46

Кафедра электрооборудования

Дисциплина: Релейная защита и автоматика

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

"Расчёт релейной защиты участка электрической сети"

Содержание

• Введение
• Задание и исходные данные
• 1. Обоснование типа защит
• 2. Расчет параметров схемы замещения и токов короткого замыкания
• 2.1 Расчет удельных и полных сопротивлений линий
• 2.2 Расчет сопротивлений трансформаторов
• 2.3 Расчет параметров энергосистемы
• 3. Расчет токов короткого замыкания
• 4. Защита цеховых трансформаторов 10.5/0.4 кв
• 5. Защита магистральной линии w5
• 5.1 Селективная токовая отсечка без выдержки времени
• 5.2 Максимальная токовая защита
• 5.3 Выбор времени срабатывания максимальной токовой защиты
• 6. Расчет уставок защиты понижающих трансформаторов 37/10.5 кв
• 6.1 Дифференциальная защита от междуфазных коротких замыканий
• 6.2 Максимальная токовая защита т1, т2 от токов при внешних кз
• 6.3 Газовая защита
• 6.4 Максимальная токовая защита трансформаторов т1 и т2 от перегрузки
• 7. Расчет уставок защиты понижающих трансформаторов 37/10.5 кв
• 7.1 Дифференциальная защита от междуфазных коротких замыканий
• 7.2 Максимальная токовая защита т3 от токов при внешних кз
• 7.3 Максимальная токовая защита трансформатора т3 от перегрузки
• 7.4 Проверка тт по условию 10% погрешности
• 8. Расчёт ступенчатой токовой защиты w2
• 8.1 Селективная токовая отсечка без выдержки времени линии w2
• 8.2 Максимальная токовая защита с выдержкой времени w2
• 9. Расчет ступенчатой токовой защиты w1
• 9.1 Неселективная токовая отсечка без выдержки времени линии w2
• 9.2 Неселективная отсечка без выдержки времени
• 9.3 Максимальная токовая защита с выдержкой времени
• 10. Расчет двухступенчатой токовой защиты линии w4.
• 10.1 Неселективная отсечка
• 10.2 Максимальная токовая защита w4.
• 11. Расчет двухступенчатой токовой защиты w3.
• 11.1 Неселективная отсечка.
• 11.2. Максимальная токовая защита w3.
• 12. Поочередное АПВ линий w1, w2 и трансформатора т1.
• 13. Автоматическое включение резервного питания.
• Введение
• Системы электроснабжения являются сложными производственными объектами кибернетического типа, все элементы которых участвуют в едином производственном процессе, основными специфическими особенностями которого являются быстротечность явлений и неизбежность повреждений аварийного характера. Поэтому надёжное и экономичное функционирование СЭС возможно только при автоматическом управлении ими. Для этой цели используется комплекс автоматических устройств, среди которых первостепенное значение имеют устройства релейной защиты и автоматики. Рост потребления электроэнергии и усложнение СЭС требуют постоянного совершенствования этих устройств. Наблюдается тенденция создания автоматизированных систем управления на основе использования цифровых универсальных и специализированных вычислительных машин. Вместе с тем широко применяются и простейшие средства защиты и автоматики: плавкие предохранители, автоматические выключатели, магнитные пускатели, реле прямого действия, магнитные ТТ, устройства переменного оперативного тока и др. Наиболее распространены токовые защиты, простые устройства автоматического повторного включения (АПВ), автоматического включения резервного источника питания (АВР) и автоматической частотной разгрузки (АЧР), используемые в установках с выключателями, оборудованными грузовыми и пружинными приводами.
• В энергетических системах могут возникать повреждения, которые нарушают работу энергосистемы и потребителей электроэнергии, и ненормальные режимы, создающие возможность возникновения повреждений или расстройства работы энергосистемы. В связи с этим возникает необходимость в создании и применении автоматических устройств, защищающих систему и её элементы от опасных последствий повреждений и ненормальных режимов.
• Релейная защита является основным видом электрической автоматики, без которой невозможна нормальная и надёжная работа современных энергетических систем.
• Релейная защита элементов распределительных сетей должна отвечать общеизвестным требованиям, предъявляемым ко всем устройствам релейной защиты: селективности, быстродействия, чувствительности, надёжности. Во всех устройствах релейной защиты предусмотрена возможность плавного или ступенчатого изменения параметров срабатывания (уставок) в определённых пределах. Расчёт релейной защиты заключается в выборе рабочих уставок, отвечающих основным требованиям.

Задание и исходные данные

Расчетная схема участка сети приведена на Рис.1. головные линии W1,W4 с односторонним питанием подключены к шинам питающей сети 37кВ через подстанцию 1. Линия W1 имеет два присоединения: однотрансформаторную подстанцию T1, а также одиночную линию W2. Линии W2 и W4 подводят питание к подстанции 2, к которой присоединены однотрансформаторные подстанции T2 и T3, питающие одиночные электроприемники и подстанцию 3. К T3 питание передаётся по линии W3.

Однотранформаторная подстанция T1 отдает энергию подстанции 4, к которой присоединены одиночные электроприемники, а также магистральная линия W5. От магистральной линии W5 питаются три одиночных трансформатора Т4, Т5, Т6, защищаемых предохранителями. С низшей стороны могут быть установлены автоматические выключатели, если чувствительность предохранителей при междуфазных и однофазных КЗ за трансформаторами будет недостаточной. Кроме того в нейтрали трансформаторов со стороны 0.4 кВ может быть установлена специальная защита нулевой последовательности от однофазных КЗ.

Задана мощность трехфазного КЗ на шинах подстанции 1: 480 МВА. Тип выключателей на напряжение 37 кВ известен - С-35, на напряжение 10 кВ - ВМПЭ-10. Напряжение оперативного тока в различных узлах расчетной схемы следующее: на подстанции 1 - постоянное, а на остальных подстанциях - переменное.

Параметры трансформаторов, линий и нагрузок сведены в таблицы.

Таблица 1. Мощность трансформатора

Расчётный параметр	Значение параметра
	Т1	Т2	Т3	Т4	Т5	Т6
Мощность трансформатора, МВ•А	10	10	2,5	0,63	0,25	0,4

Таблица 2. Длина линий

Расчётный параметр	Значение параметра
Длина лини электропередач, км	W1	W2	W3	W4	W5	W6	W7
	3	2	4	3	4	3	7

Таблица 3. Параметры нагрузки

Расчётный параметр	Значение параметра
	Н1	Н2	Н3	Н4	Н5
Мощность S, МВ•А	3,2	2,4	3	2,8	1,6
Коэффициент самозапуска kсзп	2	2,2	2,3	2,1	2,3
Выдержка времени t, c	0,9	0,7	0,8	0,6	0,9

Рис.1 Расчётная схема участка сети

1. Обоснование типа защит

Согласно ПУЭ, в качестве защиты от токов, обусловленных КЗ за трансформаторами (Т4, Т5, Т6), могут использоваться предохранители, если их мощность не превышает 1МВА.

Для одиночно работающих трансформаторов Т1,Т2 мощностью 16 МВА устанавливаются следующие типы защит:

- от многофазных КЗ в обмотках и на выводах - реле с торможением серии ДЗТ;

- для защиты от токов, протекающих через трансформатор при КЗ на шинах НН (внешнее КЗ), используют МТЗ с минимальной выдержкой времени;

- для защиты от перегрузки на всех трансформаторах устанавливается МТЗ;

- от понижения уровня масла и от повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделениями газа, предусматривается газовая защита.

Для защиты линии W1 , согласно ПУЭ, устанавливаем ступенчатые токовые защиты: токовую отсечку и МТЗ, на остальных - селективную отсечку мгновенного действия и МТЗ.

2. Расчет параметров схемы замещения и токов короткого замыкания

Схема замещения приведена на Рис. 2. Все сопротивления приведены к низшей стороне трансформаторов Т1 и Т2. Расчет выполнен в именованных единицах.

Рис.2 Схема замещения участка сети

2.1 Расчет удельных и полных сопротивлений линий

Удельное индуктивное сопротивление линии определяется по (1.1):

, (1.1)

где - среднее геометрическое расстояние между проводами, мм ([2], с.265, табл.6.29)( мм; мм);

- радиус провода, мм.

Для определения радиуса провода необходимо рассчитать длительно допустимый рабочий ток в проводе, для которого затем следует подобрать сечение.

,

где - поток мощности в линии, МВ·А;

- номинальное напряжение линии, кВ.

,

Коэффициент 1,05 учитывает потери в линии при протекании мощности нагрузки .

Расчет сечения по экономической плотности тока, как рекомендует ПУЭ, в действительности не определяет экономически целесообразного сечения. Дело в том, что при этом не учитываются стоимость электроэнергии, капитальные затраты на сооружение линии и приближенно учитывается число часов работы линии в году. Однако с целью упрощения расчетов допускается в релейной защите сечение проводов рассчитывать по экономической плотности тока.

,

где - экономическая плотность тока, А/мм² ([2], с.265, табл.6.31)

( А/мм²; А/мм²).

Сечения, получаемые в результате расчёта, округляются до ближайшего большего значения.

Удельное активное сопротивление линии:

,

где - удельное сопротивление, Ом·мм²/км ( для проводов марки АС =28,9);

- сечение провода.

Или же берётся из справочника.

Индуктивное сопротивление линии:

,

где - удельное индуктивное сопротивление линии, Ом/км;

- длина линии, км.

Активное сопротивление линии:

,

где - удельное активное сопротивление линии, Ом/км;

- длина линии, км.

Все сопротивления линии необходимо привести к стороне 10,5 кВ. С учётом этого:

,

,

где - сопротивления линии, приведённые к стороне 10,5 кВ;

- базовое напряжение линии;

- среднее напряжение в месте установки линии.

Расчёт проведём для линии W1.

А,

мм² ,

Выбираем ближайшее большее стандартное сечение мм² , находим радиус провода мм; мм.

Ом/км,

Ом/км,

Ом,

Ом,

С учетом того, что провода фаз расщеплены, получаем:

Ом,

Ом,

Ом,

Ом.

Результаты расчётов сводим в таблицу 1

Таблица 1. Исходные и расчетные параметры линий

Обозначение параметра	Значение параметра для линии
	W1	W2	W3	W4	W5	W6	W7
, А	389,7	216,5	43,3	389,7	77,6	39,4	24,3
, мм2	324,8	180,4	36,08	324,8	59,7	30,3	18,7
, мм2	2*150	185	35	2*150	70	35	25
,мм	8,4	9,45	4,2	8,4	5,7	4,2	3,45
, Ом/км	0,195	0,159	0,773	0,195	0,42	0,773	1,146
, Ом/км	0,394	0,387	0,438	0,394	0,346	0,365	0,377
, Ом	0,293	0,318	3,1	0,293	1,68	2,32	8,02
, Ом	0,591	0,774	1,75	0,591	1,38	1,1	2,64
, Ом	0,024	0,026	0,25	0,024	0,135	0,187	0,646
, Ом	0,047	0,062	0,14	0,047	0,11	0,089	0,21
, км	3	2	4	3	4	3	7

С учётом установки устройств АВР длительно допустимый рабочий ток в линии W4 А. Выбранное сечение этой линии удовлетворяет условию по допустимому току в проводе. Для АС - 150 А.([2], с.294, табл.6.54.А).

2.2 Расчет сопротивлений трансформаторов

Активное сопротивление трансформатора:

,

где - потери короткого замыкания, кВт ([2], с.287,табл.6.49, с.289, табл.6.51);

- номинальная мощность трансформатора, кВ·А.

Реактивное сопротивление трансформатора:

,

где - напряжение короткого замыкания, %.

Активное сопротивление трансформатора, приведённое к стороне 10,5 кВ.

Реактивное сопротивление трансформатора, приведённое к стороне 10,5 кВ.



В качестве примера рассчитаем сопротивления трансформатора Т1.

Ом,

Ом,

Ом,

Ом.

В таблице 2 приведены результаты расчетов всех трансформаторов.

Таблица 2. Исходные и расчетные параметры трансформаторов

Обозначение параметра	Значение параметра
	Т1,Т2	Т3	Т4	Т5	Т6
Тип трансформатора	ТДНС-10000/35	ТМН-2500/35	ТСЗ-630/10	ТСЗ-250/10	ТСЗ-400/10
, кВ	35/10	35/10	10/0,4	10/0,4	10/0,4
, кВт	60	23,5	7,3	3,8	5,4
, %	8	6,5	5,5	5,5	5,5
, Ом	0,06	0,376	1,84	6,08	3,38
, Ом	0,8	2,6	8,7	22	13,75
, Ом	0,037	0,037	2,111	3,79	3,79
, Ом	0,689	0,689	9,625	12,403	12,403

2.3 Расчет параметров энергосистемы

Параметры энергосистемы также приведены к стороне 10,5 кВ.

Сопротивление системы:

,

где - базовое напряжение, кВ;

- мощность трёхфазного КЗ на шинах подстанции 1, МВ·А.

Ом.

ЕДС системы:

,

кВ.

3. Расчет токов короткого замыкания

Расчёт токов КЗ выполняется для напряжения той стороны, к которой приводятся сопротивления схемы.

,

где - полное суммарное эквивалентное сопротивление от источника питания до расчётной точки КЗ, Ом.

Установившееся значение тока при двухфазном КЗ определяется по значению тока трёхфазного КЗ:

.

Расчёт токов КЗ производим без учёта подпитки со стороны нагрузки.

Рассчитаем токи КЗ в точке К1:

кА;

кА;

Результаты расчётов сведены в таблицу 3

Таблица 3. Результаты расчётов токов КЗ.

Численное значение параметра для точки КЗ	Параметр схемы
	,Ом	,Ом	,Ом	, кА	, кА
К1	0	0,133	0,133	45,6	39,5
К2	0,29	0,73	0,78	7,77	3,24
К3	0,293	0,724	0,78	7,77	3,24
К4	0,353	1,524	1,56	3,89	2,2
К5	2,03	2,9	3,54	1,71	1,15
К6	0,353	1,524	1,56	3,89	2,2
К7	3,86	5,21	6,35	0,95	0,73
К8	4,59	4,6	6,11	0,99	0,74
К9	12,61	7,24	14,55	0,42	0,35
К10	4,11	12,23	12,46	0,47	0,4
К11	10,67	26,6	28,9	0,21	0,18
К12	16,1	20,9	28,7	0,21	0,17

4. Защита цеховых трансформаторов 10.5/0.4 кв

Согласно ПУЭ ([6], с.305, п.3.2.58), в случаях присоединения трансформаторов к линиям без выключателей для отключения повреждений в трансформаторе должна быть предусмотрена установка предохранителей на стороне высшего напряжения понижающего трансформатора.

Выбираем для защиты цеховых трансформаторов Т4, Т5, Т6 предохранители типа ПСН из условий отстройки от максимального рабочего тока и от броска тока намагничивания при включении трансформатора на холостой ход.

Исходя из первого условия, например для трансформатора Т4,

.

,

где - мощность трансформатора, кВ·А.

А

По второму условию обычно принимают номинальный ток плавкой вставки, равным:

,

где 2,0 - коэффициент отстройки от броска тока намагничивания трансформатора.

 А

Реально бросок тока намагничивания может достигать (6 8) , но с учетом времени плавления вставки предохранителя расчетная кратность этого тока может быть уменьшена.

Выбираем для трансформатора Т4 предохранитель с номинальным током равным 80 А.

Результаты расчетов сводим в таблицу 4

Таблица 4. Расчет параметров плавких предохранителей

Обозначение на схеме	Мощность трансформатора, кВ·А	, А	Тип предохранителя	, А	, с
T4	630	36,37	ПКТ-102-10-80	80	1
T5	250	14,4	ПКТ-102-10-31	31,5	0,6
T6	400	23,09	ПКТ-102-10-50	50	2

Времятоковую характеристику предохранителя с наибольшим номинальным током 80А переносим из [9] на карту селективности. Известно, что отклонения ожидаемого тока плавления плавкого элемента при заданном времени плавления от типовых значений достигают 20%. Поэтому типовая характеристика должна быть смещена вправо на 20%. Построение предельной времятоковой характеристики производится по нескольким точкам.

5. Защита магистральной линии w5

Согласно ПУЭ ([6], с.315, п.3.2.93), на одиночных линиях с односторонним питанием от многофазных замыканий должна устанавливаться двухступенчатая токовая защита, первая ступень которой выполнена в виде токовой отсечки без выдержки времени, а вторая - в виде максимальной токовой защиты с независимой или зависимой характеристикой выдержки времени.

Устанавливаем двухступенчатую токовую защиту. Токовая отсечка на реле прямого действия типа РТМ, МТЗ - на РТ - 40. Токовая отсечка в данном случае может быть эффективной, так как достаточно велико различие между точками КЗ в месте подключения ближайшего трансформатора Т4 (1710 А) и в месте установки защиты (Q11) магистральной линии (3890 А).

Для определения типа трансформаторов тока двухступенчатой защиты рассчитаем максимальный рабочий ток, который равен сумме номинальных токов трансформаторов Т4, Т5, Т6 (табл. 1.2):

,

А

Выбираем ТПЛ - 10К класса Р, .

5.1 Селективная токовая отсечка без выдержки времени

Ток срабатывания селективной отсечки определяется по условию отстройки от максимального тока КЗ в конце защищаемого участка (линии W5), где подключен первый цеховой трансформатор:

,

где - коэффициент надёжности (, [9], с.26, табл.1-2).

А.

При расчёте токовой отсечки линии, от которой питаются несколько трансформаторов, следует дополнительно проверить надёжность отстройки токовой отсечки от бросков тока намагничивания силовых трансформаторов:

А,

.

Принимаем схему ТТ, соединенных в неполную звезду, в фазные провода которой включено реле РТ - 40.

Ток срабатывания реле:

,

где - коэффициент схемы (=1);

- коэффициент трансформации ТТ.

А.

Принимаем реле РТ - 40/20, с уставкой 18 А. Уточняем А.

Определяем наименьшее значение коэффициента чувствительности отсечки, соответствующее двухфазному КЗ в месте установки защиты. При КЗ у места установки защиты в минимальном режиме ([1], с.165).

,

.

Эта отсечка не должна срабатывать при КЗ в точке подключения ближайшего трансформатора ответвления. Ток КЗ в этой точке А. Ток срабатывания отсечки для реле типа РТМ А. Следовательно применение на данной линии токовой отсечки является достаточно эффективным.

5.2 Максимальная токовая защита

МТЗ отстраивается от суммы номинальных токов всех трансформаторов, подключенных к защищаемой линии.

Ток срабатывания защиты определяется:

,

где - коэффициент надёжности (для реле серии РТ-40=1,1 1,2; [9], с.15);

- коэффициент самозапуска (принимается минимальным значением 1,21,3);

- коэффициент возврата (для реле серии РТ-40 = 0,80,85);

- максимальный рабочий ток защищаемой линии в режиме его возможной перегрузки.

 А.

Согласно методике [3], зависимая характеристика времени срабатывания от тока реле РТ - 40 должна быть согласована с времятоковой характеристикой предохранителя трансформатора. Ток срабатывания РТ - 40 отстраивается от 1,2 тока плавления предохранителя, соответствующего времени плавления 5с:

А;

С учетом имеющихся уставок реле РТ - 40/6 и коэффициента трансформации ТТ:

,

где - коэффициент схемы (=1);

- коэффициент трансформации ТТ.

А.

А.

Коэффициент чувствительности при КЗ в основной зоне действия защиты (точка К5):

,

>1,5.

Определяем коэффициент чувствительности в зоне резервирования, т.е. при КЗ на шинах НН трансформаторов ответвлений:

>1,2;

>1,2 .

Проверка на 10% погрешность осуществляется при двухфазном КЗ для схемы соединения ТТ в неполную звезду. Кратность определяется по расчётному току отсечки:

,

.

По кривой предельной кратности для трансформатора типа ТПЛ - 10К Ом ([4], с.144, рис.7.6).

Фактическое расчетное сопротивление нагрузки:

,

где - сопротивления прямого и обратного проводов (Ом);

- переходное сопротивление в контактных соединениях (Ом).

,

Ом,

,

Ом.

Ом,

что меньше, чем Ом и, следовательно, полная погрешность ТТ <10%.

5.3 Выбор времени срабатывания максимальной токовой защиты

Ступень селективности для реле типа РТ - 40 принимается ?t =0,5с. Строим характеристику срабатывания РТ - 40 на карте селективности.

6. Расчет уставок защиты понижающих трансформаторов 37/10.5 кв

6.1 Дифференциальная защита от междуфазных коротких замыканий

В качестве основной защиты от междуфазных КЗ на одиночных трансформаторах мощностью и больше, устанавливается дифференциальная продольная токовая защита на основе реле ДЗТ - 11. Расчет проведен для однотипных трансформаторов Т1,Т2 для стороны 10,5кВ.

Таблица 6.1. Определение вторичных токов в плечах защиты

Наименование расчетного параметра	Значение параметра для стороны
	37кВ	10,5кВ
Первичный номинальный ток трансформатора , А
Коэффициент трансформации ТТ	600/5	600/5
Схема соединения обмоток ТТ	треугольник	звезда
Вторичный ток в плечах защиты , А
Тип ТТ	ТФН - 35М	ТПОФ - 10
Класс точности ТТ	Д	Д

За основную сторону принимается плечо с большим вторичным током, т.е. сторона низшего напряжения.

Предполагаем, что при дальнейшей работе будут учитываться только уравнительные обмотки, без дифференциальной.

Определим первичный ток небаланса, приведенный к стороне 10,5кВ, без учета третьей составляющей небаланса:

Где - половина суммарного диапазона регулирования напряжения на стороне НН.

А.

Определяем предварительное значение тока срабатывания защиты по условию отстройки от броска тока намагничивания, приведенного к стороне 10,5кВ:

;

А

Это условие при использовании реле ДЗТ - 11 является единственным, так как наличие торможения в этом реле позволяет в расчетах тока срабатывания не учитывать ток небаланса.

Таблица 6.2. Определение числа витков уравнительных обмоток

Наименование параметра	Расчетное значение
Ток срабатывания реле основной стороны, А
Число витков уравнительной обмотки основной стороны, расчетное, вит.
Число витков с основной стороны, округленное, вит.	16
Число витков уравнительной обмотки неосновной стороны, расчетное, вит.
То же, округленное, вит.	9
Третья составляющая небаланса, приведенная к стороне 10,5кВ, А
Ток небаланса с учетом третьей составляющей, приведенной к стороне НН, А	778+345,7=1124

Определяем число витков тормозной обмотки реле ДЗТ - 11, необходимое для обеспечения недействия защиты при внешнем трехфазном КЗ. (точка К4):

вит.;

Где - тангенс угла наклона касательной на графике тормозной характеристики реле типа ДЗТ - 11[1,4]. Принимаем ближайшее большее число витков тормозной обмотки .

Определим коэффициент чувствительности защиты при КЗ за трансформатором на выводах, когда ток повреждения проходит только через ТТ сторона 35кВ, и торможение в реле отсутствует.

В соответствии с [1,Таблица.1, Приложение 3] для схемы соединения обмоток ТТ в треугольник расчетный ток в реле при двухфазном КЗ за трансформатором равен:

А

Защита подключается к ТТ типа ТПОФ - 10, .

Коэффициент чувствительности:

Ток срабатывания защиты:

6.2 Максимальная токовая защита Т1, Т2 от токов при внешних КЗ

Область внешних КЗ трансформатора находится на стороне НН, включая в первую очередь сборные шины. Ток срабатывания защиты отстраивается от максимального рабочего тока, протекающего через трансформатор.

Для трансформатора Т1 рабочий ток обусловлен током нагрузок Н1, Н2 и током линии W5.

Определим ток срабатывания защиты:

,

где - коэффициент надёжности (для реле серии РТ-40 =1,2 1,4);

- коэффициент возврата (для реле серии РТ-40 = 0,80,85);

, - максимальный рабочий ток нагрузок Н1 и Н2;

- максимальный рабочий ток защищаемой линии в режиме его возможной перегрузки.

Максимальный рабочий ток нагрузки определяется:

,

A,

A.

Тогда A.

Для трансформатора Т2 рабочий ток обусловлен током нагрузок Н3, Н4.

A,

A,

,

A.

Выбираем ТТ типа ТВТ-35/10, .

Ток срабатывания реле РТ-40/10 для схемы ТТ, соединенных в треугольник:

,

A, A,

A, A.

Уточняем ток срабатывания защиты. A, A.

Проверяем коэффициент чувствительности при двухфазном КЗ за трансформаторами (для Т1 и Т2):

,

>1,5 ,

>1,5.

Выдержка времени защиты должна быть минимальной и согласованной с МТЗ отходящих присоединений:

,

где - ступень селективности (с).

Ступень селективности между защитой питающего трансформатора и защитой ВЛ - 10 кВ должна быть примерно 0,7 сек при максимальном токе КЗ в начале линии ([9],с.48).

с,

,

с.

Выбираем реле времени ЭВ-122, с. В.

6.3 Газовая защита

Газовая защита основана на использовании явления газообразования в баке повреждённого трансформатора. Интенсивность газообразования зависит от характера и размера повреждения, поэтому газовая защита различает степень повреждения и в зависимости от этого действует либо на отключение, либо на сигнал.

Газовая защита поставляется вместе с трансформатором и расчету не подлежит. В связи с недостатками поплавкового газового реле, отечественной промышленностью выпускается реле с чашкообразными элементами типа РГЧЗ - 66.

6.4 Максимальная токовая защита трансформаторов Т1 и Т2 от перегрузки

На трансформаторах защита от перегрузки выполняется действующей на сигнал посредством токового реле, устанавливаемого в одной фазе, поскольку перегрузка трансформатора возникает одновременно во всех трёх фазах. Чтобы избежать излишних сигналов при КЗ и кратковременных перегрузках, предусматривается реле времени, обмотки которого должны быть рассчитаны на длительное прохождение тока.

Ток срабатывания защиты выбирается из условия возврата токового реле при номинальном токе трансформатора:

,

где - коэффициент надёжности();

- коэффициент возврата().

А.

Защита подключена к тем же ТТ, что и защита от внешних КЗ. Ток срабатывания реле РТ - 40/6 равен:

,

где - коэффициент схемы().

А.

Ток уставки срабатывания А. Уточняем А.

Время действия перегрузочной защиты выбирается на ступень больше времени МТЗ трансформатора:

,

с.

Выбираем реле времени ЭВ-122, с. В.

7. Расчет уставок защиты понижающих трансформаторов 37/10.5 кв

7.1 Дифференциальная защита от междуфазных коротких замыканий

Расчет уставок дифференциальной защиты Т3 приведен ниже в таблицах. Там же ещё раз приведены результаты расчета для Т1,Т2.

Таблица 7.1. Определение вторичных токов в плечах защиты трансформаторов Т1,Т2,Т3

Наименование параметра	Значение параметра
	Т1	Т2	Т3
Тип трансформатора	ТДНС- 10000/35	ТДНС- 10000/35	ТМН- 2500/35
Первичный ток трансформатора, А	165/550	165/550	39/137
Группа соединения обмоток	Y/? - 11	Y/? - 11	Y/? - 11
Коэффициент трансформации ТТ	600/5	600/5	200/5
Схема соединения обмоток ТТ	?/Y	?/Y	?/Y
Вторичный ток в плечах защиты, А	4,6/2,38	4,6/2,38	3,43/1,69
Тип ТТ	ТФН - 35М ТПОФ - 10	ТФН - 35М ТПОФ - 10	ТФН - 35М ТПОФ - 10
Класс точности	Д/Д	Д/Д	Д/Д

Первичный ток небаланса, приведенный к стороне 10,5кВ:

А

Ток срабатывания защиты:

А;

Число витков тормозной обмотки реле ДЗТ - 11:

вит.;

Принимаем вит.

Расчетный ток:

А

А

Защита подключается к ТТ типа ТПОФ - 10.

Коэффициент чувствительности:

>2

Таблица 7.2. Определение числа витков уравнительной и тормозной обмоток для реле ДЗТ - 11 дифференциальной защиты трансформаторов Т1,Т2,Т3

Наименование параметра	Значение параметра
	Т1	Т2	Т3
Ток срабатывания защиты на ВН, А	715	715	50,7
Расчетный ток срабатывания реле с основной стороны, А	5,95	5,95
Расчетное число витков основной стороны, вит.	16,8	16,8
Принятое число витков основной стороны, вит.	16	16	45
Расчетное число витков неосновной стороны, вит.	8,8	8,8	22,2
Принятое число витков неосновной стороны, вит.	9	9	22
Первичный ток небаланса, А	778	778	190
Третья составляющая небаланса, приведенная к 10,5кВ, А	345,7	345,7	190
Ток небаланса с учетом третьей составляющей, А	1124	1124	380
Число витков тормозной обмотки, расчетное, вит.	4,88	4,88	16,5
Число витков тормозной обмотки, принятое, вит.	5	5	17
Ток в реле при двухфазном внешнем КЗ., А	18,3	18,3	7,77
Коэффициент чувствительности	3,1>2	3,1>2	3,5>2

7.2 Максимальная токовая защита Т3 от токов при внешних КЗ

Определим ток срабатывания защиты:

,

где - коэффициент надёжности (для реле серии РТ-40 =1,2 1,4);

- коэффициент возврата (для реле серии РТ-40 = 0,80,85);

- максимальный рабочий ток нагрузки Н5;

Максимальный рабочий ток нагрузки определяется:

,

A.

Тогда A.

Выбираем ТТ типа ТФН-35М, .

Ток срабатывания реле РТ-40 для схемы ТТ, соединенных в треугольник:

,

A, A,

Выбираем реле РТ - 40/6. Уточняем A

Выдержка времени защиты должна быть минимальной и согласованной с МТЗ отходящих присоединений:

,

где - ступень селективности (с).

с.

Выбираем реле времени ЭВ-122, с.

7.3 Максимальная токовая защита трансформатора Т3 от перегрузки

Результаты расчетов приведены в таблице 7.3 вместе с параметрами защит Т1, Т2.

,

где - коэффициент надёжности();

- коэффициент возврата().

А

,

где - коэффициент схемы().

А.

Ток уставки срабатывания А. Уточняем А.

Выбираем ТТ типа ТФН-35М, .

Время действия перегрузочной защиты выбирается на ступень больше времени МТЗ трансформатора:

,

с.

Выбираем реле времени ЭВ-122, с.

Таблица 7.3. Максимальная токовая защита трансформаторов от перегрузки

Наименование параметра	Значение параметра
	Т1, Т2	Т3
Номинальный ток трансформатора ВН, А	165	263,9
Ток срабатывания защиты расч./уточн., А	217/231	346,37/346,41
Коэффициент трансформации ТТ	800/5	1000/5
Ток срабатывания реле, расч., А	5,95	2,2
Тип реле	РТ-40/10	РТ-40/6
Ток уставки	6	2,1
Время срабатывания	1,5	1,5
Тип реле времени	ЭВ-122	ЭВ-122

7.4 Проверка ТТ по условию 10% погрешности

Для сокращения числа однотипных расчетов из трех комплектов защит трансформаторов Т1, Т2, Т3 выбираются ТТ, имеющие наибольшие значения предельной кратности и наибольшую вторичную нагрузку. Схема защит во всех случаях аналогична.

Предельная кратность для ДЗТ - 11 значительно больше, чем для двух реле тока, поэтому расчет проводим для дифференциальной защиты.

Для продольных дифференциальных защит первичный расчетный ток, при котором должна обеспечиваться работа ТТ с погрешностью не более 10% принимается равным наибольшему значению тока при внешнем КЗ. Из трех случаев расчета наибольшее значение предельной кратности получается для Т3:

,

А,

А,

.

По кривой предельной кратности для трансформатора типа ТФН - 35М,Ом ([4], с.144, рис.7.6).

Фактическое расчетное сопротивление нагрузки:

,

где - сопротивления прямого и обратного проводов (Ом);

- переходное сопротивление в контактных соединениях (Ом).

Ом,

что меньше, чем Ом и, следовательно, полная погрешность ТТ <10%.

8. Расчёт ступенчатой токовой защиты w2

Двухступенчатая токовая защита лини W2 выполнена на постоянном оперативном токе и содержит две ступени: первая ступень -селективная токовая отсечка без выдержки времени, вторая ступень - МТЗ с выдержкой времени. Рабочий длительно допустимый ток линии: А. Комплект защиты реализуется на основе реле РТ - 40. Схема соединения ТТ типа ТФН - 35М() - неполная звезда.

8.1 Селективная токовая отсечка без выдержки времени линии W2

По условию селективности с защитами остальной сети токовая отсечка без выдержки времени не должна работать за пределами защищаемой линии. Ток срабатывания защиты отстраивается от тока трёхфазного КЗ в конце защищаемой линии. Это точка К3, где А, приведённый к стороне 37 кВ.

,

А.

Ток срабатывания реле:

,

А.

А. Уточняем А.

Согласно ПУЭ ([6], с.290, п.3.2.16 и п.3.2.26), для токовых отсечек без выдержки времени, устанавливаемых на линиях 35 кВ и выше и выполняющих функции дополнительных защит, коэффициент чувствительности должен быть при КЗ в месте установки защиты в наиболее благоприятном по условию чувствительности режиме:

, где А, приведённый к стороне 37 кВ.

>1,2

8.2 Максимальная токовая защита с выдержкой времени W2

Ток срабатывания МТЗ выбирается из условия отстройки от максимального рабочего тока:

А.

Коэффициент самозапуска определяется через ток самозапуска, который рассчитывается как ток трехфазного КЗ за эквивалентным сопротивлением:

При заданных коэффициентах самозапуска нагрузок H3,H4,H5 сопротивление заторможенных ЭД, приведенных к стороне ВН трансформатора, определяется по формуле:



Сопротивление нагрузок, приведенных к стороне 37кВ:

Ом

Ом

Ом

Сопротивление параллельно - включенных нагрузок H3,H4:

Ом.

Сопротивление параллельных ветвей с трансформаторами Т2,Т3:

Ом

Ом

Результирующее значение параллельных ветвей:



Ом

Тогда

Ом

Ток самозапуска:

А

Коэффициент самозапуска:

А

Ток срабатывания МТЗ линии W2:

А

А.

Выбираем реле РТ - 40/10.

Коэффициент чувствительности:

>1,5

>1,2

Коэффициент отсечки:

Первичные токи срабатывания МТЗ и отсечки сохраняют свои значения. На выключатель Q4 ставим реле направления мощности РБМ - 171/1.

Определим длину мертвой зоны:

;

Реле мощности подключается к тем же ТТ и ТН типа НОМ - 35 - 66У1, .

А.

ВА; , Тогда:

км.

%

Время срабатывания защиты:

,

с.

Проверка ТТ на 10% погрешность:

А,

По кривой проведенной кратности для ТФН - 35М определяем Ом. Расчетное сопротивление определяется при следующих данных: Ом

,

Ом,

;

Ом<4 Ом.

9. Расчет ступенчатой токовой защиты w1

Трехступенчатая токовая защита линии W1 выполнена на постоянном оперативном токе и содержат следующие ступени: первая ступень - неселективная токовая отсечка, вторая ступень - селективная отсечка с выдержкой времени и третья - МТЗ. Комплект защиты реализуется на основе реле РТ - 40. Рабочий длительно допустимый ток линии А. Выбираем ТТ типа ТФН - 35М класса 0,5, . Схема соединений ТТ - неполная звезда.

9.1 Неселективная токовая отсечка без выдержки времени линии W2

ПУЭ допускает неселективное действие защиты, исправляемое последующим действием АПВ или АВР ([5], с.288, п.3.2.5).

Неселективная отсечка применяется для быстрого отключения КЗ в пределах всей защищаемой линии в тех случаях, когда это необходимо для сохранения устойчивости.

Неселективная токовая отсечка - мгновенная отсечка, действующая за пределами своей линии. Неселективная токовая отсечка отстраивается от тока трёхфазного КЗ в конце предыдущего участка.

Первичный ток срабатывания неселективной отсечки:

,

А.

По условию отстройки от бросков тока намагничивания трансформаторов, питающихся по линии W2:

,

А.

Ток срабатывания реле:

,

А.

Выбираем реле РТ - 40/50. А. Уточняем А.

Согласно ПУЭ ([6], с.290, п.3.2.16 и п.3.2.26), для токовых отсечек без выдержки времени, устанавливаемых на линиях 35 кВ и выше и выполняющих функции дополнительных защит, коэффициент чувствительности должен быть при КЗ в месте установки защиты в наиболее благоприятном по условию чувствительности режиме:

,

где А, приведённый к стороне 37 кВ.

>1,2

9.2 Неселективная отсечка без выдержки времени

По условию селективности с защитами остальной сети токовая отсечка без выдержки времени не должна работать за пределами защищаемой линии. Ток срабатывания защиты отстраивается от тока трёхфазного КЗ в конце защищаемой линии. Это точка К2, где А, приведённый к стороне 37 кВ.

,

А.

По условию отстройки от бросков тока намагничивания трансформаторов, питающихся по линии W1:

,

А.

Ток срабатывания реле:

,

А.

Выбираем реле РТ - 40/50. А. Уточняем А.

Коэффициент чувствительности:

,

где А, приведённый к стороне 37 кВ.

>1,2

9.3 Максимальная токовая защита с выдержкой времени

Для выбора тока срабатывания защиты необходимо определить значение .

Ом

Ток самозапуска:

А

Коэффициент самозапуска:

А

Тогда:

А,

Ток срабатывания и уставка:

А.

Выбираем реле РТ - 40/10. А. Уточняем А.

Коэффициент чувствительности:

>1,5

>1,2

Время срабатывания защиты:с. Выбираем реле времени ЭВ - 122,

с

На выключатель Q2 ставим двухступенчатую защиту: неселективную отсечку и МТЗ, а также реле направления мощности РБМ - 171/1, ТН - НОМ - 35 - 66У1, .

Расчет токовой отсечки:

А;

А.

Выбираем реле РТ - 40/20. А. Уточняем А.

Расчет МТЗ тот же, что и для выключателя Q1.

Определим длину "мертвой зоны"

;

А.

ВА; , Тогда:

км.

%

Длина "мертвой зоны" > 20% от длины линии.

10. Расчет двухступенчатой токовой защиты линии w4.

Токовая защита линии W4 выполнена на постоянном оперативном токе и содержит две ступени: неселективная токовая отсечка и МТЗ. Комплект защиты реализуется на основе реле РТ-40. Рабочий длительно допустимый ток линии Выбираем ТТ типа ТФН-35М класса 0,5; Схема соединений ТТ- неполная звезда.

10.1 Неселективная отсечка

Ток уставки для РТ - 40/50. Уточняем:

10.2 Максимальная токовая защита W4.

Определим :

Ток срабатывания защиты:



Ток срабатывания реле:

Ток уставки для РТ - 40/10. Уточняем: .

Проверка чувствительности:

>1,5

>1,2

Время срабатывания защиты:

Выбираем реле времени ЭВ-122,

11. Расчет двухступенчатой токовой защиты w3.

Токовая защита линии W3 содержит две ступени: неселективная токовая отсечка и МТЗ. Комплект защиты реализуется на основе реле РТ - 40. Выбираем ТТ типа ТПЛ- 10К, Схема соединений ТТ- неполная звезда.

11.1 Неселективная отсечка.

Ток срабатывания отсечки:

Ток срабатывания реле:

Уставка А, для РТ - 40/20. Уточняем: А.

11.2 Максимальная токовая защита W3.

Ток срабатывания защиты:

Ток срабатывания реле:

А;

Ток уставки А, для РТ - 40/6. Уточняем: А.

Проверка чувствительности:

>1,5.

12. Поочередное апв линий w1, w2 и трансформатора т1.

На обоих линиях и трансформаторе устанавливают устройства АПВ однократного действия типа РПВ-358. Использование поочередного АПВ в сочетании с неселективной отсечкой позволяет повысить быстродействие защит.

При кз. в начале второй линии срабатывают отсечки обеих линий: неселективная на W1 и селективная на W2. Так как заранее неизвестно, на каком участке произошло кз., то сначала включается от АПВ головная линия. Если отключение Q1 было вызвано кз. на собственной линии, и оно не устранилось в безтоковую паузу, то линия снова должна отключиться без выдержки времени неселективной отсечкой. Отключение в этом случае будет селективным, так как вторая линия и Т1 в это время еще не включены.

Если же отключение Q1 было вызвано кз. на второй линии и в Т1, то АПВ Q1 будет заведомо успешным. А чтобы первая линия осталась в работе после включения второй линии или Т1 от АПВ на кз., следует на некоторое время вывести из действия неселективную отсечку первой линии. В этом случае, включив от АПВ линию W2 или Т1 на неустранившееся кз., вновь своей защитой отключиться выключатель этого присоединения, а Q1 останется включенным. После этого неселективная отсечка линии W1 должна быть приведена в состояние готовности.

Время срабатывания устройства АПВ первой линии обусловлено временем готовности привода выключателя, временем дионизации среды в месте повреждения, временем возврата реле защиты:

Выдержка времени однократного действия АПВ второй линии будет определяться:

где - для выключателя МКП - 35.

Таким образом,

.

Окончательно принимаем

13. Автоматическое включение резервного питания.

АВР должно ввести в действие линию W4 при исчезновении напряжения на линии W2. Напряжение срабатывания защиты минимального действия определяется по формуле:

,

кВ.

Согласуем АВР с действием АПВ на линии W2:

;

Окончательно, принимаем