Размещено на http:\\www.allbest.ru\

80

ГРОЗНЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ им. акад. М.Д. Миллионщикова

ФАКУЛЬТЕТ АВТОМАТИЗАЦИИ И ПРИКЛАДНОЙ ИНФОРМАТИКИ

КАФЕДРА «ЭЛЕКТРОТЕХНИКА И ЭЛЕКТРОПРИВОД»

Курсовая работа

по курсу: «Релейная защита и автоматика»

на тему: «Расчет системы электроснабжения»

ВАРИАНТ №1

Выполнил:

Проверил:______________________

______________________

Грозный

2012 г.



Содержание

Введение

1. Исходные данные

2. Выбор сечения проводов (кабельные линии) ВЛ - 10 кВ

3. Выбор сечения проводов ВЛ - 110 кВ

4. Расчет токов короткого замыкания

5. Защита сети 0,4 кВ

6. Расчет защит электродвигателей 10 кВ

6.1 Расчет токовой отсечки

6.2 Расчет токовой защиты электродвигателя от перегрузки

6.3 Токовая защита нулевой последовательности

6.4 Расчет установок защиты минимального напряжения.

7. Максимальная токовая защита трансформатора 10/0,4кВ.

7.1 Выбор схем и установок защит трансформатора

7.2 Максимальная токовая защита на стороне высшего напряжения

7.3 I ступень - токовая отсечка

7.4Специальная токовая защита нулевой последовательности трансформаторов со схемой соединения обмоток Д/У-11 -10(6)/0,4кВ

8. Расчет защит двухобмоточных трансформаторов 110/10кВ

8.1 Расчет МТЗ

8.2 Максимальная токовая защита на стороне 110 кВ трансформатора

9. Расчет продольной дифференциальной токовой защиты трансформатора 63 мВА

9.1 Принципиальная электрическая схема силового трансформатора

10. Расчет защит ВЛ- 110 кВ

Список использованной литературы



Введение

В электроэнергосистемах одновременно эксплуатируются устройства релейной зашиты и автоматики на различной элементарной базе: электромеханические реле, блоки реле, шкафы и панели на интегральных микросхемах малой и средней степени интеграции (операционные усилители и логические элементы). Разрабатываются и внедряются устройства с использованием цифровых универсальных и специализированных микропроцессорных систем (программные устройства релейной защиты и автоматики).

При функционировании электроэнергетической системы возможны различные ее состояния: нормальный режим работы, утяжеленный (ненормальный), аварийный и послеаварийный режимы.

К утяжеленному относится режим, сопровождающийся сверхтоками перегрузок, сниженными амплитудой и (или) частотой напряжения, качаниями синхронных генераторов, однофазным замыканием на землю в сети с изолированной (компенсированной) нейтралью.

Аварийный режим наступает при возникновении короткого замыкания. Для ликвидации повреждения защиты должны воздействовать на отключение выключателей. При отказе защиты или выключателя ликвидация повреждения возможна после стоящей защитой.

Основное назначение релейной защиты - выявление повреждения и действие на отключение выключателей для отделения поврежденного электроэнергетического объекта.

Дополнительное назначение релейной защиты выявление утяжеленного режима и выдача информации о нем - действие на сигнал.

Основной называют защиту, которая должна действовать ранее других при внутренних повреждениях - при коротком замыкании на защищаемом элементе.

Резервная защита предусматривается для действия вместо основной и вместо защит смежных элементов при их отказе или отказе их выключателей.

Для описания устройств релейной защиты, пояснения состава и функционального назначения элементов используются различные способы изображения схем: структурные, функциональные и монтажные. Для решения задач схемотехники при проектировании и изучении релейной защиты и автоматики применяются принципиальные разнесенные схемы. В разнесенных схемах отдельно изображаются цепи переменного тока, содержащие вторичные обмотки трансформаторов тока и обмотки реле тока; цепи переменного напряжения от трансформаторов напряжения с обмотками реле напряжения; оперативные цепи, содержащие контакты измерительных и пусковых реле, обмотки и контакты логических и исполнительных органов защиты, электромагнитов привода выключателя. В ряде случаев используются поясняющие рисунки, содержащие элементы, как первичной схемы, так и релейной защиты.

В настоящее время в электронике оказалось возможным размещать большое количество законченных блоков функциональных элементов в одном корпусе. Поэтому разнесенные принципиальные схемы, составленные для таких корпусов и их соединений, становятся мало доступными для пояснения принципов действия и процессов в отдельных функциональных элементах релейной защиты и автоматики. При изучении принципов действия и анализе функционирования программных устройств релейной защиты и автоматики принципиальные схемы практически теряют смысл. Структурные схемы требуют подробного математического описания функций релейной защиты и процессов их реализации.

Процессы функционирования устройств релейной защиты могут быть представлены в виде последовательности действий, в результате выполнения которых после поступления входных воздействующих величин должно быть принято одно из двух возможных решений - отключить или не отключить присоединение. Такие процессы относятся к категории алгоритмических. Используется способ представления алгоритмов релейной защиты в виде их структурных схем.

Целью данной работы является оказание помощи при учебном проектировании релейной защиты и автоматики электроснабжения в соответствии с заданием.

Предложенное задание на учебное проектирование ограничивается относительно простыми по конфигурации распределительными сетями и понизительными подстанциями, для которых в работе предлагается произвести выбор защит, расчет их параметров и разработать указанные принципиальные электрические схемы согласно приложения к заданию. В работе приведены расчет токов короткого замыкания с приемлемыми для релейной защиты допущениями, выбор сечений кабельных и воздушных линий. Приведены также расчеты релейной защиты воздушных и кабельных линий, трансформаторов, высоковольтных электродвигателей, защиты 0,4кВ.



1. Исходные данные

Схема системы электроснабжения

Рис. 1

Таблица 1. Исходные данные для расчета релейной защиты схемы электроснабжения

1.	Номинальная мощность питающей системы, кВА	SС1	2500
		SС2	2000
2.	Сопротивление питающей системы, приведенное к номинальной мощности, о.е.	XСmin	0,15
		XСmax	0,2
3.	Напряжение системы	U	110
4.	Длина линий электропередачи, км	LW1	20
		LW2	15
		LW3	2,5
		LW4	2,8
5.	Удельное сопротивление ЛЭП, Ом/км	X0	0,4
6.	Номинальная мощность трансформатора, мВА	SH1,SH2	63
		SH3,SH4	1,6
7.	Номинальное напряжение трансформатора, кВ	U	10
			0,4
8.	Напряжение короткого замыкания и предел регулирования, %	UкТ1,UкТ2	10,5
		UкТ3,UкТ4	5,5
		?UТ1, ?UТ2	± 16
9.	Мощность потребителей от шин 10(6) кВ, мВА	S1	15
		S2	10
10.	Электродвигатели	М1	СДН -15-76-643
		М2	СДН -14-49-643
11.	Время срабатывания потребителей от шин 10(6) кВ, с	tS1	1,0
		tS2	0,5
12.	Мощность потребителей от шин 0,4 кВ, кВт	РH1	500
		РH2	500
13.	Время срабатывания потребителей от шин 0,4 кВ, с	tРН1	0,2
		tРН2	0,25
14.	Схему составить для		Т1

Примечание:

М1-СДН-15 76-643-Р_Н = 2500 кВт, U_Н =10 кВ; cos? = 0,9;

=7; ? = 0,96 %

М1-СДН-1250-23УХЛУ - Р_Н = 1250 кВт;

U_1Н = 6кВ или 10 кВ, ? = 96,8 %,

=6,79

М2-СДН-14-49 - 6У3 - Р_Н = 800 кВт;

I_Н = 10 кВ, к_i = 7,5; ?_Н =94%; cos = 0,9;

Р_Н = 1000 кВт; I_Н = 113 A; cos? = 0,89; к_i = 5,7; ?_Н =95,5%;

Р_Н = 800 кВт; I_Н = 92 A; cos? = 0,88; к_i = 5,5; ?_Н =95,2%;

где М₂- асинхронные электродвигатели А4 напряжением 6000В.



2. Выбор сечения проводов кабельной линии 10 кВ

Сечение кабельной линии необходимо для определения сопротивления ее, необходимого при расчете токов КЗ. Выбор производится на основе данных, приведенных в таблицах длительных токов и перегрузок кабелей до 10 кВ. Длительно допустимая нагрузка выбранного сечения должна быть не менее расчетной нагрузки кабеля в нормальном режиме. Сечения кабельных линий до 10 кВ выбирают по нагреву расчетным током и проверяют по термической стойкости.

Расчетный ток определяется для случая возрастания нагрузки кабельной линии при срабатывании АВР, т.е. включенном секционном выключателе:

мощность потребления от шин 0,4 кВ в этом случае:

Р_Н1 = 500 кВт - активная 1-ой секции 0,4 кВ

Р_Н2 = 500 кВт - активная 2-ой секции 0,4 кВ

С учетом активных и реактивных потерь в трансформаторе в компенсированной до cos? = 0.92 сети:

S₃ = S₄ = к_п (Р_Н1 + Р_Н2)/ cos?

S₃ = 1,06 (500 + 500) /0,92 = 1152 кВА

= 66,6 А

Согласно таблице 1.3.2 ПУЭ время трансформаторных перегрузок при срабатывании АВР - до 6 часов максимально. При прокладке в воздухе и земле с предварительной нагрузкой кабеля до 60% допустимая перегрузка по отношению к номинальной составляет 125% (к_пер = 1,25)

Длительно допустимый ток составляет:

А.

На основании таблицы 1.3. 18 ПУЭ выбираем кабель 10 кВ для прокладывания его в воздухе сечением 25 мм² (I_дл.доп = 65 А)

Для прокладывания кабеля в земле можно взять и 16 мм² (I_дл.доп = 60 А)

Выбираем S_min = 25 мм² (I_дл.доп = 65 А>53A)

Выбираем кабель ААБл - 3х25

По табл. 2.6. Л находим

r₀ = 1,24 Ом/км; х₀ = 0,099 Ом/км.

r_w3 = r₀ · L₃ = 1,24 · 3,1 Ом

х_w3 = х₀ · L₃ = 0,099 · 2,5 Ом

z_w3 = 3,1 + j 0,2475

Ом

z_w4 = 1,24 · 2,9 = 3,596 Ом

z_w4 = 0,099 · 2,9 = 0,287 Ом

z_w4 = 3,5 + j 0,287

Ом

б) с учетом перспективы развития сети и работы трансформатора в послеаварийном режиме:



I_рас = 1,3 = 84,1 А

S_эк = = 76,4 мм²

Выбираем кабель марки ААБл - 3х95.

По табл. 2.6. Л находим

r₀ = 0,326 Ом/км, х₀ = 0,083 Ом/км .

r_w3 = r₀ · L₃ = 0,326 · 2,5= 1,01 Ом

х_w3 = х₀ · L₃ = 0,083 · 2,500 = 0,207Ом

z_w3 = 1,01 + j 0,207

Ом

r_w4 = 0,326 · 2,8 = 0,913 Ом

x_w4 = 0,083 · 2,8 = 0,232 Ом

z_w4 = 0,913 + j 0,232

Ом

После вычисления токов короткого замыкания выбранный кабель необходимо проверить на термическую стойкость к току короткого замыкания,проходящему по этому кабелю за время срабатывания защиты линии.



3. Выбор сечения проводов ВЛ -110 кВ

Выбор линий проводов воздушных линий электропередачи производится по экономической плотности тока с последующей проверкой выбранного провода по нагреву.

Минимальное сечение провода по экономической плотности тока

[мм²]

где I_Р - расчетный ток, протекающий по проводам ВЛ, А

i_эк - экономическая плотность тока, А/мм²

В таблице 1.3.36. ПУЭ “Экономическая плотность тока” при числе использования максимума нагрузки в год 3000-5000 часов выбираем экономическую плотность для алюминиевых проводов

J_эк = 1,1 А/мм²

Нагрузку трансформатора 110/10 кВ можно посчитать:

а) для случая возрастания нагрузки при срабатывании АВР

Для этого необходимо вычислить суммарную длительную нагрузку на шинах 10 кВ:

?S = S₁ + S_м1 + S_w3 + S_w4 + S_м2 +S₂

даны по заданию: S₁ и S_2, М₁- синхронный электродвигатель СДН - 15 -76УЗ



=2500 кВт; U_Н = 10 кВ; =7; cos? = 0,9; ?_Н =0,96

= 2893 кВА

= 167,2 А;

М₂- синхронный электродвигатель СДН - 14 -49 - 6УЗ

Р_Н = 800 кВт; U_Н = 10 кВ; к_i = 75; ?_Н =94%; cos = 0,9

= 945мВА

S_w3 + S_w4 = 1152 мВА (из расчета сечения кабельной линии 10кВ)

?S =(15000 + 2893 +1152 + 945 + 10000) мВА = 29990 кВА

С учетом потерь в трансформаторе потребляемая мощность:

к_п·?S = 1,06 · 29990 = 31789 кВА

ток потребления:

= 159,78 А по стороне 110 кВ

А, приведенный к U=10кВ

мм².

С учетом поправки на температуру окружающего воздуха



S_H=мм²

принимаем сечение

ВЛ - 110 кВ S_эк = 185 мм²

б) с учетом перспективы развития сети и работы трансформатора в послеаварийном режиме:

I_рас = 1,3 = 411,6 А

S_эк = = 374 мм²

Выбираем провод стальалюминиевой марки АС - 400/51.

r₀ = 0,075 Ом/км, х₀ = 0,42 Ом/км

r₀ <х₀ - активным сопротивлением ВЛ - 110 кВ можно пренебречь.



4. Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов короткого замыкания производится: для проверки отстроенности защит от максимальных токов вне защищаемой зоны; ток в максимальном режиме работы системы используется для определения токов срабатывания токовых отсечек и токов небаланса дифференциальной токовой защиты; для проверки чувствительности защиты в защищаемой зоне или на смежном участке при осуществлении дальнего резервирования при минимальных расчетных токах .

При выполнении расчетов применяется ряд допущений:

- ЭДС источников совпадают по фазе в течение всего процесса ;

- не учитывается насыщение магнитных систем электрических машин, что позволяет считать постоянными и не зависящими от тока индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи;

- не учитывается емкости элементов короткозамкнутой цепи;

- 3-х фазная система считается симметричной. Составляется схема замещения. Выбираются места .

Расчетные точки - точки на линиях, шины подстанций, стороны ВН и НН трансформаторов. Секционные выключатели принято считать отключенными.

Находятся сопротивления элементов схемы и методом постепенного преобразования для места находится эквивалентное сопротивление.

Расчет проводим в именованных единицах по формуле:

,

где - напряжение расчетного участка

Zрез- результирующее полное сопротивление цепи К3, Ом;

Сопротивление систем и находим по выражению

Сопротивления линий и находим по выражению

Трансформаторы 110/10 с расщепленной обмоткой низшего напряжения.

Если обмотки НН объединяются, то тогда сопротивление трансформатора определяется как сопротивление двухобмоточного трансформатора для крайних положений РПН по формулам:

где максимальное и минимальное сопротивления трансформатора;

напряжения % при крайних положениях РПН трансформатора.

Согласно ГОСТу 721-74 не должно превышать для номинала напряжения 110 кВ - 126 кВ.

Если обмотки НН применяются расщепленными (для уменьшения токов КЗ), то трансформатор на схеме замещения представляется 3-х лучевой схемой:

Сопротивления лучей_:

Х_ВН = 0,125 Х_ВН-НН

Х _НН = 1,75 Х_ВН-НН

Для трансформатора мощностью 63000 кВа при U =110 кВ:

, соответствующее

, соответствующее

Схема системы электроснабжения

Рис. 2. Схема замещения

Рис. 3



Влияние нагрузки Е_НГ3, Е_НГ4 учитывается только на шинах 0,4 кВ, Е_НГ1, Е_НГ2 только на шинах 10 кВ. Для защиты не учитывается ток подпитки от асинхронной нагрузки (только для ударного тока в месте присоединения), поэтому подпитку от Е_НГ1, Е_НГ2 не учитываем.

Расчетная таблица 1. «Токи КЗ»

Режим Точка к.з.	Максимальный	Минимальный
	Z?, Ом	І(3), кА	Ступени U, кВ	Z?, Ом	І(3), кА	Ступени U, кВ	І(г), кА
К1	0,7935	83,7	115	1,058	62,8	115	54,6
К2	4,7935	13,86	115	5,058	13,14	115	11,43
К3	8,7935	7,56	115	9,058	7,34	115	6,38
К4	24,7935	2,68	115	39,058	1,7	115	1,48
К4	0,227	28,0	11	0,357	17,8	11	15,48
К4(с учетом подпитки)		28,92	11		18,72	11	16,3
К4(с учетом подпитки)		2,77	115
К8	0,6358	104,5	115	0,8464	78,53	115	68,52
К9	3,6358	18,28	115	3,8464	17,28	115	15,0
К10	6,6358	10,0	115	6,8464	9,7	115	8,44
К11	22,6358	2,93	115	36,8464	1,8	115	1,5
К11(без учета подпитки)	0,208	30,6	11	0,337	18,85	11	16,4
К11(с учетом подпитки)		30,90	11		19,15	11	16,7
К11(с учетом подпитки)		3,015	115

После расчетов токов к.з. в точках К₄ и К₁₁ необходимо проверить кабели, питающие линии W₃ и W₄ на термическую стойкость. Сечение кабеля на термическую стойкость для тока трехфазного замыкания проверяется в начале питания по:

,

где I_?- установившееся значение тока КЗ, А.

t_n- приведенное время тока КЗ, принимаем = 0,15 - время срабатывания отсечки.

K_T - температурный коэффициент, учитывающий ограничение допустимой температуры нагрева жил кабеля, K_T для алюминиевых жил = 85.

Для линии W₃:

мм².

Для линии W₄:

мм².

Принимаем S = 150 мм² для обоих линий W₃ и W₄.

; ; .



Расчетная таблица 2. «Токи КЗ» (продолжение)

Режим Точка к.з.	Максимальный	Минимальный
	Z?, Ом	І(3), кА	Ступени U, кВ	Z?, Ом	І(3), кА	Ступени U, кВ	І(г), кА
К5	0,415	15,32	11кв	0,6445	9,86	11кВ	8,58
К6	0,667	9,53	11кв	0,7567	8,4	11кв	7,3
К10	4,613	1,378	11кв	4,74	1,34	11кв	1,166
К11	0,0061	37,9	0,4кВ		36,88	0,4кВ	32,09
К12	0,429	14,82	11кВ	0,532	11,95	11кВ	10,4
К13	0,718	8,85	11кв	0,803	7,918	11кв	6,88
К14	4,624	1,375	11кв	4,75	1,338	11кв	1,166
К14		37,8	0,4кВ		36,8	0,4кВ

После определения сопротивлений на участках находим результирующее полное сопротивление цепи до точки ,приведенное к соответствующей ступени напряжения

В каждой расчетной точке находим ток КЗ по выражению:

,

где U_c- напряжение расчетного участка

Z_рез - результирующее полное сопротивление цепи до точки К3, Ом;

Значение токов к.з. записываем в таблицу «Токи КЗ»: токи подпитки



(c учетом подпитки)

токи подпитки

- приведенный к напряжению11кВ

- приведенный к 0,4 кВ

ток подпитки

, где

ток подпитки

- приведенный к 10 кВ.

- приведенный к стороне 0,4 кВ.

На сторону 110 кВ подпитка не оказывает практически никакого влияния.



5. Защита сети 0,4 кВ

Защита сети 0,4 кВ в трансформаторных подстанциях может производиться автоматическими выключателями типа «Электрон», А3700, ВА. Автоматические выключатели могут быть выполнены с полупроводниковыми расцепителями (селективными и неселективными); электромагнитными; электромагнитными и тепловыми расцепителями. Каждый выключатель обладает характерными для него защитными характеристиками или (время - токовыми характеристиками).

По условиям отстройки от пусковых токов (пиков нагрузки) желательно, чтобы ток и время срабатывания превышали расчетные значения не менее чем в 1,5 раза.

По условию селективности выключатель, который ближе к источнику питания, должен иметь время действия не менее чем в1,5 раза (при том же токе) больше времени действия выключателя нижней ступени. Так если автомат фидера ПР - 0,1 с, то вводной ПР - 0,15с, фидер ТП - 0,25с, секционный ТП - 0,4 с, вводной ТП - 0,6с с разбросом ±10%.

При выборе выключателя необходимо учитывать: номинальные значения напряжения и тока (цепи постоянного или переменного тока); предельной коммутационной способности; установки расцепителей в зоне короткого замыкания и нагрузок (ток срабатывания и время срабатывания).

1^ая ступень защиты - токовая отсечки без выдержки времени на выключателях мощных трансформаторных подстанций как правило работает неселективно. Так для (А 3790 ток , ВА55 и ВА75 зависит от их номинального тока и составляет 20 - 45 кА, а для выключателей «Электрон» ток Поэтому расчет параметров токовой отстройки сводится к сопоставлению значения тока с указанными значениями тока . Если неселективные действия не допускаются, но оказалось что , то необходимо либо принять другой выключатель, либо использовать не расцепитель, а отдельную токовую защиту. А на практике: 1^ая ступень выводится из работы, что завод-изготовитель категорически запрещает и увеличивается установка II ступени, («Электрон») что тоже делать нежелательно из-за ухудшения чувствительности II ступени.

Вторая ступень защиты - токовая отсечка с выдержкой времени.

1) По условию отстройки тока и времени выключателя ниже лежащей ступени

где ; - ступень селективности (для ВА55, ВА75 , А3790С ). - ток срабатывания 1-ой ступени ниже лежащей защиты.

Для исключения срабатывания при кратковременных нагрузках необходимо

где - для А3790С, ВА равен 1,5; для «Электрон» - 1,6

В трансформаторных подстанциях Pнт₃ и Pнт₄ питаются непосредственно со сборных шин 0,4 кВ секции выключателя или выключателя фидера, которые в свою очередь могут питаться с магистральных шинопроводов 0,4 кВ, при этом защита ввода ПР,фидера ТП,.. секционного выключателя определяются согласно их «обобщенной» нагрузки:

В качестве автоматического выключателя для такой нагрузки можно выбрать по условиям

,

.

Но в данном случае выбирать выключатель придется по предельной коммутационной способности (см. ток ). Такой коммутационной способностью обладает «Электрон» Э25 В с коммутационным током выключателя номинальным базовым током МТЗ - 1600 А.

Установку МТЗ второй ступени выбираем из пуска наиболее мощного асинхронного электродвигателя типа 4А (200 кВт, ) и остальной нагрузки.

Пусковой ток .

Остальная нагрузка .

По условию отстройки от кратковременных перегрузок для автомата «Электрон»



Установку III ступени защиты

I^”_с.з.= .

Для выбора установок максимальной токовой защиты производим расчет приближенным методом тока и коэффициент самозапуска обобщенной нагрузки .

Для определения сопротивления обобщенной нагрузки в режиме самозапуска в именованных единицах считаем, что мощность нагрузки равна максимальной рабочей мощности линии, а кабеля (кабели являются наиболее слабым элементом). Тогда

;

.

Нагрузку можно запитать 3 - 4 кабелями

сечением 120 мм² - А(при прокладке в траншее)

сечением 185 мм² -А (при прокладке в воздухе)



Сопротивление

Ом.

Суммарное сопротивление

Ом.

Ток самозапуска нагрузки

кА.

кА.

По наибольшему току срабатывания защиты - 3,269 кА выбираем кратность установки

.

Выставим кратность в зоне к.з. равной 3. Ток срабатывания защиты

Время срабатывания выключателя фидера ТП



Третья ступень защиты

Установка не настраивается. Она связана с номинальным током расцепителя. Для полупроводниковых расцепителей . В этом случае задача сводится к выбору расцепителя. Для расцепителей выключателя «Электрон»

- расцепитель выбран правильно.

Установка МТЗ в зоне перегрузки .

Время срабатывания согласно защитной характеристике в зависимости от положений переключателей и на лицевой панели полупроводникового блока РМТ - 1 и разброса - с.

Установки защиты секционного выключателя выбирается исходя из: максимального тока наиболее нагруженной секции; тока короткого замыкания на шинах 0,4 кВ; селективности с защитой выключателя фидера

В данной схеме токораспределение между фидером и секционным выключателем не меняется

Селективность обеспечим по времени

. Принимаем .

При выборе защиты ввода 0,4 кВ ТП-10/0,4 кВ исходим из: максимального тока нагрузки секций 1,2; максимального тока короткого замыкания на шинах 0,4 кВ - ; селективности с защитой секционного выключателя.

Максимальная нагрузка 2-х секций ?І=872^.2=1744А. Ток короткого замыкания 0,4 кВ ввода с учетом подпитки - 48,3 кВ.

Выбираем автомат электрон Э25В с номинальным током выключателя Ін.в. = 2500А, номинальным расцепителем - 2500 А.

Установка расцепителя 1,25I_н.расц.=1,25·2500=3125 А.

I_с.з.=3125·1,25=3906,25 А. - в зоне перегрузки.

МТЗ II степени

1) по условию от кратковременной перегрузки после АВР

,

где К^"- коэффициент, учитывающий некоторое увеличение тока ЭД секции при снижении напряжения подключения к ней самозапускающихся электродвигателей другой секции; К^"=1….1,3.

К_зап - самозапуска электродвигателей секции

2) по условию отстройки от тока и времени срабатывания защиты секционного выключателя.

По наибольшему из значений принимается І''_с.з.?7504А. Находим кратность

Ступени селективности для «Электрон»

Чувствительность защиты:



6. Расчет защит электродвигателей 10 кВ

М₁: кВт;А;

Трансформаторы тока можно применять с K_{та =} 200/5

А >

B качестве измерительного органа тока реле РТ-40,РСТ-11 (при переменном оперативном токе), РСТ-13 (на постоянном)

6.1 Расчет токовой отсечки

Первичный ток срабатывания токовой отсечки выбираем по условию отстройки от пускового тока электродвигателя по выражению:

где - коэффициент отстройки, учитывающий ошибку реле и наличие апериодической составляющей электродвигателя, для реле РТ-40 применяется 1, 4; для РТ-80 - 1, 8;

- пусковой ток электродвигателя при номинальном напряжении питающей сети.

Пусковой ток определяется по и

.

А

А

Установку применяем

А,

А

Чувствительность токовой отсечки при 2^х фазном к.з. на выводах эл. двигателя.

- взят из расчета токов к.з., сопротивлением питающего кабеля пренебрегли. Чувствительность достаточная. Защиту можно выполнить на реле РТ-40/50.

6.2 Расчет токовой защиты электродвигателя от перегрузки

Ток срабатывания защиты выбирается по условию отстройки от номинального тока электродвигателя:



где - коэффициент отстройки ( при соединении полной или неполной звездой)

А

выбираем

А; А.

Чувствительность не проверяется.

Выдержку времени выбираем в соответствии со временем пуска защищаемого электродвигателя. Применяем реле РТ-82/1(шкала - целочисленные значения 410А. Выдержка времени в независимой части характеристики до 16 сек.

6.3 Токовая защита нулевой последовательности

Ток срабатывания.

Защита от замыкания на землю согласно гл. 5.3.48 (ПУЭ) должна быть не более: для электродвигателей до 2 МВт - 10 А, для электродвигателя < 2 МВт - 5А.

Полагая сеть 10кВ с изолированной нейтралью применяем: защиту на отключение с реле РТ3-51 от трансформатора тока нулевой последовательности типа ТЗЛ .

Установка будет зависеть от емкости сети 10 кВ. Удельная емкость одной жилы кабеля относительно оболочки С_ол.уд для кабельных линий 10кВ находится в пределах (0,1-0,3)мкФ/км.

При этом ток срабатывания защиты от замыкания на землю электрически связанной сети будет:

I _cз = К _отс 3 С _ол.уд L U _ф,

Где К _{отс =} 2-2,5 при работе с выдержкой несколько секунд; К _{отс =} 3-5 при работе без выдержки времени;

L - длина линии, км;

Uф - напряжение фазы сети в нормальном режиме.

Расчет можно провести при использовании данных об удельных собственных емкостных токах при замыкании на землю, приведенных в таблице 10.1 Л10:

Согласно этой таблицы удельный собственный емкостной ток при замыкании на землю кабеля сечением 150мм² номинального напряжения

10кВ 3I_{0 уд} = 1,3A/kм

Собственный емкостной ток при замыкании на землю этого кабеля длиной l = 2,8 kм

3I₀ = 1,3 2,5 =3,25 A

Коэффициент чувствительности должен быть не менее 1,25 - 1,5. Поэтому установку срабатывания токовой защиты нулевой последовательности принимаем равной:

Ic.з = 3I₀ Кч = 3,25 1,3 = 2,5A; Ic.з = 2,5A;



При малых токах замыканиях на землю устанавливается защита нулевой последовательности на реле 33П-1А, Iсз-70 мА±30% на установке 1; 0,5А±30% на установке 2; 2,0А±30% на установке 3.

6.4 Расчет установок защиты минимального напряжения

Напряжение срабатывания 1-ой ступени защиты выбирается по условию определения самозапуска и возврата реле при восстановлении напряжения после отключения КЗ и принимается

Выдержка времени отстраивается от действия токовых отсечек и берется:

с.



7. Максимальная токовая защита трансформатора 10/0,4кВ

Трансформатор Т3(Т4)- Sн = 1600кВА

Основными видами повреждений таких трансформаторов являются:

1) многофазные (междуфазные) КЗ в обмотках и на их выводах;

2) однофазные замыкания, которые бывают двух видов: на землю и витковые.

Замыкание одной фазы на землю опасно для обмоток, присоединенных к сетям с лухозаземленными нейтралями. В этом случае защита должна отключать трансформатор. В сетях с нейтралями, изолированными через дугогасящие катушки, защита от однофазных замыканий на землю с действием на отключение устанавливается на трансформаторе в том случае, если такая защита имеется в сети .Отключение таких замыканий в сетях 6 или 10 кВ необходимо по условиям техники безопасности.

Hенормальными режимами считаются следующие:

1) внешние КЗ, при которых через обмотки трансформатора могут проходить токи, превышающие номинальные, что приводит к нагреву изоляции обмоток и ее старению или повреждению;

2) перегрузка трансформаторов, которая не влияет на работу системы электроснабжения, так как токи перегрузки, как правило, невелики и их прохождение допустимо в течение некоторого времени, достаточного, чтобы персонал принял меры по разгрузке трансформатора;

3)недопустимое понижение уровня масла, которое может произойти при повреждении бака трансформатора.



7.1 Выбор схем и установок защит трансформатора

Токовые цепи защит таких трансформаторов обычно выполняются по двухфазной, двух- или трехрелейной схемам неполной звезды.

Схемы включения реле тока (а) защит трансформатора Д/У-11 и

векторные диаграммы полных токов при однофазном КЗ на стороне НН (б)

Рис. 4

7.1 Максимальная токовая защита на стороне высшего напряжения

Ток срабатывания максимальной токовой защиты на стороне высшего напряжения I_с.з.:

где - коэффициент отстройки,

коэффициент возврата токового реле защиты: для РТ-40=0,85; РСТ-11,15=0,9;

РТ-85=0,8 при наличии АВР на стороне 0,4 кВ.

- коэффициент самозапуска электродвигателей обобщенной нагрузки; если двигателя не оборудованы устройством самозапуска, применяется 1,2?1,3; при промышленной «обобщенной» нагрузке зависит от числа электродвигателей, обычно

По условию обеспечения бездействия защиты после работы АВР

где - максимальный рабочий ток секции 0,4 кВ, который подключается к рассчитываемому трансформатору при срабатывании АВР; принимается равным 0,6?0,7 I_ном.тр.

А

А при отсутствии самозапуска

А.

Выбираем трансформаторы тока 300/5;

;

применяется

А,

А;

;

применяется

А.

Время срабатывания максимальной токовой защиты применяем на ступень селективности с больше, чем время срабатывания I ступени ввода 0,4кВ с).

ввода 0,4 кВ=0,6 сек;

ввода 0,4кВ+?t;

с.

а) В случае выбора реле РТ-40,РСТ-13 принимаем установки:А (при отсутствии самозапуска), А (при К_зап=2).

А

А

с - реле времени с замыканием, замыкающим контактом на постоянном токе РВ-112 или РВ-122, РВ-01.

б) при выборе защиты на РТ-81/1 для достижения селективности со ступенью селективности 0,4?0,5с и временем срабатывания с необходимо:

1) построить характеристику зависимости времени срабатывания реле от кратности тока

2)построить прямую, соответствующую (1,0-1,1)с;

3) определить кратность

, где

А

Применяем I_cp=10 А (максимальная установка РТ-81).

В пересечении прямых t=1,1с и кратности I_p/I_c.p.=2,3 находим точку, принадлежащую одной из кривых семейства характеристик РТ-81.

В данном случае - это кривая, в независимой части которой t_cp=0,5 с.

А

на установке равно 6с.

при с (независимая часть характеристики)

при

с

Чувствительность защиты проверяем при 2-х фазном КЗ за трансформатором в:

а) схеме 3-х релейного исполнения.

б) при 2-х релейном исполнении:

Чувствительность недостаточна поэтому применяем 3-х релейную схему, а на стороне 0,4 кВ устанавливаем специальную защиту нулевой последователь-ности главным образом для резервирования однофазных КЗ на землю в сетях 0,4 кВ.

7.2 I ступень - токовая отсечка

Ток срабатывания токовой отсечки можно выбирать по выражению:

где К_отс - коэффициент отстройки зависящий от типа применяемого реле тока, при РТ-40; К _отс = 1,6 для защиты на реле РТ-85; при использовании полупроводниковых и цифровых реле.

мах - ток протекающий в месте установке защиты при 3^х фазном КЗ на стороне НН в максимальном режиме работы системы.

Выбираем тип реле с учетом значения тока срабатывания реле:

применяем 50А. А

коэффициент чувствительности защиты определяется для случая 2^х фазного КЗ в месте ее установки.

где - ток 2^х фазного КЗ на выводах ВН трансформатора

По коэффициенту чувствительности отсечка должна быть >2.

На реле РТ-81/1 устанавливаем кратность электромагнитного элемента

.



7.3 Специальная токовая защита нулевой последовательности трансформаторов со схемой соединения обмоток Д/У-11 -10(6)/0,4кВ

При однофазном КЗ для трансформатора расчетный ток в реле определяется по току однофазного короткого замыкания , который обычно вычисляется без учета сопротивления питающей сети по выражению:

Для практических расчетов по выражению:

В таблице П-4 (Л3 стр.273) значения для трансформаторов с соединением

Мощностью 1000кВА равно 0,009 Ом.

Мощностью 1600кВА равно 0,006 Ом.

Мощностью 2500кВА равно

На стороне 0,4кВ для трансформаторов 1000кВА

кА

для трансформаторов 1600кВА

кА

Для трансформаторов со схемой соединения обмоток Д/У-11 ток , поскольку у этих трансформаторов (причем этот ток вычислен с учетом сопротивления питающей сети), т.е.

для трансформаторов 1000кВА.

кА

для трансформаторов 1600кВА

кА.

Выбирается ток и время срабатывания специальной защиты нулевой последовательности на стороне 0,4кВ.

· где

- коэффициент учитывающий кратковременную перегрузку трансформатора по ГОСТ 1402-69 и ПУЭ.

I_HT - номинальный ток трансформатора;

- коэффициент трансформации.

А

Выбираем трансформатор ТШЛ-0,5,

Динамическая устойчивость - 130

1-но секундная термическая устойчивость - 50.

А

Применяем А

А

реле РТ-40/20

Коэффициент чувствительности:

где - минимальное значение тока однофазного КЗ на сборных шинах или вблизи них на стороне НН ТП

-первичный ток срабатывания защиты



8. Расчет защит двухобмоточных трансформаторов 110/10кВ

Трансформатор Т1(Т2)- Sн = 63000кВА

8.1 Расчет МТЗ

Защита от внешних КЗ служит для отключения трансформатора при КЗ на сборных шинах или на отходящих присоединениях, если релейная защита или выключатели этих элементов отказали в работе. Одновременно МТЗ используется и для защиты от повреждений в трансформаторе как резервная при отказе основных защит.

С учетом АВР на стороне НН ток срабатывания защиты определяется по выражению:

где =1,2, =0,8 для реле РТ-40

- максимальные значения токов нагрузки секций: - от которой при действии АВР подается напряжение, - на которую подается напряжение, - коэффициент самозапуска двигателей нагрузки Н₂.

1.Токи трехфазного короткого замыкания в максимальных и минимальных режимах берем из таблицы « Токи КЗ ».

2.Рассчитывается ток самозапуска нагрузки с учетом того, что нагрузка - типа «обобщенной» () сопротивление обобщенной нагрузки, отнесенное к и :

Ом.

Ток самозапуска стороны 110 кВ:

,

А.

По отношению к

А

Коэффициент самозапуска



Ток самозапуска, проходящий по стороне НН:

3.Выбирается ток срабатывания селективной максимальной защиты с независимой характеристикой, установленной на секционном выключателе СВ (10кВ). Максимальный рабочий ток через СВ может быть в худшем случае равен рабочему току любого из трансформаторов. В свою очередь, для каждого из трансформаторов максимальный рабочий ток при введенном АВР не должен быть более 0,65 - 0,7 , с тем, чтобы не вызвать недопустимую перегрузку оставшегося в работе трансформатора. Тогда

;

А, принимаем равным 6500А

в основной зоне.

в резервной зоне.

Уменьшим установку с учетом чувствительности в резервной зоне.

. Принимаем 6000 А.

А; А.

По условию согласования по чувствительности с защитой фидера и отстройки от наибольшего тока нагрузки по выражению.

где коэффициент надежного согласования (РТ-40 и РТ- 80 К_отс=1,3)

наибольший из токов срабатывания предыдущих защит (токовых отсечек трансформаторов, пусковых токов двигателей).

наибольший ток линии за вычетом тока линии с которой производится согласование.

Нагрузка на секцию мВА (без учета нагрузки с которой согласуем)

А.

А.

А.

А.

А.

Применяется установка 5160 А. Выбрана установка при которой защита достаточно чувствительна, поэтому нет необходимости установки пуска по напряжению.

Время срабатывания защиты.

Защита по времени отстраивается от отсечки фидера (ТП-10/04)

с.

Ускорение защиты можно не выполнять (с.)

Если защиту СВ-10 выполнить с комбинированием пуском по напряжению, то

. Принимаем А.

А.

8.2 Максимальная токовая защита на стороне 110 кВ трансформатора

Выбирается ток срабатывания максимальной токовой защиты на стороне 110 кВ трансформатора.

1) По условию

с учетом того, что в некоторых режимах трансформатор может быть нагружен до 1,3 (при отсутствии второго трансформатора), ток срабатывания его максимальной защиты



А (387% )

2) По условию включения дополнительной нагрузки при срабатывании АВР

А,

считая, что каждый трансформатор загружен до 70 %.

По условию

согласования с защитой секционного выключателя СВ=10 кВ

А.,

берется из таблицы 2 - 4.

В этом случае рассматривается удаленное к.з. на одной из линий, отходящей от соседней секции (питающейся через СВ), при отказе защиты или выключателя этой линии. При таком к.з. нагрузка первого трансформатора может оставаться примерно равной максимальной рабочей.

Таким образом для защиты трансформатора применяется I_с.з.?1229 А. Для трансформаторов I_н=317 А применяются трансформаторы ТВТ - 110 с КТА = 600/5, так как (1,3 Х 317 =412А) и мощности таких трансформаторов достаточно чтобы обеспечивать точную работу.

А. Принимаем А.

А

Защита действует с ускорением при включении вводов на К3 - I-ая ступень, на отключение ввода при действии К3 - II ступень, на включение короткозамыкателя или отключение выключателя 110кв - III ступень.

Если чувствительность защиты недостаточна, то применяется МТЗ с пуском по напряжению (К_зап при этом равен 1).

Устанавливается типовой пусковой орган напряжения, который состоит из фильтра-реле обратной последовательности типа РНФ - 1М и минимального реле напряжения, включенного на одно из междуфазных напряжений через раз-мыкающий контакт фильтра - реле(если защита выполнена на постоянном опе-ративном токе - размыкающий, замыкающий, если защита на переменном опе-ративном токе) или пусковой орган с тремя реле минимального напряжения,включенных на различные междуфазные напряжения трансформаторов напряжения.

Рис. 6 Функциональная схема МТЗ с пуском по напряжению (а) и схемы цепей переменного напряжения (б) и оперативного тока (в)



От ТV

Рис. 7 Схемы комбинированного пуска от реле минимального напряжения и реле напряжения обратной последовательности (а) к цепей оперативного тока (б)

3) Установка КV на несрабатывание при минимальном рабочем напряжении. Ток срабатывания КА отстраивается не от , а от тока нагрузки нормального режима

можно принять

Можно принять

Принимаем

А.

А.

Проверяем по условию отстройки защиты секционного выключателя (выполненной с комбинированным пуском по напряжению)

А

Принимаем

А

- в основной зоне;

- в резервной зоне.

Выбирается напряжение срабатывания комбинированного пускового органа напряжения. Напряжение срабатывания реле минимального напряжения определяется исходя из условия обеспечения возврата реле после отключения внешнего к. з. Ниже 40 В брать нельзя.

Принимаем В, В.(коэффициент чувствительности не учитывается). Напряжение срабатывания фильтра-реле РНФ - 1М выбирается из условия обеспечения отстройки от тока небаланса фильтра в нормальном режиме. В, что соответствует минимальной установке РНФ-1М с пределами шкалы В.



9. Расчет продольной дифференциальной токовой защиты трансформатора 63 мВА

Расчет выполняется для двухобмоточного трансформатора 110/10 кВ. мощностью 63 мВА с расщепленными вторичными обмотками, соединенными параллельно. Трансформатор имеет встроенное регулирование напряжения под нагрузкой на стороне ВН в пределах ±16% от номинального.

Исходная схема, значения токов трехфазного тока к. з. в максимальном и минимальном режиме приведены в «Расчете токов короткого замыкания».

Порядок расчета согласно «Руководящим указаниям по релейной защите». Вып 4. следующий (см. расчетную таблицу).

I. Определяются первичные токи для обеих сторон защищаемого трансформатора, соответствующие номинальной мощности.

II. Исходя из коэффициентов трансформации, используемых для защиты трансформаторов тока, определяются соответствующие вторичные токи в плечах защиты.

III. Определяются первичные максимальные токи к. з., проходящие через защищаемый трансформатор при внешних повреждениях на всех его сторонах (значения токов к. з. взяты из «Расчета тока короткого замыкания»)

IV. Определяются расчетные первичные токи небаланса без учета небаланса, обусловленного неточностью установки расчетного числа витков.

V. Определяется ориентировочное значение первичного тока срабатывания защиты без учета составляющей тока небаланса, обусловленного неточностью установки релейного числа витков.

VI. Производится предварительная проверка чувствительности с целью выяснении в первом приближении возможности выполнения защиты с реле типа РНТ-565,РСТ-15 или необходимости использования реле ДЗТ.

При двухфазном к.з. на стороне 10кВ трансформатора в минимальном режиме ток повреждения проходит и через трансформаторы тока стороны 110 кВ, соединенные в - ник. В этом случае расчетный ток в реле дифференциальной защиты в двухрелейном исполнении для схемы ника с двумя реле (токораспределение в цепях дифференциальной защиты трансформатора при двухфазном к.з. в точке К4 показаны на рис) определится:

Дифференциальная токовая защита -основная быстродействующая защи-та трансформатора. Дифференциальную токовую защиту трансформаторов с регулированием под нагрузкой рекомендуется выполнять для повышения чувствительности на дифференциальном реле ДЗТ с торможением по двух-релейной схеме, обмотки которых включены в цепи трансформаторов тока, соединенный на стороне 110 кВ в «треугольник»,на стороне 10 кВ - «в звезду».

Трансформаторы тока выбираем исходя из номиналов токов и напряжений.

1) Определяем номинальные токи трансформатора:

2)

А; (сторона 110 кВ)

А; (сторона 110 кВ)

А. (сторона 10 кВ)



3) Токи в послеаварийном режиме

А на стороне 110кВ

А на стороне 10 кВ

4) Выбираем встроенные трансформаторы тока ТВТ - 110 -600/5 для стороны 110 кВ; ТПШФА-10 - 5000/5 или ТПШФА - 20 - 5000/5 для стороны 10 кВ.

Из расчетов токов короткого замыкания, при к. з. за трансформатором

кА

кА

Наименование величины	Численные значения для стороны
	115 кВ	11 кВ
Первичный номинальный ток трансформатора, А
Коэффициент трансформации трансформатора тока, КТА
Схема соединения
Вторичный ток в плечах, А		3,31

Первичный ток небаланса,обусловленный погрешностями трансформаторов тока и регулированием напряжения

Iнб = (Капер Кодн U*)

Iнб = (1 1 0,10,16) 2,68 = 0,697 kA

Предварительное значение первичного тока срабатывания защиты при отстройке от тока небаланса

= Котс Iнб

= 1,3 0,697 = 0,907 кА

Значение первичного тока срабатывания защиты при отстройке от броска тока намагничивания

= Котс Iном

= 1,3 0,316 = 0,411кА

без торможения

907А2,8 1,5 . (I_с.з=(3 - 4)·

допускается только для маломощных трансформаторов)Необходимо установить защиту с торможением ДЗТ-11 или ДЗТ-21(23). При ДЗТ-11

Место установки тормозной обмотки реле ДЗТ - 11: плечо НН.

Принимаем реле типа ДЗТ-11 с одной тормозной обмоткой, которую присоединяем к ТТ 10 кВ. ТТ 110 кВ присоединяем к второй уравнительной обмотке, а ТТ 10 кВ присоединяем к тормозной и первой уравнительной обмотке. В этом случае при внешних к. з., например на шинах 10 кВ, селективность (несрабатывание) защиты обеспечивается торможением реле током к. з., а при к. з. в зоне защиты торможение отсутствует.



Рис. 8 Схема соединений ТТ и реле типа ДЗТ-11

5) Первичный ток небаланса без учета составляющей, обусловленной неточностью установки числа витков :

А, где А

5) Ток срабатывания защиты выбирается только по условию отстройки от броска тока намагничивания

А

определяется:

А

6)Определяются числа витков обмоток ДЗТ для выравнивания М.Д.С.. На коммутаторе ДЗТ можно подобрать любое целое число как рабочей, так и уравнительных обмоток. Расчет начинается с выбора числа витков обмотки НТТ, включенной в плечо ВН, т.к. эта сторона регулируемого напряжения.



Таблица 1. Определение числа витков обмоток НТТ

№	Обозначение величины и расчетное значение	Численное значение
1.
2.		вит.
3.	(ближайшее целое)	12 витков
4.		А
5.	(сторона ВН)	А
6.	(сторона НН)	А
7.		вит.
8.	(ближайшее целое число)	17 витков
9.
10.		А
11.	Окончательно принятые числа витков (сторона НН) (сторона ВН)	17 витков 12 витков
12.	Проверка
13.	Принимаются	17 витков - 12 витков -

Определяется число витков тормозной обмотки по выражению

,

где Ik.макс.вн. - периодическая составляющая тока (при t = 0 c) при расчетном внешнем трехфазном при к.з. за трансформатором,где включена тормозная обмотка, в максимальном режиме работы системы с учетом влияния РПН трансформатора;

Iнб - ток небаланса;

- расчетное число витков рабочей обмотки реле на стороне, где включена тормозная обмотка;

Котс - коэффициент, учитывающий ошибку реле;

tg - тангенс угла наклона к оси абсцисс касательной, проведенной из начала координат к характеристике срабатывания реле, соответствующей минимальному торможению.

Принимается для ДЗТ-11 равным 0,75

6,89

Принимаем ближайшее большее целое число витков обмотки число витков тормозной обмотки(=7)

Определяется коэффициент чувствительности при к.з. за трансформатором в зоне действия защиты, когда ток повреждения проходит только через трансформаторы тока стороны 110 кВ и торможение отсутствует. По таблице 2.1. для схемы соединения трансформаторов в треугольник расчетный ток в реле

А

При прохождении тока к.з. на стороне ВН

А

Для трансформаторов 63 мВА считается необходимым Для этого необходимо установить дифференциальную защиту на реле ДЗТ - 21 или ДЗТ - 23

Производится проверка трансформаторного тока на стороне 110 кВ типа ТВТ-110.

а) Проверка на 10% - ю погрешность производится по расчетным условиям МТЗ, поскольку они более тяжелые по сравнению с дифференциальной защитой.

А, но с учетом того, что реле этой защиты включены в цепи дифференциальной защиты. При определении учитывается, что в схемах, использующих энергию предварительно заряженных конденсаторов для ЭВ (ЭО), и а также токовые промежуточные реле типа РП-361 и токовые реле времени РВМ-12 или РВМ-13, применяемые в схемах с дешунтированием ЭВ.

Значение предельной кратности К₁₀

,

где - первичный номинальный ток трансформатора тока

- первичный расчетный ток, при котором должна обеспечиваться работа трансформаторов тока с погрешностью не более 10%

По кривой предельной кратностей ТВТ-110 при К_ТА=600/5. Ом. Для двух последовательно включенных одинаковых обмоток