Проектирование релейной защиты системы электроснабжения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

"Оренбургский государственный университет"

Электроэнергетический факультет

Кафедра электро- и теплоэнергетики

Курсовая работа

по дисциплине "Релейная защита и автоматизация электроэнергетических систем"

"Проектирование релейной защиты системы электроснабжения"

Чистоходов Е.В.

Оренбург 2019

Содержание

1. Расчет токов короткого замыкания

1.1 Составление схемы замещения

1.2 Расчет токов короткого замыкания в точках с напряжением выше 1 кВ

1.3 Расчет токов короткого замыкания в точках с напряжением ниже 1 кВ

2. Расчет установок автоматических выключателей, 0,4 кВ

2.1 Расчет времени и тока срабатывания МТЗ

2.2 Расчет установок защиты от перегрузки

2.3 Расчет тока срабатывания ТО

2.4 Выбор уставок защит автоматических выключателей.

3. Выбор предохранителей и их плавких вставок

3.1 Выбор предохранителя FU4

3.2 Выбор предохранителя FU3

3.3 Выбор предохранителей FU1,2

4. Расчет защит на выключателях Q8, Q9

4.1 Максимальная токовая защита

4.2 Токовая отсечка

4.3 Расчет уставок защиты от однофазного замыкания на землю

5. Расчет уставок защит двигателей

5.1 Защита от перегрузки

6. Расчет уставок защит вводных и секционных выключателей

6.1 Максимальная токовая защита

7. Выбор и проверка трансформаторов тока для защит, установленных на выключателях Q4-Q10

8. Расчет защит трансформатора Т 1

8.1 Дифференциальная защита

8.2 Газовая защита

9. Расчет защит линии W1

9.1 Максимальная токовая защита

9.2 Токовая отсечка

9.3 Автоматическое повторное включение

Заключение

Список использованной литературы

1. Расчет токов короткого замыкания

1.1 Составление схемы замещения

Для расчета токов короткого замыкания необходимо составить схему замещения и расставить точки короткого замыкания. При этом точки КЗ расставляются таким образом, чтобы в конце зоны действия каждой из защит была своя точка КЗ (рисунок 1.1.).

Рисунок 1.1 - Расчетные точки КЗ

Для расчета токов короткого замыкания составляется схема замещения, в которой каждый элемент представляется в виде своего сопротивления. Питающая система учитывается величиной реактивного сопротивления Xc, включающего в себя сопротивления всех вышестоящих элементов электроэнергетической системы до источника питания.

Силовые трансформаторы в схеме замещения учитываются в виде последовательного соединения активного Rт и реактивного Xт сопротивлений. Кабельные и воздушные линии также вводятся в виде последовательного соединения активного RW и реактивного XW сопротивлений. При расчете токов КЗ в сетях с напряжением выше 1000 В не учитывается сопротивление контактов, коммутационных аппаратов, а также поперечные проводимости элементов. Ток подпитки от электрических двигателей в расчетах короткого замыкания для релейной защиты не учитывается, в связи с чем двигатели в схему замещения не вводятся. Схема замещения, составленная с учетом указанных допущений представлена на рисунке 1.2.

Рисунок 1.2 - Схема замещения рассматриваемой системы электроснабжения.

Расчет параметров схемы замещения

Сопротивление системы

Так как сопротивление питающей энергосистемы относительно велико, то оно вводится в схему замещения. Сопротивление системы может быть найдено по формуле:

	(1.1)

где Uс - номинальное напряжение системы, кВ;

- ток трехфазного короткого замыкания на шинах питающей подстанции, кА. Согласно исходным данным

Для рассматриваемой схемы:

Сопротивления трансформаторов

Определение сопротивления трансформаторов рассмотрено на примере трансформатора ТДН 10000/110, технические характеристики которого приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Номинальные параметры трансформатора.

Характеристика	Значение
Номинальные напряжения UномВН/ UномНН, кВ	115/11
Номинальная мощность трансформатора, Sном, кВА	10000
Потери холостого хода, PХХ,кВт	14
Потери короткого замыкания, PКЗ,кВт	58
Ток холостого хода, IХХ, %	0,9
Напряжение короткого замыкания обмоток ВН-НН, uk, %	10,5

Активное сопротивление трансформатора можно найти по формуле:

	(1.2)

Индуктивное сопротивление обмотки трансформатора:

	(1.3)

Аналогичным образом определяются сопротивления других трансформаторов. Результаты представлены в таблице 1.2

Таблица 1.2 - Сопротивления силовых трансформаторов

Наименование	R, Ом	X, Ом	Z, Ом
T1,T2	0,070	1,269	1,271
T3,T4	0,711	3,723	3,790
T5	2,328	9,835	10,106

Сопротивления кабельных линий

Сопротивления воздушных и кабельных линий могут быть найдены по формулам:

	(1.4)
	(1.5)

где rуд, xуд - удельные активное и реактивное сопротивления провода/кабеля, соответственно, Ом/км;

l - длина кабеля/провода, км.

Расчет сопротивления ЛЭП представлен в таблице 1.3

Таблица 1.3 - Расчет сопротивлений ЛЭП.

Линия	Длина	rуд, Ом/км	xуд, Ом/км	R, Ом	X, Ом
W1	4,2	0,249	0,427	1,05	1,79
W2	1,09	0,51	0,095	0,56	0,10
W3,4	2,45	0,36	0,09	0,88	0,22
W5	1,28	0,36	0,09	0,46	0,12
W6	1,32	1,12	0,113	1,48	0,15

Сопротивление питающей системы, приведенное к напряжению 10 кВ:

Сопротивления линии W1:

1.2 Расчет токов короткого замыкания в точках с напряжением выше 1 кВ

Ток трехфазного короткого замыкания можно найти по следующей формуле:

	(1.6)

где U - номинальное сети в рассматриваемом режиме, В;

- суммарное сопротивление всех элементов от источника питания до точки КЗ, Ом.

Для точки К 2:

Ток двухфазного короткого замыкания определяется по формуле:

	(1.7)

Для точки К 2:

Для точки К 3:

Аналогичным образом определяются токи короткого замыкания для остальных точек КЗ. Результаты расчета приведены в таблице 1.4

Таблица 1.4 - Токи КЗ на напряжении выше 1 кВ.

Точка КЗ	R, Ом	X, Ом	Z, Ом	Ik(3)	Ik(2)
К 1		3,70	3,70	17,95	15,545
К 2	1,05	5,49	5,59	11,875	10,284
К 3	0,079	1,314	1,32	4,604	3,987
К 4	0,635	1,418	1,55	3,902	3,379
К 5	0,540	1,430	1,53	3,967	3,436
К 6	0,961	1,535	1,81	3,348	2,899
К 7	2,439	1,684	2,96	2,045	1,771

1.3 Расчет токов короткого замыкания в точках с напряжением ниже 1 кВ

Расчеты токов КЗ в сетях напряжением до 1 кВ имеет ряд особенностей по сравнению с расчетами токов КЗ в сетях напряжением выше 1 кВ. К ним относятся следующие особенности:

-учет активных сопротивлений всех элементов короткозамкнутой цепи, включая силовые трансформаторы, проводники, трансформаторы тока, реакторы, токовые катушки автоматических выключателей;

-учет индуктивных сопротивлений всех вышеперечисленных элементов короткозамкнутой цепи;

-учет активных сопротивлений различных контактов и контактных соединений;

-учет сопротивления электрической дуги в месте КЗ.

Расчеты токов КЗ в сетях напряжением до 1 кВ выполняются в именованных единицах. Параметры элементов схемы замещения приводятся к одному напряжению, принятому за базисное (в данном случае, это напряжение 0,4 кВ).

В этом случае активные и индуктивные сопротивления элементов схемы будут выражены в миллиомах (мОм). Для определения токов короткого замыкания на стороне 0,4 кВ (на шинах трансформаторных подстанций) составляется расчетная схема (рисунок 1.3а) с указанием всех элементов короткозамкнутой цепи, а также схемы замещения всех последовательностей (рисунок 1.3б, 1.3в), с указанием сопротивлений всех элементов, входящих в эту цепь: вышестоящих элементов (Z1экв), силовых трансформаторов (Z1Т), проводников (Z1Ш), катушек автоматических выключателей (Z1кВ).

Рисунок 1.3 - Расчетная схема (а) и схемы замещения прямой (б) и нулевой (в) последовательностей.

Сопротивления нулевой последовательности для трансформаторов со схемой соединения обмоток Д/Y0 принимаются равными соответствующим сопротивлениям прямой последовательности.

Проведем расчет токов КЗ для точки К 9.

Сопротивление вышестоящих элементов до точки КЗ будет равняться сумме сопротивлений до точки К 6. С учетом приведения к напряжению 0,4 кВ:

Сопротивления прямой последовательности трансформатора ТМ-1600 могут быть найдены через коэффициент приведения:

Погонные сопротивления шин и сопротивления автоматических выключателей взяты из справочных материалов, переходные сопротивления контактов учтены в соответствии с ГОСТ 28249-93. Длина шин принимается равной 10 метрам. ток сопротивление трансформатор

Сопротивления катушек выключателей принимаются для ориентировочного номинального тока автоматического выключателя, определяемого номинальным током трансформатора:

Принимается автоматический выключатель с ближайшим большим номинальным током 2500 А.

Суммарные сопротивления прямой последовательности до точки КЗ:

Напряжение на шинах подстанции, согласно ГОСТ 28249-93 принимается постоянным и равным Uн=400 В.

Ток трехфазного металлического КЗ определяется по формуле:

	(1.8)

Ток двухфазного КЗ определяется по формуле:

	(1.9)

Суммарное сопротивление до точки КЗ с учетом дуги:

	(1.10)

где rд - сопротивление дуги, мОм, определяемое по формуле:

	(1.11)

где lд - длина дуги, м. Принимается lд=10 метров.

	(1.12)

Ток трехфазного КЗ с учетом дуги:

	(1.13)

Ток двухфазного КЗ с учетом дуги:

	(1.14)

Расчет тока однофазного КЗ производится по формуле:

	(1.15)

Сопротивления обратной последовательности и принимаются равными сопротивлениям прямой последовательности, сопротивление нулевой последовательности определяется согласно приведенной выше схеме замещения нулевой последовательности (рисунок 1.3в):

Сопротивление нулевой последовательности трансформатора зависит от его конструкции и схемы соединения обмоток. Для схемы соединения Д/Y0 принимается r0Т=r1T.

Сопротивления шин:

Сопротивления нулевой последовательности автоматических выключателей и переходные сопротивления контактов принимаются такими же, как и для прямой последовательности.

Ток однофазного металлического КЗ:

Ток однофазного дугового КЗ:

	(2.17)

Аналогичным образом осуществляется расчет для точки КЗ К 8. Результаты расчета сведены в таблицу 1.5.

Таблица 1.5 - Результаты расчета токов КЗ для точек с напряжением ниже 1 кВ.

Точка КЗ	К 8	К 9	Точка КЗ	К 8	К 9
r?, мОм	3,540	1,395	rд, мОм	11,253	5,906
x?, мОм	2,444	2,227	r0т, мОм	3,3778	1,03125
r1т, мОм	3,3778	1,0313	x0т, мОм	14,272	5,402
x1т, мОм	14,272	5,402	r0ш, мОм	4,055	0,795
rкв, мОм	0	0,13	x0ш, мОм	12,14	9,44
xкв, мОм	0	0,07	R0?, мОм	7,47	2,00
r1ш, мОм	0,704	0,138	X0?, мОм	26,412	14,912
x1ш, мОм	1,43	1,112	Ik(3), кА	11,724	25,031
rпк, мОм	0,04	0,04	Ik(3д), кА	8,811	18,714
R1?, мОм	7,662	2,734	Ik(2), кА	10,154	21,677
X1?, мОм	18,146	8,812	Ik(2д), кА	7,630	16,206
Ik(3), кА	11,724	25,031	Ik(1), кА	10,384	20,755
Ik(2), кА	10,154	21,677	Ik(1д), кА	8,205	16,839

2. Расчет установок автоматических выключателей, 0,4 кВ

Расчет производится согласно указаниям, приведенным в [Беляев]. Согласно исходным данным на трансформаторной подстанции установлены выключатели серии ВА с расцепителями МРТ-4МП, позволяющими реализовать функции защиты от перегрузки, максимальной токовой защиты (МТЗ) и токовой отсечки (ТО).

2.1 Расчет времени и тока срабатывания МТЗ

Согласно выбранной методике, производится расчет тока срабатывания МТЗ по нескольким условиям.

1)Отстройка от пускового тока электродвигателей.

Данное условие обеспечивает несрабатывание защиты при запуске электродвигателей. Уставка МТЗ определяется из условия:

	(2.1)

где коэффициент 1,05 учитывает возможность повышения напряжения на 5% от номинального;

kз - коэффициент запаса, учитывающий возможные погрешности расчета и срабатывания автоматических выключателей Для выбранного АВ принимаем kз =1,2;

ka - коэффициент, учитывающий влияние апериодической составляющей в пусковом токе электродвигателя. Принят равным 1, так как данный автомат не реагирует на апериодическую составляющую тока;

kр - коэффициент разброса, учитывающий разброс характеристик срабатывания автоматических выключателей. Для выбранного АВ принимаем kр =1,3;

kсзп - коэффициент самозапуска, который выбирается в диапазоне от 1 до 2 в зависимости от доли двигательной нагрузки.

Iраб.макс - максимальный рабочий ток, протекающий через данный автомат.

Максимальный рабочий ток найдем как сумму номинальных токов низковольтных электроприемников, подключенных к секциям 0,4 кВ. Перечень низковольтных нагрузок, согласно исходных данных представлен в таблице 2.1

Таблица 2.1 - Перечень нагрузок подстанции.

Секция I	Секция II
Тип нагрузки	P, кВт	cos?	kп	Iном	Iпуск	Тип нагрузки	P, кВт	cos?	kп	Iном	Iпуск
АД	56	0,93	3,1	86,5	264,1	АД	202	0,93	3,8	312,1	1198,8
АД	56	0,86	4,0	94,4	375,4	АД	175	0,90	4,5	281,4	1267,9
АД	208	0,87	5,1	343,6	1751,6	АД	72	0,95	4,4	109,8	479,5
АД	194	0,90	3,5	310,0	1093,3	ЩО -1	14	1,00	0	20,2
АД	38	0,91	5,9	60,5	356,9	ЩО -2	9	0,80	0	16,2
ЩО-1	10	0,95		15,2		Прочая нагрузка	135	0,95	0	204,6
ЩО -2	17	0,90		27,3
Прочая нагрузка	179	0,83		311,1
ВСЕГО по секции	1248,6	3841,3	ВСЕГО по секции	944,5	2946,3

Для секционного автомата в качестве максимального рабочего тока принимается ток наиболее загруженной секции, составляющий 1248,6 А. Для вводного автомата принимаем наиболее тяжелый режим работы подстанции через один ввод, с током равным 2193,1 А.

Тогда для секционного выключателя:

Для вводного выключателя:

2) Отстройка по условию несрабатывания защиты при пуске самого мощного электродвигателя при одновременной нормальной работе остальных электроприемников. Данное условие исключает ложное срабатывание расцепителя при пуске самого мощного электродвигателя на фоне нормальной работы остальных электроприемников. Отстройка производится по условию:

	(2.2)

где

;

- максимальный рабочий ток;

- рабочий ток, самого мощного двигателя, подключенного к секции.

- максимальный пусковой ток.

Тогда для секционного выключателя, при запуске двигателя с Iном=343,6 А на I секции:

Для вводного выключателя:

3) Несрабатывание защиты питающего секцию ввода при действии устройства АВР. Данное условие исключает ложное срабатывание расцепителя при повышении тока через ввод при срабатывании устройства АВР:

	(2.3)

где =1,56 - коэффициент надежности,

=1,25 - коэффициент учитывающий увеличение тока двигателей не терявшей питание секции при снижении напряжения вследствие подключения самозапускающейся нагрузки другой секции,

=3841,3 А - наибольший ток самозапуска из двух секций;

=944,5 А - максимальный рабочий ток не терявшей питание секции.

Данное условие учитывается только для вводного автомата. Из всех условий выбирается наибольшее значение тока срабатывания МТЗ, составляющее 9140 А для вводного автомата и 4773 А для секционного автомата. Согласование уставки по току с нижестоящими автоматическими выключателями не производится, так как они срабатывают без выдержки времени. Время срабатывания МТЗ предлагается установить минимально возможным для расцепителя МРТ-5: для СА - 0,15 с, для вводного автомата - 0,3 с.

Рассчитанные уставки проверяются по условиям чувствительности к минимальному короткому замыканию на шинах 0,4 кВ согласно требованиям ПУЭ:

	(2.4)

где =16206 А - минимальный ток КЗ в точке К 9, по произведенным ранее расчетам;

kр=1,3 - коэффициент разброса;

Для секционного автомата:

Условие (2.4) выполняется (1,1·1,3=1,43). Для вводного автомата:

Условие (2.4) также выполняется. Чувствительность защит достаточна.

2.2 Расчет установок защиты от перегрузки

Ток срабатывания защиты от перегрузки определяется из условия допустимой перегрузки масляного трансформатора

	(2.5)

где Iн.т=1443,4 А - номинальный ток трансформатора.

kн=1,56, - найденный ранее коэффициент надежности;

kв=0,9 - коэффициент возврата выбранного выключателя;

kпер=1,4 - коэффициент допустимой перегрузки силового трансформатора.

А.

Полученное значение проверяем по условию чувствительности к минимальному току однофазного дугового КЗ:

Значение коэффициента чувствительности при однофазном КЗ должно быть:

	(2.6)

=16206 А - минимальный ток однофазного дугового КЗ, согласно расчетам;

Условие (2.6) выполняется, следовательно, защита обладает достаточной чувствительностью.

Для секционного выключателя ток перегрузки принимается равным половине от соответствующего тока вводного выключателя:

А.

Проверка на чувствительность:

Условие (2.6) выполняется, защита обладает достаточной чувствительностью.

Время действия защиты tс.з примем в 1,5 раза больше длительности пуска электродвигателей:

с.

Функций токовой отсечки и защиты от однофазных коротких замыканий, выбранный автоматический выключатель не имеет.

2.3 Расчет тока срабатывания ТО

Для селективного отключения КЗ на отходящей от щита линии, ток срабатывания отсечки Iмгн должен быть больше максимального расчетного тока КЗ за отходящим выключателем:

	(2.7)

Если условие (2.7) не выполняется, то возможна ситуация, когда при КЗ сразу за автоматическим выключателем отходящей линии вместо выключателя отходящей от щита линии (или одновременно с ним) отключится вводной выключатель.

В связи с тем, что отходящие выключатели конструктивно запитаны со сборных шин 0,4кВ, ток КЗ за отходящим выключателем будет иметь такое же значение, как и на сборных шинах 0,4кВ. Поэтому для определения тока срабатывания отсечки (мгновенного действия) и выполнения условия селективности воспользуемся следующим выражением:

	(2.8)

где I(3)К=19505 А - ток металлического трехфазного КЗ на сборных шинах 0,4 кВ (после вводного выключателя),

kч=1,5 - минимальный коэффициент чувствительности.

А.

2.4 Выбор уставок защит автоматических выключателей.

Так как уставки автоматических выключателей могут быть выбраны только в ограниченном диапазоне, необходимо выбрать те уставки, которые могут быть выставлены на выбранном автоматическом выключателе. При этом выбранные уставки должны быть не меньше расчетных и удовлетворять условиям чувствительности. Диапазон возможных уставок расцепителя МРТ 5 представлен в таблице 2.3.

Необходимо выбрать номинальный ток автоматического выключателя. При этом он должен быть не меньше номинального тока защищаемого объекта. Для вводного автомата:

Для секционного автомата:

Принимаем номинальный ток 2500 А для вводного и секционного автоматов.

Таблица 2.3 - Диапазоны регулирования уставок расцепителя МРТ 5.

Номинальный ток автомата In, А	250, 400, 630, 900, 1000, 1600, 2500, 4000
Номинальный ток расцепителя (ток срабатывания защиты от перегрузки) Ir	(0,8; 0,85; 0,95; 1; 1,05; 1,1; 1,2; 1,25)*In
Время срабатывания защиты от перегрузки при токе 6хIr, c	4, 8, 12, 16
Уставки по току срабатывания токовой отсечки с выдержкой времени	(1,2; 1,6; 2;2,4; 2,8; 3,2; 3,6; 4; 5; 6; 7; 8; 9; 10;) *Ir
Уставки по времени срабатывания токовой отсечки с выдержкой времени	0,15; 0,2; 0,3; 0,4; 0,5; 0,6; 0,7

Рассмотрим выбор уставок защиты на примере секционного автомата.

Согласно техническим данным, расцепитель МРТ 4-5 имеет зависимую характеристику срабатывания защиты, описываемую формулой:

	(2.7)

где T - время срабатывания, с;

k=I/Ir - кратность тока, протекающего через расцепитель;

N - коэффициент; Значение коэффициента при уставке срабатывания защиты от перегрузки равной 4 с:140; при 8 с - 280, при 12 с - 420; при 16 с - 560.

Согласно расчету, при токе 3269,1 А время срабатывания защиты от перегрузки должно составить не менее 9 секунд. При этом защита не должна срабатывать при протекании рабочего тока равного 1616,58 А. Исходя из этого условиям принимаем номинальный ток расцепителя Ir=0,7*In=1750 А.

Тогда время срабатывания защиты от перегрузки при токе 3269,1 А:

- на уставке 4 с: 17,73 с;

- на уставке 8 с: 35,46 с;

- на уставке 12 с: 103,19 с;

- на уставке 15 с: 170,92 с.

Очевидно, что наиболее подходящей является уставка срабатывания 4 с.

Ток срабатывания МТЗ принимается равным 2,8*Ir=2,8*1750=4900 А.

Проводим проверку чувствительности по формуле 2.4:

kч> 1,43, защита чувствительна.

Время срабатывания МТЗ принимаем равным 0,15 секундам

Аналогичным образом выбираются уставки для вводного автомата. Выбранные уставки представлены в таблицах 2.4, 2.5.

Таблица 2.4 - Уставки секционного автомата

Характеристика	Расчетное значение	Уставка/выбранное значение	kч
Номинальный ток автомата	1616,58 А	2000 А
Ток срабатывания защиты от перегрузки	3269,1 А	Ir=0,7*In=1750 А
Время срабатывания защиты от перегрузки	9 с	4 с при 6 Ir
Ток срабатывания МТЗ	4772,17 А	2,8*Ir =4900 А	3,31 (>1,43)
Время срабатывания МТЗ	0,15 с	0,15 c

Таблица 2.5 - Уставки вводного автомата

Характеристика	Расчетное значение	Уставка/Выбранное значение	kч
Номинальный ток автомата	2309,4 А	2500 А	-
Ток срабатывания защиты от перегрузки	6538,1 А	Ir=1*In=2500 А
Время срабатывания защиты от перегрузки	9 с	4 с при 6 Ir
Ток срабатывания ТОВ	9139,82 А	4*Ir=10000 А	1,62 (>1,43)
Время срабатывания ТОВ	0,3 с	0,3с

3. Выбор предохранителей и их плавких вставок

3.1 Выбор предохранителя FU4

Выбор предохранителя производится исходя из следующих условий:

	(3.1)
	(3.2)

где Uном.пр - номинальное напряжение предохранителя, В;

Uном.с - номинальное напряжение сети, В;

Iпр.откл - максимальный отключаемый ток предохранителя, А;

IКЗ.макс - максимальный расчетный ток КЗ в месте установки предохранителя.

Выбираем предохранители марки ППН с Uном.пр=500 В и Iпр.откл= 50 кА.

Условия 3.1 и 3.2 выполняются, следовательно, данный предохранитель может быть установлен.

Плавкая вставка предохранителя выбирается исходя из следующих условий:

	(3.3)
	(3.4)
	(3.5)

где Iвс.ном. - номинальный ток плавкой вставки, А;

kотс=1,1…1,25 - коэффициент отстройки;

kпер - коэффициент перегрузки. Для тяжелых условий пуска рекомендуется принимать kпер=1,6…2, для легких условий пуска kпер=2,5;

Ik.min - минимальный ток короткого замыкания в защищаемой зоне, А

Iпер - ток кратковременной перегрузки, А. Принимается большим из двух значений:

	(3.6)
	(3.7)

где kc=0,8…1 - коэффициент спроса;

Iраб.макс - максимальный рабочий ток, защищаемого объекта, А;

Iдв.макс. - максимальный рабочий ток самого мощного электродвигателя, А;

Iпуск.макс - пусковой ток самого мощного электродвигателя, А;

- сумма пусковых токов самозапускающихся двигателей, А.

При этом условия (3.3) и (3.4) обеспечивают селективность защитной характеристики предохранителя, а условие (3.5) - его чувствительность.

Так как состав нагрузки в исходных данных не задан, в качестве максимального рабочего тока принимается номинальный ток трансформатора:

	(3.8)

где - номинальная мощность трансформатора, кВА;

- номинальное напряжение трансформатора, кВ.

По условию (3.3):

Так как в условии нет сведений о наличии в составе нагрузки электродвигателей, условие (3.4) при выборе номинала плавкой вставки не учитывается.

По условию (3.5):

Так как условия селективности и чувствительности противоречат друг другу, выбирается наиболее близкая по обоим условиям плавкая вставка с Iном=1000 А.

3.2 Выбор предохранителя FU3

Выбор предохранителей на стороне ВН производится по тем же условиям, что и на стороне низкого напряжения, но для токов высокой стороны.

Выбираем предохранитель ПКТ-101-10 с Uном.пр=10 кВ и Iпр.откл= 12,5 кА.

Условия 3.1 и 3.2 выполняются, следовательно, данный предохранитель может быть установлен.

По условию (3.3):

Так как в условии нет сведений о наличии в составе нагрузки электродвигателей, условие (3.4) при выборе номинала плавкой вставки не учитывается.

По условию (3.5):

Принимается плавкая вставка с Iном=40 А.

3.3 Выбор предохранителей FU1,2

Выбор предохранителей осуществляем аналогично предохранителю FU3. Выбираем предохранитель ПКТ-103-10 с Uном.пр=10 кВ и Iпр.откл= 20 кА.

Условия 3.1 и 3.2 выполняются, следовательно, данный предохранитель может быть установлен.

По условию (3.3):

Определяем ток кратковременной перегрузки:

Принимаем Iпер=135 А. При легких условиях пуска по условию 3.4:

По условию (3.5):

Так как условия селективности и чувствительности противоречат друг другу, выбирается наиболее близкая по обоим условиям плавкая вставка с Iном=100 А. При этом селективность и чувствительность будет оцениваться по времятоковой характеристике предохранителя.

4. Расчет защит на выключателях Q8, Q9

4.1 Максимальная токовая защита

Защита отходящих присоединений выполняется с использованием микропроцессорного устройства релейной защиты Sepam 20.

Ток срабатывания МТЗ определяется из условия отстройки от тока самозапуска двигателей по литературе [2,7]:

	(4.1)

где kн=1,2 - коэффициент надежности, учитывающий неточности в исходных данных, погрешности расчёта и создание необходимого запаса;

kв=0,95 - коэффициент возврата для блока Sepam 20 из его технической документации;

kпер=1,1 - коэффициент допустимой перегрузки сухого трансформатора;

kсзп=2- коэффициент самозапуска из предыдущего расчета;

- номинальный ток трансформаторов Т 4 и Т 5, приведенный к высокому напряжению;

Защиту также необходимо согласовать с нижестоящей защитой, согласно условию:

	(4.2)

где kн.с.=1,15 - коэффициент надежности согласования;

- ток срабатывания нижестоящей защиты;

В рассматриваемом случае нижестоящими защитами будут являться автоматический выключатель QF1 с уставкой МТЗ 348,2 А/0,3 c.

Из двух рассчитанных значений выбираем большее.

Полученное значение проверяется на чувствительность:

,	(4.3)

Чувствительность МТЗ проверяется в основной зоне и в зоне резервирования. В рассматриваемом случае, основной зоной защиты будут являться кабельные линии W4 и W6, а зоной резервирования - трансформатор Т 3. Следовательно чувствительность в основной зоне проверяется по току двухфазного КЗ в точке К 7, а чувствительность в зоне резервирования по минимальному КЗ в точке К 8, приведенному к напряжению 10,5 кВ.

Чувствительность защиты в основной зоне:

Согласно ПУЭ, коэффициент чувствительности МТЗ в основной зоне должен быть не менее 1,5, следовательно, защита удовлетворяет условиям чувствительности.

Чувствительность МТЗ в зоне резервирования:

Согласно ПУЭ, коэффициент чувствительности МТЗ в зоне резервирования должен быть не менее 1,2, следовательно, защита удовлетворяет условиям чувствительности.

Время срабатывания МТЗ определим по формуле:

,	(4.4)

где =0,3 с - время срабатывания нижестоящей защиты - автоматического выключателя QF1;

- время ступени селективности;

4.2 Токовая отсечка

Выбор тока срабатывания токовой отсечки осуществляем по условию отстройки от максимального трехфазного КЗ на выводах 0,4 кВ трансформатора [2]:

,	(4.5)

где kотс=1,5 - коэффициент отстройки;

- ток трехфазного КЗ на стороне 0,4 кВ трансформатора Т 3 (точка К 9), приведенный к напряжению 10,5 кВ;

.

Полученное значение должно быть проверено по условию несрабатывания при броске намагничивающего тока трансформатора:

,	(4.6)
.

Условие выполняется, следовательно, принимаем .

Чувствительность отсечки проверяется по условию:

,	(4.7)

где - ток трёхфазного КЗ на стороне ВН трансформатора (точка К 7).

Согласно ПУЭ коэффициент чувствительности токовой отсечки должен быть больше 2. Это условие выполняется, следовательно, защита удовлетворяет условиям чувствительности.

4.3 Расчет уставок защиты от однофазного замыкания на землю

Ток срабатывания защиты от замыкания на землю определяется по формуле:

,	(4.8)

где kотс=1,2 - коэффициент отстройки защиты;

kб - коэффициент, учитывающий наличие броска емкостного тока; Для электромеханических реле принимается kб=2…3, для микропроцессорных терминалов защиты kб=1…1,5

IC. фид. макс. -значение собственного емкостного тока присоединения.

Емкостный ток питающей кабельной линии определяется по формуле:

,	(4.9)

где - удельный емкостной ток кабеля, А/км;

l - длина питающей линии, км;

m - число питающих кабелей.

Для защиты на выключателе Q9 емкостной ток присоединения будет складываться из емкостного тока кабелей W4 и W6

Проверку защиты на чувствительность осуществляем по выражению:

,	(4.10)

Где - суммарный емкостной ток, всей электрически связанной сети с учетом емкостных токов двигателей.

Для электрических двигателей емкостной ток рассчитывался по эмпирической формуле. Для напряжения 10 кВ:

,	(4.12)

где Sном - полная номинальная мощность двигателя;

Расчет емкостных токов всех присоединений приведён в таблице 4.1

Таблица 4.1 - Емкостные токи присоединений.

Присоединение	IС.уд. А/км	l, км	IC.л., А	Sном, МВА	IC.дв., А	IC.пр., А
Секция 1
Q7	0,72	1,09	0,78	1,04	0,0313	0,82
Q8	0,8	2,45	1,96	-	-	1,96
ИТОГО по секции 1	2,78
Секция 2
Q10	0,8	1,4	1,12	3,72	0,1116	1,23
Q9	0,8	2,45	1,96	-	-	2,69
	0,55	1,32	0,73	-	-
ИТОГО по секции 2	3,92
Суммарный емкостной ток	6,69

Коэффициент чувствительности:

,

Согласно ПУЭ коэффициент чувствительности должен быть не менее 1,25. Данное условие выполняется, следовательно, защита обладает достаточной чувствительностью.

5. Расчет уставок защит двигателей

Согласно требованиям ПУЭ в зависимости от мощности двигателя в качестве быстродействующей защиты должна применятся:

-Токовая однорелейная отсечка при мощности электрического двигателя менее 2 МВт;

-Токовая двухрелейная отсечка при мощности электрического двигателя 2 МВт и более при наличии защиты от замыканий на землю, либо трех релейная токовая отсечка при ее отсутствии.

-Продольная дифференциальная защита при мощности двигателя 5 МВт и более.

Мгновенная токовая отсечка (МТО)

Ток срабатывания МТО выбираем по условию отстройки от пускового тока двигателя согласно литературе [3]:

,	(5.1)

где kотс - коэффициент отстройки. Для выбранного терминала защиты принимаем kотс =1,2;

kп- кратность пускового тока;

Iном- номинальный ток двигателя;

Номинальный ток двигателя может быть найден по формуле:

,	(5.2)

где Pном.дв. - номинальная мощность двигателя, кВт;

Uном.дв. - номинальное напряжение двигателя, кВ;

з - КПД двигателя;

cos? - коэффициент мощности двигателя.

Для двигателя М 1:

,

Для двигателя М 2:

,

Расчетный ток срабатывания токовой отсечки:

.

Чувствительность защиты оценивается по току двухфазного дугового КЗ на выводах двигателя в минимальном режиме работы:

Для двигателя М 1:

Для двигателя М 2:

Коэффициент чувствительности токовой отсечки должен быть не меньше 2. Данное условие выполняется, следовательно, защита удовлетворяет условию чувствительности.

Дифференциальная защита двигателя

Расчет дифференциальной защиты двигателя произведем на примере двигателя М 2.

Определяется максимальный бросок пускового тока двигателя с учетом апериодической составляющей:

,	(5.3)

Где kапер - коэффициент, учитывающий апериодическую составляющую пускового тока, принимаемый равным 1,8.

,

Определяется расчетное значение максимального тока небаланса, соответствующее броску пускового тока двигателя:

,	(5.3)

где =0,1 - максимальная погрешность трансформаторов тока;

- основная относительная погрешность измерения дифференциального тока устройством РЗА. Для принятого терминала =0,05

- технологический запас, обусловленный наличием дополнительных погрешностей. Принимается равным половине основной погрешности измерения =0,025.

,

Определяется максимальный ток небаланса в цепях дифференциальной защиты при броске пускового тока с учетом коэффициента отстройки:

,	(5.4)

где - коэффициент отстройки.

,

Выполняется расчет коэффициента торможения защиты:

,	(5.5)

Коэффициент торможения округляется до сотых в большую сторону.

Определяется значение уставки дифференциальной токовой отсечки:

,	(5.6)

Определяется максимальное значение тока небаланса при номинальном токе двигателя:

	(5.7)

Определяется значение уставки дифференциальной защиты с торможением:

	(5.8)

Ток срабатывания дифференциальной защиты также должен быть больше номинального тока двигателя:

	(5.9)

Принимаем

Чувствительность защиты проверяется по значению тока двухфазного КЗ на вводах питания двигателя:

Согласно ПУЭ коэффициент чувствительности должен быть не меньше 2. Рассчитанная уставка удовлетворяет данному условию.

5.1 Защита от перегрузки

Производим расчет трехступенчатой защиты от перегрузки.

Первая ступень защиты выполняется с независимой характеристикой и работает с выдержкой времени и действием на отключение электродвигателя. Ток срабатывания защиты отстраивается от пускового тока электродвигателя и определяется по формуле:

,	(5.10)

где kп - кратность пускового тока электродвигателя;

kв - коэффициент возврата. Для выбранных терминалов kв=0,9.

,

Время срабатывания первой ступени защиты принимают равным

tс.зп.I= 0,2с. Это время позволяет выполнить отстройку срабатывания первой ступени от броска пускового тока. Данная ступень защиты может также выполнять функцию защиты от блокировки ротора при пуске, и осуществлять ближнее резервирование токовой отсечки.

Вторая ступень защиты выполняется с инверсной характеристикой и работает с действием на отключение электродвигателя. Время срабатывания защиты определяется по формуле:

,	(5.11)

где А - значение тепловой постоянной времени охлаждения статора для защищаемого электродвигателя. Значение А может находиться в диапазоне 60ч300 с, в зависимости от типа защищаемого двигателя. Так как значение А нам неизвестно, принимается значение минимально допустимой постоянной времени электродвигателя, согласно ГОСТ Р 52776-2007: А=150 с;

k - кратность тока статорной обмотки двигателя.

Ток срабатывания второй ступени определяется по формуле:

,	(5.12)

Третья ступень защиты выполняется с независимой характеристикой и работает с действием на сигнализацию. Ток срабатывания третьей ступени определяется по формуле:

,	(5.13)

где kотс=1,05 - коэффициент отстройки при действии защиты на сигнал;

kв=0,9 - коэффициент возврата;

Время срабатывания третьей ступени защиты от перегрузки выбирается из диапазона . Принимаем

Защита от однофазных замыканий на землю

Ток срабатывания защиты от замыкания на землю определяется по формуле (4.8). Емкостной ток присоединения найден в таблице 4.1:

Проверка уставок по чувствительности:

,

, следовательно, защита обладает достаточной чувствительностью.

6. Расчет уставок защит вводных и секционных выключателей

6.1 Максимальная токовая защита

Максимальная токовая защита отстраивается от тока запуска двигателей по формуле:

,	(6.1)

где kн- коэффициент надежности;

kв - коэффициент возврата;

Iраб.макс - максимальный рабочий ток. Максимальные рабочие токи всех нагрузок подстанции представлены в таблице 6.1.

Таблица 6.1 - Максимальные рабочие токи

Присоединение	Iраб.макс, А
Секция I
Q7	62,34
Q8	96,77
Итого по секции I	159,11
Секция II
Q9	133,07
Q10	215,37
Итого по секции II	348,43
Итого	507,54

Коэффициент самозапуска для секционного выключателя:

,

Для вводного выключателя:

,

Для секционного выключателя в качестве рабочего максимального принимаем ток наиболее загруженной секции равный 348,43 А. Для вводного выключателя сумма максимальных рабочих токов обеих секций, равную 507,54 А.

,

Проведем оценку эффективности защиты с помощью коэффициента чувствительности kч1,5 в основной зоне защиты и kч1,2 при КЗ в зонах дальнего резервирования, т.е. на нижестоящих элементах (в соответствии с ПУЭ) из выражения:

,	(6.2)

где Iк.мин=3987 А - минимальное значение тока КЗ при наименее благоприятных условиях (точка К 3);

Iс.з=1295,7 А - ток срабатывания защиты;

.

В режиме дальнего резервирования чувствительность проверяется по меньшему значению тока КЗ среди точек К 4, К 7, К 5:

.

Так как уставка секционного выключателя меньше уставки вводного выключателя при тех же зонах защиты, то защита на секционном выключателе также удовлетворяет условиям чувствительности.

Требования ПУЭ выполняются, следовательно, принимаем ток срабатывания защиты Iс.з=931,1 А в качестве уставки срабатывания МТЗ вводного выключателя и Iс.з=1295,7 А в качестве уставки МТЗ секционного выключателя.

Выбор времени срабатывания защиты.

Для выполнения оптимальной селективности рекомендуется использовать независимую времятоковую характеристику. Определим время срабатывания по выражению:

,	(6.4)

где tс.з.пред=0,3 сек - время срабатывания МТЗ предыдущей защиты (выключатель Q8);

t=0,2сек - минимальная ступень селективности.

Для секционного выключателя:

Для вводного выключателя нижестоящим является секционный выключатель с найденным Время срабатывания МТЗ на нём:

Защита минимального напряжения

Защита минимального напряжения выполняется двухступенчатой. Первая ступень ЗМН-1 отключает неответственных потребителей с целью восстановления напряжения и обеспечения бесперебойной работы и облегчения самозапуска более ответственных электроприемников.

Вторая ступень (ЗМН-2) отключает всех потребителей при исчезновении напряжения по условиям технологического процесса и техники безопасности.

Уставка первой ступени защиты минимального напряжения принимается равной:

	(6.5)

Уставка времени срабатывания первой ступени защиты минимального напряжения отстраивается от большего из времен срабатывания нижестоящих максимальных токовых защит.

,	(6.6)

В данном случае это время срабатывания МТЗ секционного выключателя:

,

Уставка второй ступени защиты минимального напряжения принимается равной:

	(6.7)

Данная защита выполняется без выдержки времени.

Автоматический ввод резерва

Пуск устройства АВР должен производится по факту снижения напряжения на секции шин. Напряжение срабатывания АВР выбирается в диапазоне:

	(6.8)

Принимаем

Время срабатывания АВР отстраивается от максимального времени срабатывания токовых защит отходящих линий. В данном случае это МТЗ выключателя Q8 со временем срабатывания 0,5 с.

,

7. Выбор и проверка трансформаторов тока для защит, установленных на выключателях Q4-Q10

Выбор и проверку трансформаторов тока проведем на примере трансформаторов тока для защит выключателя Q7. Условия выбора трансформаторов тока:

	(7.1)
	(7.2)

где Uсети - номинальное напряжение сети, кВ;

Uном. ТТ - номинальное напряжение трансформатора тока, кВ;

Iраб.макс - максимальный рабочий ток присоединения, на котором установлен трансформатор тока, А;

Iном. ТТ - номинальный ток первичной обмотки трансформатора тока, А.

Максимальный рабочий ток присоединения из пункта 6.1 расчета Iраб.макс =62,3 А.

Предварительно принимаем трансформаторы ТОЛ-СЭЩ-10. С Uном=10 кВ и Iном. ТТ=75 А.

Условия выбора трансформатора тока выполняются.

Проверка трансформатора тока осуществляется по условиям:

	(7.3)
	(7.4)
	(7.5)

где iуд - ударный ток КЗ в месте установки трансформатора тока, кА;

Iдин - ток динамической стойкости ТТ и з его каталожных данных, кА;

Bk - тепловой импульс тока КЗ в месте установки ТТ, кА 2?с;

Iтерм - ток термической стойкости ТТ из его каталожных данных, кА;

tтерм - время термической стойкости ТТ из его каталожных данных, с.

Z2 - сопротивление приборов, подключенных к трансформатору тока, Ом;

Z2ном - максимальное допустимое сопротивление приборов, подключенных к трансформатору тока, Ом

Ударный ток КЗ можно найти по формуле:

	(7.6)

Где kуд - ударный коэффициент, принимающий значения от 1 до 2. Принимаем kуд=2.

Ток динамической стойкости для выбранного ТТ по его каталожным данным Iдин=25 кА.

Условие 7.3 выполняется, трансформатор тока удовлетворяет условиям проверки на динамическую стойкость.

Тепловой импульс тока КЗ может быть найден по формуле:

	(7.7)

где IКЗ - ток короткого замыкания в месте установки ТТ, кА;

tоткл - время срабатывания МТЗ на выбранном присоединении, с.

Согласно каталожным данным, односекундный ток термической стойкости для выбранного трансформатора тока равен 10 кА.

Условие 7.4 выполняется, трансформатор тока удовлетворяет условиям проверки на термическую стойкость.

Так как индуктивность измерительных цепей невелика допускается принимать допущение, что полное сопротивление приборов, подключенных к трансформатору тока равно их активному сопротивлению и складывается из следующих составляющих:

	(7.8)

где rприб - сопротивление подключенных к ТТ приборов, Ом;

rпр - сопротивление проводов, Ом;

rk - сопротивление контактов, Ом.

Сопротивление приборов может быть найдено по формуле:

	(7.9)

где Sпр - мощность подключенных приборов, ВА;

I2ном - номинальный вторичный ток выбранного ТТ, А.

Согласно технической документации на выбранный терминал релейной защиты, потребляемая мощность всех цепей переменного тока не превышает 0,1 ВА на фазу. Исходя из этого, сопротивление приборов:

Сопротивление проводников может быть найдено по формуле:

	(7.10)

Где l - длина проводников, м. Для РУ 6…10 кВ при установке терминалов РЗА в ячейках КРУ принимается l=4…6 м;

с - удельная проводимость проводников, м/Ом?мм 2.

Для медных проводников с=57 м/Ом?мм 2, для алюминиевых с=34,5 м/Ом?мм 2;

F - площадь поперечного сечения проводников, мм 2. Согласно ПУЭ, по условиям механической прочности минимальное сечение для алюминиемвых проводников равно 4 мм 2, для медных - 2,5 мм 2.

Принимаем медный проводник, длиной 6 метров и сечением 2,5 мм 2:

Сопротивление контактов принимается равным 0,05 Ом при подключении не более трех приборов на фазу, 0,1 при подключении более 3 приборов на фазу.

Таким образом, сопротивление приборов, подключенных к ТТ:

Для определения допустимого сопротивления приборов, подключенных к ТТ необходимо найти расчетную кратность тока для токовой отсечки по формуле:

	(7.11)

Где Iс.о - ток срабатывания токовой отсечки, А.

I1ном - номинальный первичный ток ТТ, А.

По расчетной кривой для ТТ ТОЛ-СЭЩ определяется допустимая нагрузка Sдоп=45 ВА, исходя из расчетной кратности 10,7 при которой погрешность ТТ не будет превышать 10%.

Исходя из допустимой нагрузки определяется максимальное допустимое сопротивление приборов, подключенных к обмоткам трансформатора тока:

	(7.12)

Условие 7.5 выполняется, трансформатор тока удовлетворяет условиям проверки на допустимую нагрузку. Выбор и проверка остальных трансформаторов тока производятся аналогично, результаты сведены в таблицу 7.1

Таблица 7.1- Выбранные трансформаторы тока.

Место установки	Выбранный ТТ	Проверка по динамической стойкости	Проверка по термической стойкости	Проверка по допустимой нагрузке
Q4,Q5	ТОЛ-СЭЩ 600/5
Q6	ТОЛ-СЭЩ 400/5
Q7	ТОЛ-СЭЩ 75/5
Q8	ТОЛ-СЭЩ 100/5
Q9	ТОЛ-СЭЩ 150/5
Q10	ТОЛ-СЭЩ 250/5

8. Расчет защит трансформатора Т 1

8.1 Дифференциальная защита

Для защиты трансформатора Т 1 в соответствии с требованиями ПУЭ установлена дифференциальная защита, выполненная на терминале БЗП.

На первом этапе выполняется расчет номинальных токов трансформатора в первичных и вторичных токовых цепях. Результаты расчета представлены в таблице 8.1.

Таблица 8.1 - Расчет номинальных токов в плечах защиты.

	Расчетная формула	ВН	НН
Первичный номинальный ток транформатора, А
Схема соединения обмоток трансформатора	-	Y	Д
Схема соединения трансформаторов тока	-	Д	Y
Коэффициент схемы	KСХ		1
Коэффициент трансформации трансформаторов тока	kТТ	75/5	600/5
Вторичный ток в цепях защиты, соответствующий номинальному току трансформатора

Выбор тока начала торможения ДТЗ

Ток начала торможения ДТЗ IТ.0 задается в относительных единицах от базисного тока защищаемого объекта в диапазоне от 0,60 до 1,00 от IБАЗ с шагом 0,01. Ток начала торможения ДТЗ IТ.0 рекомендуется принимать равным IТ.0 = 1,0. В шкафах защиты автотрансформатора ШЭ 2607 042043, ШЭ 2710 542543 ток начала торможения ДЗО НН выбирается аналогично, обозначается "Iт 0 ДЗО НН" и задается в относительных единицах от базисного тока с высшей стороны защищаемого объекта в диапазоне от 0,60 до 1,00 с шагом 0,01.

Расчет минимального тока срабатывания ДТЗ

Минимальный ток срабатывания ДТЗ на горизонтальном участке характеристики IД.0 при отсутствии торможения определяется по условию отстройки от тока небаланса в переходном режиме работы защищаемого трансформатора при малых сквозных токах (внешнее КЗ с низким уровнем токов КЗ) и рассчитывается по выражению:

	(8.1)

где kотс - коэффициент отстройки, учитывающий погрешности измерительного органа, ошибки расчета и необходимый запас, и принимается равным 1,2;

IНБ,РАСЧ* - относительный ток небаланса в переходном режиме работы защищаемого трансформатора при малых сквозных токах (внешнее КЗ с низким уровнем токов КЗ), определяемый по выражению:

	(8.2)

где KПЕР - коэффициент, учитывающий переходный процесс, при использовании на разных сторонах защищаемого трансформатора (автотрансформатора) разнотипных трансформаторов тока принимается KПЕР=3.

KОДН=1 - коэффициент однотипности трансформатора тока;

=0,1 - относительное значение полной погрешности ТТ в режиме, соответствующем установившемуся КЗ;

?UРПН=0,12 - относительная погрешность, обусловленная наличием РПН, принимается равной большему значению диапазона регулирования;

?fВЫР=0,02 - относительная погрешность выравнивания токов плеч. Данная погрешность определяется погрешностями входных ТТ и аналого-цифровыми преобразователями терминала;

?fПТТ - относительная погрешность выравнивания внешнего трансформатора или автотрансформатора (АТ-31 или АТ-32), используемого для выравнивания значения базисного тока соответствующей стороны, если он выходит за пределы диапазона от 0,251 до 16,000 А. Токовая погрешность выравнивания внешних выравнивающих автотрансформаторов АТ-31, АТ-32 не превышает 5% (?fПТТ = 0,05) при подключении цепей защиты ко вторичной обмотке выравнивающих автотрансформаторов, по данным завода изготовителя. Так как в рассматриваемом случае промежуточный трансформатор не используется, принимаем ?fПТТ=0;

IТ.0,РАСЧ - расчетное значение тока начала торможения, в качестве которого принимается принятое значение уставки (фирмой "ЭКРА" рекомендуется вне зависимости от принятого значения уставки принимать данное расчетное значение IТ.0,РАСЧ равным 1).

Расчет тока торможения блокировки ДТЗ

Ток торможения блокировки IТ.БЛ определяет переключение характеристики срабатывания ДТЗ с наклонного участка на вертикальный:

- если I'1 ? IТ.БЛ и I'2 ? IТ.БЛ - ДТЗ блокируется;

- если I'1 < IТ.БЛ или I'2 < IТ.БЛ - наклон характеристики срабатывания ДТЗ определяется коэффициентом торможения.

Ток торможения блокировки IТ.БЛ определяется отстройкой от максимально возможного сквозного тока нагрузки Т (АТ). Наибольшее значение сквозной ток нагрузки достигает при действии АВР секционного выключателя или АПВ питающих линий. Ток торможения блокировки может быть принят равным:

	(8.3)

где KОТС - коэффициент отстройки, принимаемый равным 1,1;

KПРЕД.НАГР - коэффициент, определяющий предельную нагрузочную способность трансформатора в зависимости от его мощности, принимается из диапазона от 1,5 до 2,0: для распределительных трансформаторов KПРЕД.НАГР = 2,0;

IНОМ* - относительный номинальный ток трансформатора, определяемый по выражению:

	(8.4)

где IНОМ,НАГР - максимально возможный сквозной ток нагрузки трансформатора;

IБАЗ,СТОР - базисный ток соответствующей стороны трансформатора;

KТТ,СТОР - коэффициент трансформации ТТ, соответствующей стороны трансформатора;

KСХ,ТТ,СТОР - коэффициент, учитывающий схему соединения вторичных обмоток главных ТТ соответствующей стороны.

Ток торможения блокировки задается в относительных единицах от базисного тока защищаемого объекта (IБАЗ) в диапазоне от 1,2 до 3,0 с шагом 0,1.

Принимаем IТ.БЛ=1,8

Расчет коэффициента торможения ДТЗ

Коэффициент торможения определяет отстройку ДТЗ от внешних КЗ. Под коэффициентом торможения понимается отношение приращения дифференциального тока (IД) к приращению тормозного тока (IТ). С помощью правильного выбора коэффициента торможения обеспечивается несрабатывание ДТЗ трансформатора в диапазоне значений тормозного тока от IТ.0 до IТ.БЛ.

Значение коэффициента торможения рекомендуется рассчитывать по выражению:

	(8.6)

где KОТС - коэффициент отстройки, принимаемый из диапазона от 1,1 до 1,3;

IД.0 - принятое значение минимального тока срабатывания;

IТ.0 - принятое значение тока начала торможения;

IНБ - расчетный ток небаланса, вызванный протеканием по защищаемому трансформатору сквозного тока и рассчитываемый по выражению:

	(8.7)

где =0,1 - относительное значение полной погрешности ТТ в режиме КЗ.

IСКВ* - максимальное значение тока, равное току внешнего металлического КЗ, приведенное к базисному току стороны внешнего КЗ, определяемый по выражению

	(8.8)

где IКЗ.МАКС=2940 А - ток внешнего металлического КЗ;

IТ - расчетный тормозной ток, определяемый по выражению:

	(8.9)

где =180-, а - угол между векторами токов IСКВ* и (IСКВ* - IНБ).

В проектных расчетах может быть принят = (10 ч 20).

Коэффициент торможения задается в относительных единицах в диапазоне от 0,2 до 0,7 с шагом 0,1. Принимаем KТ=0,5.

Расчет тока срабатывания дифференциальной отсечки

Для исключения замедления работы ДТЗ трансформатора при больших токах внутреннего повреждения, обусловленного работой органа блокировки по второй гармонике вследствие значительного содержания второй гармоники

дифференциального тока при насыщении ТТ, предусмотрена вторая грубая ступень защиты без блокировки по второй гармонической составляющей тока. Ток срабатывания дифференциальной отсечки должен выбираться исходя из двух условий:

- отстройки от броска тока намагничивания силового трансформатора IОТС* ? 6,5;

- отстройки от максимального первичного тока небаланса при переходном режиме расчетного внешнего КЗ по выражению:

	(8.10)

где IКЗ* - максимальное значение тока, равное току внешнего металлического КЗ и приведенное к базисному току стороны этого внешнего КЗ.

KПЕР - коэффициент, учитывающий переходной режим, принимается равным 3,0. Ток срабатывания принимается равным наибольшему значению из двух полученных.

Ток срабатывания задается в относительных единицах от базисного тока защищаемого объекта в диапазоне от 6,5 до 12,0 от IБАЗ с шагом 0,1. Принимаем IОТС*=6,5

8.2 Газовая защита

Согласно ПУЭ, установка газовой защиты обязательна для всех масляных трансформаторов мощностью более 6,3 МВА. Для защиты трансформатора выбираем газовое реле Бухгольца марки BF-80/Q в однопоплавковом исполнении с фланцевым креплением. Для защиты устройства РПН выбирается реле РЗТ-25 струйного типа.

9. Расчет защит линии W1

9.1 Максимальная токовая защита

Ток срабатывания МТЗ определяется по формуле:

	(9.1)

где kн=1,3 - коэффициент надежности, учитывающий неточности в исходных данных, погрешности расчёта и создание необходимого запаса;

kв=0,8 - коэффициент возврата для реле типа РТ-40;

kпер=1,3 - коэффициент допустимой перегрузки масляного трансформатора;

kсзп=2,02- коэффициент самозапуска;

- номинальный ток силового трансформатора;