа выключателя (УРОВ).

Дифференциальная защита тока трансформатора.

Дифференциальная защита по току, используемая с помощью цифрового релейного выхода фирмы «Siemens» , имеет высокую чувствительность, достаточную для отключения сбоев, сопровождаемых защитными токами, которые меньше номинальных.

Дифференциальное защитное устройство выполняет функции защиты основного трансформатора - дифференциальную защиту по току, защиту от перегрузки по току и защиту от перегрузки.

Цифровая дифференциальная защита это быстрая и селективная защита от короткого замыкания в трансформаторах всех уровней напряжения, в вращающихся машинах, в последовательных и шунтирующих реакторах, или на коротких линиях и мини-автобусах с двумя отводящими линиями. Точно так же он может использоваться в качестве однофазной защиты сборных шин с несколькими отходящими линиями до семи.

При использовании терминала в качестве защиты трансформатора устройство обычно подключается к клеммам трансформаторов тока, расположенных на стороне более высокого и низкого напряжения силового трансформатора.

Фазовый сдвиг и токи между муфтами, возникающие в результате соединения обмоток трансформатора, обрабатываются в устройстве, поддерживающем алгоритмы расчета. Условия заземления нейтралей(и) могут быть адаптированы по запросу пользователя, они автоматически учитываются в алгоритмах расчета.

При защите трансформаторов, генераторов, двигателей или шунтирующих реакторов с заземленной нейтралью ток, протекающий между нейтралью и землей, может быть измерен и использован высокочувствительной защитой от замыканий на землю.

Для устранения дифференциальной защиты от остаточного тока. Это достигается за счет использования матриц без остаточного тока. Уменьшение чувствительности путем устранения остаточного тока не может быть компенсировано с учетом тока, протекающего в нейтрали. Этот ток не может быть привязан к одной из фаз трансформатора или одной из его сторон. На основе расчета токов короткого замыкания в проекте была рассчитана основная и резервная защита трансформатора типа с номинальной мощностью МВА, номинальное напряжение кВ.

3.3 Расчет дифференциальной токовой защиты трансформатора

В этом примере приводится расчет типов работы известного устройства T (60) (T35), например, с этим использованием для защиты трехфазного трансформатора двух обмоточных трансформаторов с параметрами, показанными в таблице 3.1. Начальная схема защищенного трансформатора (T) и соседней сети приведена..

Таблица 3.1 - Параметры защищаемого трансформатора

Наименование параметра	Обозначение параметра	Единица измерения	Значение
1	2	3	4
Схема соединения	-	-	Yo/D-11
Номинальная мощность		МВА	10
Номинальное напряжение обмотки ВН		кВ	115
Номинальное напряжение обмотки НН		кВ	10,5

Коэффициенты трансформации трансформаторов тока, установленных на стороне ВН и стороне НН, равны друг другу соответственно: Кттвн=100/5 и Ктт,нн=1000/5

Для примера разберем некоторые интересующие нас вопросы:

- проверка выравнивания текущих рычагов;

- определение опорной (базовой) стороны;

- параметризованные данные на аналоговых входах и защищенном трансформаторе;

- выбор параметров отключения дифференциальной токовой защиты. Результаты расчета и выбора параметров защитных функций приведены в таблице 1.12.

Для защиты разобранного объекта в устройствах должны быть заметны две группы токовых входов. Пусть TT стороны VN в соответствии с проектом будет соединен с группой F1, а TT стороны НН с группой M1.

Затем параметры «Phase CT F1 Primary» и «Phase CT F1 Secondary» в решении с показанными данными коэффициентов преобразования со стороны

BH KTT, BH = 100/5 должны быть установлены на 100 A и 5 A соответственно, а параметры «Phase CT M1 Primary» и «Phase CT M1 Secondary» в соответствии с KTT, HH = 1000/5 - 1000 A и 5 A.

Так как в примере не предусмотрено подключение токоизмерительных трансформаторов тока, параметры «Ground CT F1 Primary», «Ground CT M1 Secondary», «Ground CT F1 Primary» и «Ground CT M1 Secondary» не установлены (можно считать равным значениям по умолчанию).

Параметрирование данных об источниках

Для подключения аналоговых входов и функции дифференциальной защиты мы указываем параметры источника. В соответствии с рекомендациями для каждой группы TT мы предоставим наш источник.

Первый источник «Source 1» будет соответствовать стороне ВН, а второй «Source 2» - стороне НН. Затем параметры источника могут быть указаны в соответствии с таблицами 3.2 и 3.3.

Таблица 3.2 - Перечень параметров источника «Source 1»

Обозначение параметра	Диапазон	Описание параметра
1	2	3
Source 1 Name	До 6 алфавитно-цифровых символов	HighV
Source 1 Phase CT	комбинации любых пяти групп ТТ	F1
Source 1 Ground CT	None, F1, F5, M1, M5	None
Source 1 Phase VT	None, F1, F5, M1, M5	None
Source 1 Aux VT	None, F1, F5, M1, M5	None

Таблица 3.3 - Перечень параметров источника «Source 2»

Обозначение параметра	Диапазон	Описание параметра
Name	До 6 алфавитно-цифровых символов	LowV
Phase CT	None, F1, F5, F1+F5 … до комбинации любых пяти групп ТТ	M1
Ground CT	None, F1, F5, M1, M5	None
Phase VT	None, F1, F5, M1, M5	None
Aux VT	None, F1, F5, M1, M5	None

Параметризованние общих данных о защищаемом объекте. Определение опорной (базисной) стороны

Группа «Общие» (общая) содержит параметры объекта, которые описывают его целиком, без учета отдельных обмоток. Параметр «Количество обмоток» (количество обмоток) должен приниматься равным количеству источников (источника) дифференциального органа.

Параметр «Выбор опорной обмотки».

Будет равняться значению «Автоматическая выборка обмотки» (автоматический выбор опорной обмотки). Чтобы определить, какая сторона в этом случае будет автоматически выбрана устройством в качестве эталона, рассчитать резерв TT для всех сторон защищенного трансформатора. Для стороны ВН резерв:

,

где Iном,тт,перв,ВН = 100 А - номинальный первичный ток ТТ со стороны ВН;

номинальный ток защищаемого объекта со стороны ВН.

,

Для стороны НН запас равен:

,

Где Iном,тт,перв,НН = 1000 А - номинальный первичный ток ТТ со стороны НН;

номинальный ток защищаемого объекта со стороны НН.



Таким образом, как поддерживающий, выбирается сторона с наименьшим запасом, то есть сторона НН так как, со всех сторон защита подключается к TT, подключенным к звезде, тогда фазовый сдвиг будет учитываться программным обеспечением. Для этого значение параметра «Фазовая компенсация» (выравнивание фазы) будет равно «Внутреннее (программное обеспечение)» (внутреннее (программное обеспечение). Другие параметры, относящиеся к группе «Общие» (общие), в соответствии с рекомендациями, будут считаться равными значениям по умолчанию. Имеющихся паспортных данных недостаточно для их точного назначения.

Выбранные параметры группы «General» (общие) сведены в таблицу 3.4.

Таблица 3.4 - Перечень параметров для группы «General»

Обозначение уставки	Единица измерения	Диапазон	Шаг	По умолчанию	Принятое значение
Number Of Windings	-	2 - 6	1	2	2
Phase Compensation	-	Internal (software); External (with CTs)	-	Internal (software)	Internal (software)
Load Loss At	кВт	1 - 20000	1	100	100
Rated Load
Rated Winding Temp Rise	Град.	55 (Oil); 65 (Oil); 80 (Dry); 115 (Dry); 150 (Dry).	-	65	65
No Load Loss	кВт	1 - 20000	1	10	10
Type Of Cooling	-	ОА (МВ); FA (ПВ); Non-directed FOA/FOW; Directed FOA/FOW; Sealed Self Cooled; Vented Self Cooled; Forced Cooled	-	ОА (МВ)	ОА (МВ)
Top Oil Rise Over Ambient	Град.	1 - 200	1	35	35
Thermal Capacity	кВт/С	0,00 - 200,00	0,01	100	100
Windin Thermal Time Constant	мин	0,25 - 15,00	0,01	2	2

Параметрирование данных об обмотке ВН защищаемого объекта

Обмотка стороны ВН описывается с использованием группы параметров «Обмотка 1». Поскольку КТ на стороне ВН подключены к источнику «Источник 1», предполагается, что параметр «Обмотка 1 Источник» (источник обмотки 1) равен SRC1. Остальные параметры будут приниматься в соответствии с исходными данными, за исключением «Сопротивление обмотки 1» (сопротивление обмотки 1), которое можно принять равным значению по умолчанию. Результат выбора показан в таблице 1.10.

Здесь мы вычисляем коэффициент выравнивания амплитуды обмотки:

где , ВН = и ВН = - номинальный первичный ток трансформатора тока и номинальное напряжение защищенного трансформатора для рассматриваемой стороны VN;

= и = , номинальный первичный ток трансформатора тока и номинальное напряжение защищенного трансформатора для опорной стороны (сторона HH).

Результирующее значение меньше максимально допустимого коэффициента 32 коррекции амплитуды.

Таблица 3.5 - Перечень параметров для группы «Winding 1»

Обозначение уставки	Единица измерения	Диапазон	Шаг	По умолчанию	Описание уставки
Winding 1 Source	-	SRC1, SRC2, SRC3, SRC4	-	SRCX	SRC1
Winding 1 Rated MVA	МВА	0,001 -2000,000	1	100	10
Winding 1 Nominal Ш-Ш Voltage	кВ	0,001 - 2000,000	1	220,000	115
Winding 1 connection	-	Wye, Delta, Zig-zag	-	-	Wye
Winding N Grounding	-	Not Within Zone, Within Zone	-	Not Within Zone	Within Zone
Winding 1 Angle WRT Winding 1	є	-359,9 - 0,0	0,1	0,0	0,0
Winding 1 Resistance 3Ш	Ом	0,0001 - 100,0000	0,0001	10,0000	10,0

Параметрирование данных об обмотке НН защищаемого объекта.

Обмотка со стороны НН описана с использованием группы параметров «Обмотка 2» (обмотка 2). Так как TT на стороне НН подключены к источнику «Источник 2», предполагается, что параметр «Обмотка 2 источника» (источник обмотки 2) равен SRC2.

Таблица 3.6 - Перечень параметров для группы «Winding 2»

Обозначение уставки	Единица измерения	Диапазон	Шаг	По умолчанию		Описание уставки
Winding 2 Source	-	SRC1, SRC2, SRC3, SRC4	-	SRCX		SRC2
Winding 2 Rated MVA	МВА	0,001 - 2000,000	1	100		10
Winding 2 Nominal Ш-Ш Voltage	кВ	0,001 - 2000,000	1	220,000		10,5
Winding 2 Connection	-	Wye, Delta, Zig-zag	-	Wye		Delta
Winding N Grounding	-	Not Withig Zone, Within Zone	-	Not within zone	Not Within Zone
Winding 2 Angle WRT Winding 1	є	-359,9 - 0,0	0,1	0,0		-330
Winding 2 Resistance 3Ш	Ом	0,0001 - 100,0000	0,0001	10,0000		10,0

Остальные параметры будут взяты в соответствии с исходными данными, за исключением «Сопротивление обмотки 2» (сопротивление обмотки 2), которое можно принять равным значению по умолчанию. Поскольку рассматриваемый трансформатор имеет 11-ю группу обмотки, тогда пар+аметр «Обмотка 2-го угла WRT Обмотка 1 "(угол обмотки 2 относительно обмотки 1) считается равной -30 є. Результат выбора показан в таблице 3.6.

Активизация функции дифференциальной защиты с торможением

Чтобы активировать функцию «Percent Differential», параметр «Percent Differential Function» будет равен значению.

«Enabled» - активирована функция защиты дифференциального тока.



3.4 Минимальный дифференциальный ток срабатывания

Параметр «Percent Differential Pickup» дифференциальная максимальная токовая защита при торможении) в соответствии с условием отстройки от тока небаланса при малых токах повреждения равна:

где - коэффициент отстройки;

расчетный ток небаланса;

kпер = 2,0 - коэффициент, учитывающий переходной режим;

е* = 0,1 - относительная погрешность, обусловленная трансформаторами тока;

- составляющая расчетного тока небаланса, обусловленная погрешностью регулирования напряжения;

fвыр* = 0,02 - относительная погрешность из-за выравнивания боковых токов в защитном устройстве;

Iторм,расч* = 1,0 - относительный номинальный тормозной ток в нормальном режиме работы защищенного трансформатора.

Значение параметрический «Percent Differential Pickup» принимаем за 0,42.

Первый изгиб тормозной характеристики

Параметр «Процент дифференциального разрыва 1» (изгиб 1 защиты дифференциального тока при торможении) в соответствии с рекомендациями пункта принимается равным 2,0.

Первый наклон тормозной характеристики

Параметр «Percent Differential Slope 1» (наклон 1 дифференциальной защиты с торможением) рассчитаем по выражению:

%

где kотс = 1,1 - коэффициент отстройки;

относительно расчетный коэффициент небаланса;

kпер = 2,0 - коэффициент, учитывающий переходной режим;

е* = 0,1 - относительная погрешность, обусловленная трансформаторами тока;

-составляющая расчетного тока небаланса, обусловленная погрешностью регулирования напряжения;

fвыр* = 0,02 - относительная погрешность, обусловленная выравниванием токов сторон в устройстве защиты.

Итак, значение параметра «Percent Differential Slope 1» примем равным 42 %.

Второй изгиб тормозной характеристики

Параметр «Percent Differential Break 2» (изгиб 2 дифференциальной токовой защиты с торможением) в соответствии с рекомендациями примем равным 5,0.

Второй наклон тормозной характеристики.

Параметр «Percent Differential Slope 2» (наклон 2 дифференциальной защиты с торможением) рассчитаем по выражению:

%

где kотс = 1,1 - коэффициент отстройки;



- относительный расчетный коэффициент небаланса;

kпер = 2,0 - коэффициент, учитывающий переходной режим;

- составляющая расчетного тока небаланса, обусловленная погрешность регулирования напряжения;

0,02 - относительная погрешность, обусловленная выравниванием токов сторон в устройстве защиты.

Т.к. полученное значение меньше минимально возможного (50 %), параметр «Percent Differential Slope 2» примем равным минимально возможному значению - 50 %.

Проверка чувствительности дифференциальной защиты с торможением

Чтобы проверить чувствительность, мы сначала построим характеристику отклика в соответствии с параметрами «Percent Differential Pickup», «Percent Differential Break 1», «Percent Differential Break 2», «Percent Differential Slope 1», «Percent Differential Slope.

Затем рассмотрим минимальный ток для межфазного замыкания на стороне ВН, = 643,24 A (значение дано стороне ВНВ соответствии с принципом работы устройства T 60 расчетные значения дифференциального и тормозного токов в этом режиме:

A

A

Тогда расчетные значения относительных дифференциального и тормозного токов равны соответственно:



A

A

где -(А)

где-(А) - расчетные дифференциальный и тормозной токи, приведенные к опорной стороне (стороне НН).

Полученную точку отметим на плоскости срабатывания (точка Т1 на рисунке 3.4). Графически определим относительный дифференциальный ток

срабатывания (координата точки Т2 на рисунке 1.3б), соответствующий данном режиму. Он получился равным .

Тогда коэффициент чувствительности равен:

Полученный коэффициент чувствительности Kч = 2,13 соответствует минимальному допустимому значению 2,0, т.е. требуемая чувствительность при выбранных параметрах тормозной характеристики обеспечивается.

Функция блокировки при броске тока намагничивания

Параметр «Функция запрета запуска», который устанавливает режим работы дифференциального гармонического замка во второй гармонике при вводе тока намагничивания в соответствии с рекомендациями для российских условий эксплуатации, принимается равным значению «2я».



Рисунок 3.1 - Проверка чувствительности дифференциальной защиты

Режим блокировки с нагнетающим током

Параметр «Режим запрета запуска», который определяет режим блокировки при подаче намагничивающего тока, принимается как «2-из-3» в соответствии с рекомендациями для российских условий эксплуатации.

Уровень блокировки во время намагничивания рулона тока

Параметр «Уровень блокировки инкрустации» (уровень блокировки при подаче тока намагничивания) в соответствии с рекомендациями будет равен 14%.

Пересыщенный режим блокировки

Блокировка с перенасыщением в соответствии с российской практикой не будет использоваться, поэтому параметр «Режим запрета возбуждения» (режим блокировки при перенасыщении) будет равен «Отключено».

Уровень пересыщенного запирания

Параметр «Уровень ограничения возбуждения» задает количество операций блокировки для перенасыщения. Поскольку блокировка в примере не используется, параметр не влияет на работу защиты и может быть принят равным значению по умолчанию.

Дифференциальное обрезание тока

Для активации функции отсечки дифференциального тока параметр «Мгновенная дифференциальная функция» установлен на «Включено».

Ток срабатывания будет выбран с учетом следующих условий:

- обеспечение отстройки от намагничивающего тока. В этом случае параметр «Мгновенный дифференциал» должен удовлетворять условию:

;

- обеспечение отстройки от максимального тока небаланса при внешних повреждениях. Для этого параметр срабатывания «Instantaneous Differential» должен удовлетворять условию:

;

где kотс = 1,2 - коэффициент отстройки;

-относительный расчетный ток небаланса;

kпер = 3,0 - коэффициент, учитывающий переходной режим (наличие апериодической составляющей);

- составляющая расчетного тока небаланса, обусловленная погрешностью регулирования напряжения;

-максимально сквозной ток при внешнем трехфазном КЗ;

максимально значимый ток при внешнем трехфазном КЗ (точка K1 на схеме 1.2), приведенный к опорной стороне (стороне НН);

Iном,опор = 550 А - номинальный ток опорной стороны (стороны НН). Исходя из приведенных условий принимаем значение параметра

«Instantaneous Differential» равным 8,5.

3.5 Газовая защита трансформатора

Основной защитой трансформатора является Газовая она вводится на трансформаторах (автотрансформаторах), а также реакторах с масляным охлаждением, которые содержат расширители.

Использование газовой защиты обязательно на трансформаторах (автотрансформаторах) мощность которых превышает 6300 кВА, применение газовой защиты так же бывает на трансформаторах, обладающих мощностью от 1000 до 4000 кВА, которые не обладают ДЗ с отсечкой и, если МТЗ имеет выдержку времени больше одной секунды. На внутрицеховых трансформаторах, которые обладают мощность 630 кВА и больше независимо от других параметров имеет смысл использования данной защиты.

Основа действия газовой охраны, действие которой даже при мелких повреждениях и неестественные нагревы извне трансформаторного бака, могут вызвать разделение масла и создание изоляции, сопровождающиеся выделением газа.

Чистота выделения газа и химический состав газа зависит от разновидности повреждения. Исходя из этого газовая, защита выполняется так, чтобы наличие копотком газообразования, выделялся видимый знак, а наличие в неспокойном газообразовании, который совмещает пространство присуствия КЗ, отключало трансформатор.

Газовая защита выделяет знак, при уменьшении уровня масла в баке трансформатора, тем самым влияя на отключение трансформатора. Универсальность защиты является уникальной и наиболее чуткой для охраны трансформатора через домашние повреждения. Она реагирует на многие опасные повреждения такие как: замыкание между витков обмоток, тем самым реагируя на другие виды защит из-за малых величин тока. Газовые реле внутри трансформатора делятся на чашечные, поплавковые, лопастные.

Рисунок 3.2 - установка газового реле на трансформаторе

1 -- газовое реле; 2 -- кран; 3 -- подкладки для создания необходимого уклона крышки трансформатора (автотрансформатора).

Элементы газового реле при измученном газообразовании - для сигнала и при очень тесном для отключения. Есть допуск на действия на знак как при бессильном, так и при сильном газообразовании на трансформаторах содержащие ДЗТ либо токовую отсечку, трансформаторы не содержащие выключатели и внутрицеховые трансформаторы мощность. Более 1600 кВА и менее при наличии охраны от КЗ со стороны источника содержания. Для обеспечения производства газовой защиты на отключение при кратковременном замыкании контактов газового реле выполняется подхват отключающего импульса.

3.6 Расчет резервных защит трансформаторов

В качестве резервной защиты автотрансформатора, согласно , устанавливаются: максимальная токовая защита на всех сторонах трансформатора, защита от перегрузки, охлаждение.

Расчет параметра срабатывания максимально токовой защиты.

Основной ток отключения максимальной токовой защиты с пуском напряжения настраивается на максимальный ток нагрузки трансформатора без учета само запуска с высокой стороны:

Где Kотс = 1,2 - коэффициент отстройки;

Kв = 0,95 - коэффициент возврата;

Iраб,макс - первичный максимальный рабочий ток в месте установки защиты.

При выборе максимального рабочего тока необходимо рассмотреть возможность отключения параллельного работающего трансформатора, включения трансформатора из автоматического АПВ в незагруженную нагрузку, автоматического подключения нагрузки под действием автоматического переключателя при отказе напряжения на соседней секции. На практике для двух трансформаторных подстанций принимают где - номинальный ток защищенного трансформатора соответствующей стороны, по причинам, когда в трансформаторе находятся оба трансформатора с нагрузкой 0,7 и когда один из трансформаторов введен в эксплуатацию, переводится во второй. Если чувствительность приемлема, то , можно принять равной (1,5 ч 2,0) иона. Кроме того, можно ограничить нагрузку на первичный ток трансформатора тока. На ТТ допускается только небольшая перегрузка в соответствии с [1, Таблица 10], а также номинальный ток токоограничивающего реактора, для которого перегрузка не допускается.

Проверка коэффициента чувствительности.

Чтобы проверить текущую защиту, расчетная ошибка выполняется в случае металлической неисправности в расчетной точке, которая определяет наименьшее значение этого тока, следующим образом:

,

где Iкз,мин - ток в месте установки защиты при расчетном виде металлического КЗ в расчетной точке в режиме, обуславливающем наименьшее значение тока в месте установки защиты;

Iуст - принятое значение параметра срабатывания ИО тока МТЗ. Расчетным видом КЗ является междуфазное (трехфазное) короткое замыкание.

Расчетной точкой отказа является конец зоны резервирования, если чувствительность защиты оценивается при выполнении функций резервирования элементов соседней сети. В то же время коэффициент чувствительности должен составлять не менее 1,2. Вычисленная точка неисправностей - это выходы защищенного трансформатора, если чувствительность защиты оценивается при выполнении резервных функций защиты основного трансформатора. В то же время коэффициент чувствительности должен составлять не менее 1,5.

Коэффициент чувствительности должен удовлетворять условию:

- Kч ? 1,2 для короткого замыкания в конце зоны резервирования;

- Kч>1,5 при выполнении МТЗ функций основной защиты.

Расчет временной задержки

Задержка времени выбирается в соответствии с условиями согласования с последними, наиболее чувствительными этапами защиты от многофазных неисправностей предыдущих элементов (максимальная защита от тока с пуском или без пуска, дистанционная защита), в частности с максимальными токовыми защитами с Начиная с боковых сторон нижнего напряжения защищенного трансформатора. Вычисление может быть выполнено с помощью выражения: