Релейная защита типовых элементов СЭС

Размещено на http://www.allbest.ru//

Размещено на http://www.allbest.ru//

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

«КУЗБАССКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМЕНИ Т.Ф.ГОРБАЧЕВА»

Кафедра электроснабжения горных и промышленных предприятий

Пояснительная записка к курсовому проекту

«Релейная защита типовых элементов СЭС»

по дисциплине

«Релейная защита и автоматика»

Выполнил студент IV курса

группы ЭРБ-161 Института энергетики

Акпаров Ш.А.



Введение

релейная защита трансформатор

В процессе эксплуатации систем электроснабжения (СЭС) в ней могут возникать повреждения и ненормальные режимы работы. К наиболее опасным и частым повреждениям относятся короткие замыкания (КЗ). Вследствие КЗ нарушается нормальная работа СЭС. Кроме того, опасность представляет также термическое и динамическое действие тока КЗ на токоведущие части электрооборудования. Иногда в эксплуатации возникают ненормальные режимы, вызванные перегрузкой электрооборудования. При этом по неповрежденному электрооборудованию проходят значительные токи, которые приводят к преждевременному старению изоляции, износу электрооборудования.

Для предотвращения развития аварии и уменьшения размеров повреждения при КЗ и перегрузках необходимо быстро выявить и отключить поврежденный элемент СЭС. Для этих целей используются устройства релейной защиты.

В ходе проектирования требуется разработать релейную защиту типовых элементов СЭС: силового трансформатора, линии электропередачи, высоковольтного электродвигателя и устройств автоматики.

Релейная защита элементов СЭС должна отвечать требованиям «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ) шестого и седьмого изданий, которые предъявляются ко всем устройствам релейной защиты.

Задание на курсовой проект

Задание на проектирование: разработать защиту силового трансформатора, линии электропередач, высоковольтного электродвигателя и устройств автоматики.

Исходные данные для расчета представлены на рис.1 и в табл.1. Они содержат сведения о параметрах энергосистемы (Uс - напряжение системы, соответствующее стороне высшего напряжения (ВН) подстанции; Sс - мощность системы) и нагрузка потребителей, присоединенных на стороне низшего напряжения (НН) подстанции.

Рис.1. Расчетная схема СЭС

2. Выбор элементов СЭС

2.1 Выбор электродвигателя

По заданной мощности (2000 кВт) выбираю электродвигатель 2АЗМII-2000/6000-У4.[см. 8 с. 201]

Технические данные выбранного электродвигателя приведены в таблице 2.1.1.

Таблица 2.1.1

Технические характеристики электродвигателя.

Номинальные данные	Пусковые характеристики
Pн,кВт	Uн,кВ	n,об/мин	з	cosц	Iп/Iн	Mп/Mн	Mmax/Mп
2000	6	3000	96,5	0,91	4,8	0,8	2,1

Расчет параметров электродвигателя

Полная мощность

где Pн - активная мощность АД, кВт;

Sном.дв - полная мощность АД, кВА.

Номинальный ток двигателя

где Iном.дв- номинальный ток АД, А;

Sном.дв - полная мощность АД, кВА;

Uном.дв - номинальное напряжение АД, кВ.

Пусковой ток

,

где Iп - пусковой ток АД, А;

Iном.дв- номинальный ток АД, А.

4)Пусковое сопротивление

Ом,

где Uном.дв - номинальное напряжение АД, кВ;

Iп - пусковой ток АД, А.

2.2 Выбор сечений кабельных линий

Протяженность ЛЭП

а) Выбор сечения по экономической плотности тока

Рабочий ток линий W1-W4 в нормальном режиме:

, А,



Выбирается сечение кабеля по условию:

Где Fэк - экономически целесообразное сечение, мм2; гдеА/мм2 для Тmax=3000-5000 ч (кабели с резиновой и пластмассовой изоляцией с медными жилами)[7]; Iраб.норм - рабочий ток в нормальном режиме, А.Экономически целесообразное сечение округляется до ближайшего стандартного сечения в большую или меньшую сторону (Fэк ~ Fст).Предварительно выбираем сечение кабеля:

Для W1(2) принимаем кабель марки ПВП-6, сечением мм2 с допустимой токовой нагрузкой А.

Для W3(4) принимаем кабель марки ПВП-6, сечением мм2 с допустимой токовой нагрузкой .

б) Выбор сечений проводников по нагревуМаксимальный рабочий ток линий W1-W4 для наиболее тяжелого режима:

Определяются поправочные коэффициенты:

K1 - учитывает влияние температуры земли и воздуха.

K2 - учитывает удельное сопротивления земли.

K3 - учитывает влияние рядом проложенных кабелей.

K1=0,93;

K2=1;

K3=0,93.

Табличное значение длительного допустимого тока кабеля корректируется с учетом поправочных коэффициентов:

где K1 - учитывает влияние температуры земли и воздуха; K2 - учитывает удельное сопротивления земли; K3 - учитывает влияние рядом проложенных кабелей; Iдоп - длительно допустимый ток кабеля, А.Выполняется проверка предварительно выбранного кабеля:

Принимаем кабель марки ПВП-6, сечением мм2 с допустимой токовой нагрузкой А.(прокладка в плоскости)

Проверка кабеля на нагрев (по допустимому току)

АA

Окончательно, принимаем кабель марки ПВП-6, сечением мм2 с допустимой токовой нагрузкой А.

На КЛ принимаю к установке трансформаторы тока с коэффициентом трансформации КI=800/5 марки ТПЛ - 10

Данное сечение проверку проходит. Удельные сопротивления кабелей:

W1(2) R1(2)=0,342 Ом/км, X1(2)=0,498 Ом/км;

W3(4) R3(4)=0,041 Ом/км, X3(4)=0,244 Ом/км.

2.3 Выбор мощности силового трансформатора

Расчетная мощность на шинах НН подстанции:

,

где Sдв.ном - номинальная мощность двигателя, кВА; Sн1, Sн1, Sн1, Sн1, - нагрузка потребителей, кВА.

Расчетная мощность трансформатора:

,

где Sр - расчетная мощность трансформатора, кВА.

Расчетная мощность трансформатора округляется до ближайшей большей стандартной мощности.

Выбираем трансформатор ТДН-25000/110. Т - трехфазный; Д - принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла; Н - наличие регулирования под нагрузкой (РПН). Технические характеристики которого приведены в таблице 2.3.1.

Таблица 2.3.1

Технические данные трансформатора

Номин. мощность,кВА	РПН	Напряжение обмотки, кВ	Схема и группа соединения обмоток	Потери, кВт	Напряжение Uк, %
		н	нн		Рх	Рк	вн-нн
25000	±9х16%	115	6,3	Yн/D-11	25	120	10,5	0,23



3. Расчет токов КЗ

Расчет рекомендуется вести в именованных единицах с приближенным приведением параметров.

Напряжение каждой ступени выбирается из ряда средних значений:

U= 6,3; 10,5; 37; 115кВ

В качестве основной ступени целесообразно принять ступень напряжения, на которой произошло КЗ.

Расчет параметров трансформатора

Полное сопротивление двухобмоточного трансформатора:

где Uk - напряжение короткого замыкания трансформатора,%; Sном.тр - номинальная мощность трансформатора, кВА; Uтр - напряжение НН трансформатора, кВ.Для всех трансформаторов 110 кВ и выше и для большинства трансформаторов 35 кВ можно считать: Zтр=ХтрНаличие РПН у силовых трансформаторов позволяет регулировать их напряжения в широких пределах за счет изменения числа витков одной из обмоток. Это приводит к изменению напряжения короткого замыкания трансформатора uк и изменению его сопротивления, что может оказать значительное влияние на величину тока КЗ за трансформатором.Поэтому в ГОСТ или паспорте трансформатора даны три значения напряжения КЗ, соответствующее среднему (uк.ср) и крайним ответвлениями регулируемой (uк.max, uк.min) обмотки.При расчете сопротивления кроме фактического значения uк

необходимо учитывать и фактическое напряжения трансформатора. Для силового трансформатора 110 кВ с РПН ± 9 ступеней напряжение на ответвлениях обмотки составит:

крайнее нижнее - 96,58 кВ,

среднее - 115 кВ,

крайнее верхнее - 133,42 кВ.

Т.к. максимальное рабочее напряжения для сетей 110 кВ составляет 126 кВ, то наибольшим напряжением трансформатора следует считать 126 кВ, что соответствует надбавке к номинальному напряжению примерно в 10 %.uк для данного напряжения определяется по формуле:

,

где Uк%min - напряжение КЗ, которое соответствует крайнему нижнему положению ступени,%; Umax.раб - максимальное рабочее напряжение, кВ; Uк%max - напряжение КЗ, которое соответствует крайнему верхнему положению ступени,%; Umax - максимальное напряжение трансформатора, кВ; Umin - минимальное напряжение трансформатора, кВ.

Релейная защита не должна ограничивать возможность работы защищаемого трансформатора, поэтому для определения уставок РЗ трансформатора токи КЗ определяются для крайних положений РПН.Тогда трансформатор характеризуется двумя значениями сопротивлений:

где Uкmin - напряжение КЗ, которое соответствует крайнему нижнему положению ступени,%; Uк%max - напряжение КЗ, которое соответствует крайнему верхнему положению ступени,%; Sном.тр - номинальная мощность трансформатора, кВА; Uтр - напряжение НН трансформатора, кВ.

Расчет параметров системы

Количество включенных генераторов, линий, трансформаторов и иных питающих элементов в энергосистеме влияет на величину сопротивления питающей системы xс. Обычно она задается двумя значениями мощности КЗ: для максимального и минимального режима работы энергосистемы.Тогда сопротивление питающей системы:

где Sкз.min - мощность КЗ в минимальном режиме, МВА; Sкз.max - мощность КЗ в максимальном режиме, МВА; Uс - напряжение системы, кВ;

Приведение напряжения системы к основной ступени напряжения.

В минимальном режиме работы:

В максимальном режиме работы:

Расчет параметров кабельных линий

Значения удельного индуктивного сопротивления прямой последовательности и удельного активного сопротивления линий следует принимать по справочным таблицам, исходя из материала и сечения линии.

,



где r0, x0 - погонные активное и реактивное сопротивление линии соответственно, Ом/км; Lкл - длина кабельной линии; n - количество параллельных линий.

Для кабельной линии W1(2):

Для кабельной линии W3(4):

Расчет параметров электрических машин

При расчете начального значения периодической составляющей тока трехфазного КЗ должны быть учтены все синхронные генераторы и компенсаторы, а также синхронные и асинхронные электродвигатели мощностью более 100 кВт, подключенные к шинам 6-10 кВ. 

Асинхронные и синхронные машины в схему замещения вводятся сверхпереходными сопротивлениями и сверхпереходными ЭДС. Для асинхронных электродвигателей, работающих в номинальном режиме до КЗ.

где I*пуск - кратность пускового тока.

Расчет параметров комплексной нагрузки

При расчетах токов КЗ следует учитывать влияние каждой комплексной нагрузки, если ток в месте КЗ от той нагрузки составляет не менее 5 % тока в месте КЗ, определенного без учета нагрузки.

Комплексная нагрузка в схему замещения вводятся сверхпереходными сопротивлениями и сверхпереходными ЭДС.

Перевод из относительных единиц в именованные:

Узел 6

Состав потребителей узла, %: Синхронные двигатели напряжением свыше 1 кВ - 50%; Асинхронные двигатели напряжением свыше 1 кВ - 50%.

В соответствии с СТО ДИВГ-058-2017 параметры узла нагрузки равны:

Рис. 3.1. Свёртка системы

Для точки K1 MAX режим:

где Xс - сопротивление системы, Ом; Хтр - сопротивление трансформатора, Ом.

где rкл1 - активное сопротивление кабельной линии, Ом; Xad`` - сверхпереходное сопротивление, Ом; Xкл1 - индуктивное сопротивление кабельной линии, Ом.

Если r<1/3, то принимаем r=0.

Так как

где Eq`` - сверхпереходная ЭДС;

, Ом

Двухфазные токи:

Для точки K1 MIN режим:

Двухфазные токи:



Для точки K2 MAX режим:

Остаточное напряжение:



Двухфазные токи:

Для точки K2 MIN режим:

, Ом

, кВ,

Так как r<1/3, то принимаем r=0.

Остаточное напряжение:

Двухфазные токи:

Для точки K3 MAX режим:

Остаточное напряжение:

Двухфазные токи:

Для точки K3 MIN режим:

, кВ,

Двухфазные токи:

Остаточное напряжение:

Полученный данные по расчету токов КЗ в максимальном и минимальном режимах сведены в таблицу 3.2.1 и 3.2.2.



Таблица 3.2.1

Результаты расчета

Таблица для максимального режима работы

Параметр	K1	K2	K3
Ток трехфазного КЗ, кА:
В месте установки защиты Т1	18,506	14,478	7,51
В месте установки защиты W3	3,797	9,913	6,944
В месте установки защиты М1	15,676	0,781	6,063
Ток двухфаного КЗ, кА:
В месте установки защиты Т1	16,026	10,859	5,424
В месте установки защиты W3	3,289	8,94	5,422
В месте установки защиты M1	13,875	0,676	5,251
Остаточное напряжение, кВ:
На шинах РП	0	0	5,566
На шинах НН подстанции		4,498	9,857

Таблица 3.2.2

Таблица для минимального режима работы

Параметр	K1	K2	K3
Ток трехфазного КЗ, кА:
В месте установки защиты Т1	16,097	14,249	6,931
В месте установки защиты W3	1,585	10,324	6,26
В месте установки защиты М1	14,709	0,781	5,986
Ток двухфаного КЗ, кА:
В месте установки защиты Т1	13,94	9,417	4,22
В месте установки защиты W3	1,373	8,585	5,25
В месте установки защиты M1	12,738	0,654	5,184
Остаточное напряжение, кВ:
На шинах РП	0	0	6,076
На шинах НН подстанции		4,95	7,891

3.3 Расчет коэффициентов самозапуска

Самозапуском называется процесс восстановления нормальной работы двигателей ответственных механизмов без участия персонала после кратковременного нарушения электроснабжения.При исчезновении или глубоком снижении напряжения выключатели ответственных самозапускаемых двигателей остаются включенными, а двигатели неответственных механизмов до восстановления напряжения отключаются.После пропадания питания двигатели, участвующие в самозапуске, начинают выбег до промежуточной частоты вращения, зависящей от длительности перерыва питания и характеристики механизма. Когда электроснабжение восстановится, начинается разгон двигателей до нормальной частоты вращения. При этом двигатель потребляет из сети повышенный ток самозапуска.Коэффициент самозапуска определяется по выражению:

где Iсзп - ток самозапуска, А; Iраб.max - рабочий максимальный ток электродвигателя, А.При упрощенном расчете коэффициента самозапуска принимают следующие допущения:

- двигатели перед началом самозапуска полностью остановлены;

- нагрузка, характеристики которой неизвестны, учитывается приближенном, как обобщенная нагрузка;- ток самозапуска мощных двигателей учитывается индивидуально.

Для расчета коэффициента самозапуска нагрузку разделяют на две группы:

- обобщенная нагрузка, kсзп принимается равным 2,9;

- электродвигатели 6-10 кВ, участвующие в самозапуске. Каждый из электродвигателей 6-10 кВ учитывается индивидуально. Коэффициент самозапуска электродвигателя kсзп принимается равным коэффициенту пуска kп.

Суммарный пусковой ток Iпуск при номинальном напряжении на шинах определяется по формуле:

Рассчитывают эквивалентное сопротивление нагрузки xнагр по формуле:

Ток самозапуска Iсзп рассчитывают, как ток трехфазного КЗ в максимальном режиме работы системы за эквивалентным сопротивлением заторможенной нагрузки:

Остаточное напряжение на шинах при самозапуске определяется аналогично расчету Uост при КЗ.

Коэффициент самозапуска для МТЗ кабельной линии:

Рабочий максимальный ток:



Рис. 3.3.1

Коэффициент самозапуска для МТЗ трансформатора:

Рабочий максимальный ток:

Ток самозапуска:

Рис. 3.3

3.4 Выбор трансформаторов тока

Для работы релейной защиты применяют обмотки ТТ класса 5Р и 10Р, для которых нормируется предельная кратность тока КЗ. Подключение релейной защиты к обмоткам для измерений недопустимо.

Трансформаторы тока должны удовлетворять следующим требованиям:

Обеспечить точную работу токовых защит и не допускать излишних срабатываний дифференциальных защит при КЗ вне защищаемой зоны в установившемся режиме;

Обеспечить срабатывание при КЗ в начале защищаемой зоны в условиях повышенной погрешности ТТ;

Обеспечить допустимое напряжение на выводах вторичной обмотки трансформаторов тока при КЗ в защищаемой зоне.

Таблица 3.4.1

ТТ ТОЛ-10-м-2

Номинальное напряжение, кВ	Номинальный вторичный ток, А	Номинальный первичный ток	Количество обмоток	Класс точности
6	5	3000	2	5Р

Таблица 3.4.2

ТТ ТОЛ-10-м-2

Номинальное напряжение, кВ	Номинальный вторичный ток, А	Номинальный первичный ток	Количество обмоток	Класс точности
6	5	800	2	5Р

Таблица 3.4.3

ТТ ТОЛ-10-м-2

Номинальное напряжение, кВ	Номинальный вторичный ток, А	Номинальный первичный ток	Количество обмоток	Класс точности
6	5	100	2	5Р

Выбираю ТТ ТОГФ-110

Таблица 3.4.4

Характеристики ТТ

Номинальное напряжение, кВ	Номинальный вторичный ток, А	Номинальный первичный ток	Количество обмоток	Класс точности
106	5	150	2	5Р

4. Релейная защита электродвигателя

Согласно ПУЭ асинхронные и синхронные электродвигатели напряжением выше 1 кВ должны иметь защиту от следующих видов повреждений и ненормальных режимов:

Многофазных замыканий

Однофазных замыканий на землю

Токов перегрузки;

Снижения напряжения;

Асинхронного режима (только для СД)

4.1 Защита от многофазных КЗ на выводах и в обмотках статора

Для электродвигателей мощностью менее 2 МВт используется токовая однорелейная отсечка без выдержки времени.

Токовая отсечка

Ток срабатывания токовой отсечки должен быть отстроен от максимального тока, который может протекать через защиту при неповрежденном электродвигателе.

Рис. 4.1.1

Iпуск - определяется кратностью пускового тока машины (паспортные данные)

Iбр.пуск. - бросок тока намагничивания при пуске электродвигателя.

Ток срабатывания токовой отсечки:

где -коэффициент отстройки, учитывающий погрешность в расчете тока, погрешность реле и бросок тока намагничивания при пуске электродвигателя (-для реле РТ-40); - кратность пускового тока электродвигателя; - номинальный ток электродвигателя; - коэффициент схемы; - коэффициент трансформации ТТ.

Коэффициент чувствительности токовой отсечки электродвигателя;

.

В качестве расчетного режима для проверки чувствительности выбирается двухфазное КЗ на выводах электродвигателя.

Чувствительность считается достаточной, если

Коэффициент чувствительности с учетом

Схема ТТ неполный треугольник:



Схема ТТ неполная звезда:

Пересчитаем ток срабатывания токовой отсечки:

4.2 Защита от однофазных замыканий на землю

В соответствии с требованием ПУЭ защиту электродвигателей мощностью до 2 МВт от ОЗЗ при отсутствии компенсации должна предусматриваться при токах замыкания на землю 10 и более, а при наличии компенсации - если остаточный ток в нормальных условиях превышает это значение.Ток срабатывания ЭД от замыканий на землю должен быть не более: для ЭД мощность до 2 МВт 10 А и для ЭД мощность более 2МВт-5А.Для защиты от ОЗЗ применяется РЗ нулевой последовательности. Контроль тока нулевой последовательности осуществляется с помощью специальных ТТ нулевой последовательности (ТТНП).

Расчёт емкостного тока сети

Предполагается к установке защита с реле типа РТЗ-51

(4.2.1)



Собственный емкостный ток ЭД вычисляется по формуле

(4.2.2)

(4.2.3)

(4.2.4)

Icо- значение собственного емкостного тока 1 км кабеля. [8, табл. 2.245]

l - длина линии, км; m-число кабелей в линии

(4.2.5)

Тогда расчетный ток принимаемой защиты

(4.2.6)

Т.к Iср.расч.>5 A, то ТТНП следует перенести к линейным выводам электро- двигателя, в таком случае

Согласно НТД должно быть обеспечено следующее условие:

(4.2.7)

т.к условие выполняется, принимаем данную защиту к установке.

4.3 Защита от перегрузки

В соответствии с ПУЭ защита от перегрузки должна предусматриваться на электродвигателях, перегрузка которых возможна:

Из - за технологических особенностей работы приводного ими механизма;

Из - за особо тяжелых условий пуска и самозапуска (длительность прямого пука непосредственно от сети не менее 20 с.);

Из - за чрезмерного увеличения продолжительности пуска при понижении напряжения в сети.

Защита от перегрузки должна действовать на отключение двигателя:

При невозможности его своевременной разгрузки без останова;

При отсутствии постоянного обсуживающего персонала;

При тяжелых условиях запуска и самозапуска.

Первичный ток срабатывания защиты от перегрузки:

где - длительно допустимый ток АД, А; - коэффициент отстройки (1,05 - при действии защиты на сигнал; 1,1…1,2 - при действии защиты на отключение).

Выдержка времени защиты:

где - коэффициент запаса (=1,3); - время пуска АД, не подлежащих самозапуску или время самозапуса АД, участвующих в самозапуске.

, А.

Технические характеристики реле представлены в таблица 4.3.1.

Выбираем уставку реле 5,1 А.

Технические характеристики реле представлены в таблица 4.3.1.

Таблица 4.3.1

Характеристики реле РСТ-11-19

Тип реле	Пределы уставок на Iс.р, А	Номинальный ток, А	Потребляемая мощность, ВА
РСТ-11-19	1,5-6	10	0,2

Было выбрано реле времени типа РВ-01. Технические характеристики реле представлены в табл.4.3.2.



Таблица 4.3.2

Характеристики реле РВ-01

Тип реле	Диапазон выдержки времени, с	Шаг уставки, с	Uном, В
РВ-01	0,1…10,0	0,1	100

4.4 Минимальная защита напряжения

В общем случае защита выполняется двухступенчатой:

1 ступень - для облегчения самозапуска ответственных электродвигателей (отключение электродвигателей неответственных механизмов).

Параметры срабатывания:

.

2 ступень - отключение части электродвигателей ответственных механизмов, самозапуск которых недопустим по условиям техники безопасности или из-за особенностей технологического процесса.

Параметры срабатывания:

кВ

сек

Характеристики выбранного реле представлены в таблице 4.4.1, 4.4.2.



Таблица 4.4.1

Характеристики реле РСН14-23

Тип реле	Пределы уставок на Uс.р, В	Номинальное напряжение, В
	Соединение катушек
	1 диапазон	2 диапазон	1 диапазон	2 диапазон
РСН14-23	12,0…30,0	24,0…60,0	30	60

Таблица 4.4.2

Характеристики реле РВ-01

Тип реле	Диапазон выдержки времени, с	Шаг уставки, с	Uном, В
РВ-01	0,1…30,0	0,1	100



5. Релейная защита воздушных и кабельных линий

Для воздушных и кабельных линий 3-10 кВ предусматриваются устройства релейной защиты, действующих при:

Многофазных КЗ;

Однофазных замыканиях на землю.

5.1 Защита от многофазных замыканий

Для одиночных линий с односторонним питанием применяется двухступенчатая токовая защита:

I ступень: токовая отсечка без выдержки времени;

II ступень: максимальная токовая защита.

Рис. 5.1.2

Токовая отсечка без выдержки времени

Токовая отсечка без выдержки времени (мгновенная токовая отсечка) применяется в качестве первой ступени токовых защит. Селективность действия токовой отсечки обеспечивается ограничением зоны её действия так, чтобы отсечка не реагировала на повреждения за пределами этой зоны.

Поскольку токи КЗ зависят от удаленности места повреждения от источника питания, то можно подобрать такое значение тока срабатывания отсечки, при котором в зону ее действия будет входить только контролируемый объект.

Из таблицы 5.1.1 выбираю реле РТ - 40 с коэффициентом отстройки

Таблица 5.1.1

Значения коэффициента отстройки для токовых отсечек.

Тип реле	Коэффициент отстройки
РТ -40	1,2…1,3
РТ - 80	1,5…1,6
БЭМП РУ	1,1…1,2
БМРЗ	1,3

Ток срабатывания токовой отсечки должен быть больше максимально возможного тока при КЗ в конце зоны действия защиты (в точке K1 для ТО1, К2 для ТО2).

Условие выбора тока срабатывания отсечки:

кА,

где - коэффициент отстройки, учитывающий погрешность в расчете тока КЗ, погрешность реле и наличие апериодической составляющей тока КЗ; - начальное действующее значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ в конце защищаемой линии, в максимальном режиме работы энергосистемы.

Защищаемая зона тем больше, чем меньше ток срабатывания и чем больше крутизна кривой изменения тока КЗ, которая определяется режимом работы и видом КЗ. Чувствительность защиты определяется длиной минимальной защищаемой зоны и коэффициентом чувствительности .

Токовая отсечка линии считается эффективной, если зона ее действия охватывает не менее (15…20) % общей протяженности линии.

Так как токовая отсечка мгновенного действия контролирует лишь часть объекта, её использование в качестве единственной защиты данного объекта недопустимо.

, А.

Коэффициент чувствительности токовой отсечки линии:

Схема ТТ - неполная звезда - Ксх = 1

Кч больше 2, следовательно, защита проходит по чувствительности.

ехнические характеристики реле представлены в таблице 5.1.2.

Таблица 5.1.2

Характеристики реле РСТ-11М-19

Тип реле	Пределы уставок на Iс.р, А	Номинальный ток, А	Потребляемая мощность, ВА
РСТ-11М-19	1,5…6,0	10	0,2

Максимальная токовая защита

Выбор времени срабатывания

Максимальные токовые защиты (МТЗ) - это токовые защиты максимального типа, селективность действия которых обеспечивается выбором различных выдержек времени срабатывания. МТЗ применяется в качестве третьей ступени трехступенчатой токовой защиты.

Выдержки времени срабатывания защит должны нарастать по мере приближения к источнику питания.

Рис. 5.1.4. Выдержки времени срабатывания защит

Ток срабатывания реле:

где - коэффициент схемы (равен 1, неполная звезда).

Регулирование уставок реле серии РСТ производится дискретно ступенями по 0,1 от минимальной уставки диапазона реле.

Тогда ток срабатывания реле:



где Imin - минимальная уставка диапазона реле, А; N - число ступеней, шт.

Тогда ток срабатывания защиты:

Время срабатывания:

c

где tсз2 - время срабатывания предыдущей защиты, с; Дt -ступень селективности.

Было выбрано реле времени типа РВ-01. Технические характеристики реле представлены в табл.4.5.

Таблица 5.1.4

Характеристики реле РВ-01

Тип реле	Диапазон выдержки времени, с	Шаг уставки, с	Uном, В
РВ-01	0,1…10,0	0,1	100

Выбор тока срабатывания МТЗ

Уставка срабатывания МТЗ должна обеспечивать:

1. Несрабатывание защиты на отключение защищаемой линии при послеаварийных перегрузках;

2. Согласование действия с защитами последующих и предыдущих элементов;

3. Необходимую чувствительность при всех видах КЗ в основной и резервной зонах.

1) Обеспечение несрабатывания МТЗ при отключении с выдержкой времени близкого трехфазного КЗ на отходящем элементе

При внешних КЗ (например, в точке K1) должен происходить пуск защиты 1, если она осуществляет дальнее резервирование. Ее селективность при этом обеспечивается выдержкой времени и тем, что после отключения этого КЗ защитой 2, защита 1 возвращается в исходное состояние. Для этого необходимо, чтобы ток возврата МТЗ был больше максимально возможного тока в линии Л1 Iз.max после отключения внешнего КЗ.

При возникновении КЗ ток резко возрастает, а после его отключения защитой 2 он снижается, но не до прежнего уровня, а до значения Iз.max, большего, чем до возникновения КЗ, вследствие послеаварийной перегрузки.

Рис. 5.1.6

При близких КЗ на предыдущих элементах (точка K1) происходит снижение напряжения на шинах ПС2. Вследствие снижения напряжения электродвигатели нагрузки ПС2 затормаживаются. После отключения КЗ и восстановления напряжения до нормального значения затормозившиеся двигатели начинают восстанавливать свой прежний режим работы, при этом потребляя повышенный ток из сети, что и обуславливает послеаварийную перегрузку. Этот процесс называются самозапуском.

Рис. 5.1.7

Коэффициент самозапуска характеризует увеличение тока в результате самозапуска электродвигателей:

Ток срабатывания МТЗ по условию обеспечения несрабатывания МТЗ при отключении с выдержкой времени близкого трехфазного КЗ на отходящем элементе определяется по выражению:

где Iрабmax - максимальный рабочий ток защищаемого присоединения; kсзп - коэффициент самозапуска; kотс - коэффициент отстройки; kв - коэффициент возврата реле.

Таблица 5.1.5

Коэффициенты для расчёта МТЗ

Тип реле	Коэффициент отстройки	Коэффициент возврата
РТ - 40, РТ - 80 [2]	1,1…1,2	0,8…0,85
БМРЗ [3], БЭМП РУ [4]	1,1	0,95

2) Обеспечение несрабатывания МТЗ при восстановлении питания действием АПВ после бестоковой паузы

Ток срабатывания МТЗ должен отстраиваться от тока самозапуска двигателей при восстановлении питания действием АПВ после бестоковой паузы.

При восстановлении напряжения после перерыва питания ПС2 по линии Л1 за счет самозапуска нагрузки может проходить ток, превышающий рабочий ток.

Рис. 5.1.8

Причем ток послеаварийной перегрузки Iзmax и kсзп будет больше, чем в ранее рассмотренном случае с отключением внешнего КЗ, т.к. во время бестоковой паузы АПВ происходит полное исчезновение напряжения (Uост = 0) на шинах ПС и электродвигатели затормозятся в большей степени. Ток срабатывания МТЗ по условию обеспечения несрабатывания МТЗ при восстановлении питания действием АПВ после бестоковой паузы определяется по выражению:

где Iрабmax - максимальный рабочий ток защищаемого присоединения; kсзп - коэффициент самозапуска; kотс - коэффициент отстройки. Некоторые методики рекомендуют учитывать в формуле kв для учета возможности кратковременного срабатывания защиты за счет апериодической составляющей тока самозапуска.

Обеспечение согласования действия с защитами последующих и предыдущих элементов

Это согласование заключается в выборе таких параметров срабатывания, при которых последующая защита, расположенная ближе к источнику питания, будет иметь больший ток срабатывания, т.е. будет менее чувствительной, чем предыдущая защита, расположенная дальше от источника питания. При согласовании чувствительности защит необходимо учитывать возможность существенного влияния токов нагрузки. Так при удаленных КЗ на элементе Э2 напряжение на шинах может сохраняться близким к нормальному, при этом через элемент Э1 будет проходить сумма тока КЗ поврежденного элемента и токов нагрузки неповрежденных элементов.

По условию согласования с защитами предыдущих элементов ток срабатывания защиты 1 выбирается по формуле:

где kнс - коэффициент надежности согласования; kток - коэффициент токораспределения, который учитывается только при наличии нескольких источников питания, при одном источнике питания принимается равным 1; Iсз.max - наибольший из токов срабатывания защит одного из предыдущих присоединений, А; УIраб - суммарный ток нагрузки неповрежденных элементов, А.

Таблица 5.1.6

Рекомендуемые значения

Тип реле последующей защиты	Коэффициент надежности согласования
РТ - 40 [5]	1,25 (если предыдущей защиты РТ - 40) 1,3 (если - РТ - 80)
РТ - 80 [5]	1,3
БМРЗ [3]	1,3

Принимается максимальный ток срабатывания, равный 7797,27 А.

Проверка чувствительности МТЗ

Рис.5.1.10 Зоны защиты МТЗ

Чувствительность МТЗ проверяют по минимальному току КЗ при повреждении в конце зоны защиты. Чувствительность считается достаточной при Kч 1,5. Если МТЗ осуществляет дальнее резервирование, ее коэффициент чувствительности определяется по минимальному току КЗ в конце смежного участка; при этом необходимо, чтобы Kч 1,2.

Если используется схема ТТ полная или неполная звезда, а минимальный ток КЗ протекает при КЗ вида K(2) , то:

В зоне ближнего резервирования

.

В зоне дальнего резервирования

.

В качестве ТТ, по максимальному рабочему току выключателя Q5 (Iраб.max.Q5 = 645,86 А), был выбран ТОЛ-10 750/5. Характеристики ТТ представлены в табл. 5.1.5.

Таблица 5.1.7

Характеристики ТТ ТОЛ-10 600/5

Марка ТТ	Uном, кВ	Iном, А	Класс точности	Номинальная вторичная нагрузка, ВА
		Первичный	Вторичный
ТОЛ-10 750/5	10	750	5	10Р	3…30

Логическая схема МТЗ с пуском по напряжению

Защита сработает только если сработают и измерительный орган тока, и измерительный орган напряжения.

При КЗ происходит увеличение тока и снижение напряжения -действие МТЗ разрешено.

При перегрузке происходит только увеличение тока и незначительное снижение напряжения - запрет действия МТЗ.

Благодаря этому ток срабатывания KA отстраивается не от тока после аварийной перегрузки, а от рабочего тока в нормальном режиме (kсзп не учитывается):

Пуск по напряжению может быть выполнен двумя способами:

а) пуск от трех реле минимального напряжения (вольметровая блокировка)

Рис. 5.1.11

При возникновении любого многофазного КЗ происходит снижение хотя бы одного междуфазного напряжения. Реле KV срабатывает и замыкает свой контакт KV.1, разрешая действие МТЗ.

б) комбинированный пуск по напряжению

Рис. 5.1.12

При возникновении несимметричных КЗ и появлении напряжения обратной последовательности происходит срабатывание реле KVZ и размыкание его контакта в цепи реле KV1.

Потеря в напряжение, происходит срабатывание реле KV1 и замыкание его контакта KV 1.1.

Пуск по напряжению отстраивается от минимального рабочего напряжения для исключения ложного срабатывания. Напряжение срабатывания:

где Uраб.min -минимальное рабочее напряжение, которое зависит от типа нагрузки (остаточное напряжения при самозапуске электродвигателей); kотс-коэффициент отстройки (1,1…1,2).

Напряжение срабатывания фильтр-реле KVZ выбирается из условия обеспечения отстройки от напряжения небаланса фильтра в нормальном режиме:

Коэффициент чувствительности реле напряжения обратной последовательности:

где U2к.min -напряжение обратной последовательности в месте установки защиты при металлическом КЗ между фазами в конце зоны резервирования в режиме с наименьшим значением этого напряжения, определяемая по формуле:

, кВ.

Минимальное значение коэффициента чувствительности по току и по напряжениям должно быть:

-1,5- при выполнении МТЗ функций основной защиты шины при КЗ на шинах;

-1,2-при выполнении МТЗ функций резервирования и при КЗ в конце зоны резервирования.

Рис. 5.1.13

В зоне ближнего резервирования:

.

В зоне дальнего резервирования:

.

Реле удовлетворяет требованиям чувствительности.

Ток срабатывания реле:

.

Характеристики выбранного реле представлены в таблице 5.1.5.

Таблица 5.1.8

Характеристики реле РСТ-11М-19

Тип реле	Пределы уставок на Iс.р, А	Номинальный ток, А	Потребляемая мощность, ВА
РСТ-11М-19	1,5-6	10	0,2



5.2 Защита от однофазных замыканий на землю

Ток срабатывания ЗОЗЗ выбирается по условиям:

отстройка от собственного ёмкостного тока защищаемого присоединения:

где kотс - коэффициент отстройки (kотс = 1,2…1,3);

kбр - коэффициент, учитывающий увеличение действующего значения IC при дуговых перемежающихся ОЗЗ (kбр = 2 - 2,5- для РТЗ - 51).

IC - собственный ёмкостный ток защищаемого присоединения.

Рис. 5.2.1

Отстройка от максимального тока небаланса ФТНП в режимах без ОЗЗ или при внешних междуфазных КЗ:

где kотс - коэффициент отстройки:

Kотс = 1,25 - для трехтрансформаторного ФТНП;

kотс = 1,5…2,0-для кабельных ТТНП);

Iнб.max - максимальный ток небаланса.

Для ЗОЗЗ с действием на сигнал в сетях с изолированной нейтралью или с высокоомным заземлением нейтрали дополнительно учитывается возможность наложение внешнего ОЗЗ на режим, обуславливающий возникновение максимального тока небаланса Iнб.max:

Согласно рекомендациям ООО «НТЦ «Механотроника» (СТО ДИВГ-059-017) рекомендуемое значение вторичного тока небаланса Iнб.втор 10мА. Значение уточняется по опыту эксплуатации.

Тогда первичный ток небаланса:

где Iнб.втор = 10 мА, вторичный ток небаланса; nт-коэффициент трансформации ТТ (ТЗЛМ ).

Дополнительно необходимо выполнить отстройку от небаланса при самозапуске нагрузки. Рекомендуемое значение вторичного тока небаланса при самозапуске Iнб.втор 30 мА.

Отстройка от небаланса при самозапуске нагрузки:

4)Ток срабатывания защиты должен быть не меньше минимального первичного тока срабатывания, определяемого техническими характеристиками реле тока и ТТНП:

Таблица 5.2.1

Характеристики ТТ ТЗЛМ

Наименование параметра	Значение
Номинальное напряжение, кВ	0,66
Номинальная частота, Гц	50
Коэффициент трансформации	25/1
Односекундный ток термической стойкости, А	140
Испытательное одноминутное напряжение, кВ	3

Коэффициент чувствительности защиты:

где ICУmin - минимальное (с учетом возможных эксплуатационных режимов работы) значение суммарного ёмкостного тока сети; IС-собственный ёмкостный ток защищаемого присоединения.

Защита не проходит по чувствительности, значит следует использовать направленную защиту от ОЗЗ. Расчет аналогичен направленной ОЗЗ электродвигателя.

Расчетный ток срабатывания направленной защиты:

.

Уставка реле Iсз.min=0,5 А.

Чувствительность направленной защиты:

Характеристики выбранного реле представлены в таблице

Таблица 5.2.2

Характеристики реле ЗЗП1

Тип реле	Номинальное напряжение, В	Номинальный ток, А	Потребляемая мощность, ВА
ЗЗП1	100	10	0,2

6. Релейная защита силовых трансформаторов

Для трансформаторов и автотрансформаторов 3 кВ и выше должны быть предусмотрены устройства РЗ от следующих видов повреждений:

От многофазных замыканий в обмотках и на выводах.

От однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах присоединенных к сети с заземленной нейтралью.

От витковых замыканий в обмотках

От токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ

От токов в обмотках, обусловленных перегрузкой

От понижения уровня масла

От частичного пробоя изоляции выводов 500 кВ

От однофазных замыканий на землю в сетях 3-10 кВ с изолированной нейтралью, если трансформатор питает сеть, в которой отключение однофазных замыканий на землю необходимо по требованиям безопасности.

6.1 Защита от многофазных замыканий в обмотках и на выводах

А) Предусматривается продольная дифференциальная защита для трансформаторов:

- мощностью 6,3 МВА и более;

- мощностью 4 МВА и более при их параллельной работе;

- мощностью 1 МВА и более, если ТО не удовлетворяет требованиям чувствительности, а выдержка времени МТЗ более 0,5с;

- установленных в сейсмически опасных районах.

Б) Для остальных трансформаторов предусматривается ТО без выдержки времени.

Дифференциальная защита трансформатора на реле ДЗТ-11

Таблица 6.1.1

Подготовка исходных данных

Наименование величины	Обозначение и расчетная формула	Числовые значения для сторон
		110 кВ	10 кВ
Первичный ток на сторонах защищаемого трансформатора, соответствующий его номинальной мощности, А
Схема соединения ТТ	-	Y	Д
Коэффициент трансформации ТТ1		150/5	1500/5
Вторичный ток и плечах защиты, соответствующий номинальной мощности защищаемого трансформатора, А2

При выборе КI необходимо стремиться, чтобы вторичные токи в плечах защиты находились в следующих пределах 2,5 А 5,25 А.

Значения токов КЗ, приведенных к стороне ВН:

, А;

А.



Расчет дифференциальной защиты трансформатора с реле ДЗТ-11

Наименование величины	Расчетное условие	Расчетная формула	Расчет	Принятое значение	Примечание
Выбор параметров элементов настройки защиты
Расчетный первичный минимальный ток срабатывания защиты, А	Отстройка от "броска" тока намагничивания			188,27
Минимальный ток срабатывания реле на основной стороне, А				10,87
Число витков обмотки НТТ реле для основной стороны:
расчетное
принятое		Трансформаторы тока присоединяются только к уравнительным обмоткам, рабочая обмотка не используется Wр=0	9	9
Действительный минимальный ток срабатывания реле при принятом числе витков НТТ для основной стороны, А				11,1
Число витков обмотки НТТ реле для неосновной стороны:	Равенство МДС НТТ в режимах без КЗ и при внешних КЗ

продолжение табл.6.1.2

Расчетное
принятое			8	8
Выбор коэффициента торможения защиты
Расчетный первичный ток небаланса при внешнем трехфазном КЗ в максимальном режиме источника питания, А				86,219
Минимальный ток срабатывания защиты соответствующий принятому числу витков НТТ реле при отсутствии торможения, А				192,26
Первичный ток торможения при внешнем трехфазном КЗ в максимальном режиме источника питания, А			783,8



продолжение табл.6.1.2

Коэффициент торможения	Отстройка от максимального первичного тока небаланса при внешнем трехфазном КЗ в максимальном режиме источника питания			0,48
Число витков тормозной обмотки		Принимается расчетное число витков, т.к. тормозная обмотка подключена к неосновной стороне.		5,51	(см. также п. 2.5.9)
Коэффициент чувствительности при двухфазном КЗ а стороне низшего напряжения трансформатора (в зоне действия защиты) в минимальном режиме источника питания		В соответствии с ПУЭ [7] требуется обеспечить Кч примерно равный или больший 2,0.		11,2

Рис.6.1.1. Схема включения реле ДЗТ-11 с выставленными расчетными витками тормозной и уравнительных обмоток НТТ (в однофазном изображении)

Таблица 6.1.3

Характеристики реле ДЗТ-11

Тип реле	Пределы уставок на Iс.р, А	Номинальный ток, А	Потребляемая мощность, ВА
ДЗТ-11	2,87…12,5	16	0,8

6.2. Расчет защит от перегрузки трансформаторов

Таблица 6.2.1

Расчет максимальной токовой защиты трансформатора

Наименование величины	Расчетное условие	Расчетная формула	Расчет	Принятое значение	Примечание
Ток срабатывания защиты	Обеспечение немедленного устойчивого возврата защиты в исходное состояние после отключения внешнего КЗ защитой отходящей линии			831,02	(реле РТ-40)
Вторичный ток срабатывания реле				47,98	Реле типа РТ-40/20 с параллельным соединением обмоток
Коэффициент чувствительности при двухфазном КЗ на шинах 6 кВ в минимальном режиме источника питания		В соответствии с ПУЭ [7] требуется обеспечить Кч примерно равный или больший 1,5.	Коэффициент чувствительности достаточен	2,59

Коэффициент чувствительности удовлетворяет требованиям. Время срабатывания МТЗ трансформатора принимается на ступень селективности больше времени срабатывания МТЗ линии W3:

с.

Защита будет выполнена на реле типа РСТ-11-29 и РВ-01. Технические характеристики реле представлены в табл.5.5 и табл.5.6 соответственно.

Таблица 6.2.2

Характеристики реле РСТ-11-29

Тип реле	Предел уставок на	Номинальный ток, А	Потребляемая мощность, ВА
РСТ-11-29	15,0…60,0	16	0,8

Таблица 6.2.3

Характеристики реле РВ-01

Тип реле	Диапазон выдержки времени, с	Шаг уставки, с	Uном, В
РВ-01	0,1…10,0	0,1	100



Таблица 6.2.4

Расчет защиты от перегрузки трансформатора

Наименование величины	Расчетное условие	Расчетная формула	Расчет	Принятое значение	Примечание
Ток срабатывания защиты, А	Обеспечение возврата в исходное состояние после отключения внешнего КЗ или снятия перегрузки			155,04	(реле РТ-40)
Ток срабатывания реле, А				8,95
Выдержка времени, с	Отстройка от времени срабатывания МТЗ трансформатора			2,5	Реле РВ-01

Технические характеристики реле времени представлены в таблица 6.2.3.

Таблица 6.2.5

Характеристики реле РСТ-11М-24

Тип реле	Пределы уставок на Iс.р, А	Номинальный ток, А	Потребляемая мощность, ВА
РСТ-11М-24	5…20,0	16	0,8



6.3. Расчет газовой защиты трансформаторов

Выбор реле газовой защиты для трансформаторов марки ТДН-25000/110 УХЛ1 представлен в табл. 6.3.1.

Таблица 6.3.1

Реле защиты трансформатора

Тип трансформатора	Тип газового реле
	Реле газовое Бухгольца	Кол-во, шт.
ТДН -25000/110	BF-25	1

Технические характеристики газового реле представлены в табл. 6.3.2

Таблица 6.3.2

Характеристики реле BF-25

Тип реле	Параметры срабатывания (скорость потока масла), м/с	Порог срабатывания	Uном, В
		t, с	V, м/с
BF-25	0,9; 1,0; 1,2; 1,5; 2,0; 2,5; 3,0; 4,0;	< 0,1	> 1,25Vном	5…250

Характеристики струйного реле представлены в табл. 6.3.3.

Таблица 6.4.3

Характеристики реле URF-25

Тип реле	Параметры срабатывания (скорость потока масла), м/с	Время срабатывания клапанного затвора t, с	Uном, В
URF-25	0,9; 1,0; 1,2; 1,5; 2,0; 2,5; 3,0; 4,0;	< 0,1	12…250



7. Проверка трансформаторов тока

Трансформаторы тока, используемые для включения релейной защиты, проверяются на величину погрешности, которая не должна превышать 10%.

Кривые предельной кратности тока (далее КПК) для ТТ ТОЛ-10 и ТОГФ-110, взятые из, представлены на рис.7.1.

ТОЛ-10	ТОГФ-110
Рис.7.1. КПК ТТ

Для ТОЛ-10:

1 - nном = 50/5ч300/5; 600/5; 1500/5 класса Р;

2 - nном = 50/5ч300/5; 600/5 класса 0,5;

3 - nном = 400/5; 800/5 класса Р;

4 - nном = 400/5 класса 0,5;

5 - nном = 700/5; 1500/5 класса 0,5;

6 - nном = 1500/5 класса 0,5;

7 - nном = 1500/5 класса Р.

Для ТОГФ-110:

1 - nном = 50/5ч600/5; 750/5ч1500/5 класса Р;

2 - nном = 50/5ч600/5; 600/5ч1200/5 класса 0,5;

3 - nном = 1000/5ч2000/5 класса Р;

4 - nном = 1000/5ч2000/5 класса 0,5;

5 - nном = 700/5ч1500/5 класса 0,5.

Предельная кратность тока:

,	(7.1)

где I1РАСЧMAX - максимальный ток, протекающий через ТТ, для МТЗ и МТО равен 1,1·Iс.з, для ДЗТ - Iк.з.max , А [11]; I1НОМТТ - первичный ток ТТ, А.

Расчетное сопротивление нагрузки:

,	(7.2)

где Rпр - сопротивление проводов, Ом; Zр - сопротивление реле, Ом; Rк - сопротивление контактов, равное 0,005 Ом; l - длина провода от ТТ до реле, равная 50 м; S - сечение проводника, равное 2,5 мм2; g - удельная проводимость меди, равная 58,5 м/(Ом·мм2).

Проверка ТТ по классу точности:

,	(7.3)

где Zном - номинальная нагрузка ТТ в требуемом классе точности, Ом; Zн.расч - расчетная нагрузка ТТ, Ом.

Расчетная проверка на 10% погрешность ТТ на МТЗ АД

Предельная кратность тока по (7.1):

По КПК (кривая 1) номинальное сопротивление нагрузки Zном = 2,5 Ом.

Расчетное сопротивление нагрузки по (7.2):

Ом.

Условие (7.3) выполняется, а следовательно ТТ работает в пределах допустимой погрешности е ? 10%.

Проверка остальных ТТ была произведена аналогично и для удобства сведена в общую таблицу (табл.7.1).

Таблица 7.1

Проверка ТТ по вторичной нагрузке

Тип ТТ	Защищаемый элемент	Цепь защиты	K10	Номер кривой	Zном	Zн.расч
ТОЛ-10-м-2 100/5	Д1(Д2)	ТО	13,1	1	8,5	0,74
ТОЛ-10-м-2 500/5	W3	МТЗ	2,62	1	7	0,695
ТОЛ-10-м-2 1500/5	T1(T2)	МТО	0,87	1	7,7	0,689
ТОГФ-110 150/5	Т1(Т2)	ДЗ	8,73	1	4,3	0,684
ТОГФ-110 150/5	Т1(Т2)	МТЗ	5,09	1	5	0,691

Условие (7.3) выполняется для всех ТТ, а следовательно их работа осуществляется в пределах допустимой погрешности е ? 10%.

Расчетный ток:

,А, (7.4)

где IТО.с.з - первичный ток срабатывания защиты, А.

Расчетная кратность тока:

. (7.5)

Допустимая нагрузка, определенная по кривой предельной кратности (рис.7.1) Sдоп=25 ВА.

Допустимое вторичное сопротивление:

, Ом, (7.6)

где Sдоп - допустимая нагрузка, ВА; I2ном - номинальный вторичный ток ТТ, А.

Сопротивление контрольный кабелей:

,Ом, (7.7)

где Lкаб - длина контрольного кабеля от выводов трансформатора до места установки защиты, м, (Lкаб=10м); S - поперечное сечение контрольного кабеля, мм2, (S=4мм2); - удельное сопротивление контрольного кабеля, , ().

Расчет вторичной нагрузки:

, Ом, (7.8)

где Rпр - сопротивление контрольного кабеля; Zр.ф - полное сопротивление нагрузки в фазном проводе, Ом; Zр.0 - полное сопротивление нагрузки в нейтральном проводе, Ом; Rпер - переходное сопротивление контактов (принимается равным 0,1 Ом), Ом.

Проверка допустимости нагрузки на ТТ

.

Условие выполняется, поэтому погрешность ТТ не превышает 10 %.

Максимальная кратность тока КЗ на выводах ТТ:

. (7.9)

Действующее значение напряжения на выводах вторичной обмотки ТТ:

, В, (7.10)

где Kмакс - максимальная кратность тока КЗ на выводах ТТ; I2ном - номинальный ток вторичной обмотки ТТ, А; Zрасч. - расчетное вторичное сопротивление, Ом.

Проверка допустимости напряжения на выводах вторичной обмотки ТТ:

В.

Проверка остальных ТТ была произведена аналогично и для удобства сведена в общую таблицу (табл.7.1).

Таблица 7.2

Проверка ТТ

Тип ТТ	Защищаемый элемент	Цепь защиты	Kрасч	Sдоп	Zном	Zн.расч
ТОЛ-10-м-2 100/5	Д1(Д2)	ТО	5	25	2,8	0,39
ТОЛ-10-м-2 500/5	W3	МТЗ	1,03	110	4,4	1,037
ТОЛ-10-м-2 1500/5	T1(T2)	МТО	1,1	100	4	0,6854
ТОГФ-110 150/5	Т1(Т2)	ДЗ	1,4	83	3,3	0,6915
ТОГФ-110 150/5	Т1(Т2)	МТЗ	5,53	65	2,6	0,691

Трансформаторы тока удовлетворяют всем требованиям, следовательно, применение выбранных ТТ допустимо.



8. Расчет параметров устройства автоматики

8.1. Автоматическое повторное включение

Выдержка времени АПВ на повторное включение выключателя определяется двумя условиями: 1) Повторное включение отключившегося выключателя становится возможным после того, как привод установится в положение готовности для включения. Для этого необходимо определенное время, различное для выключателей разных типов. Следовательно, выдержка времени АПВ на повторное включение должна быть больше времени готовности привода, т. е.:

, с, (8.1)

где tг.п. - время готовности привода, которое может изменяться в пределах 0,2-1 с для приводов разных типов; tзап - время запаса, учитывающее непостоянство tг.п. и погрешность реле времени АПВ; принимается равным 0,3-0,5 с.2) Для того чтобы повторное включение было успешным, необходимо, чтобы за время от момента отключения линии до момента повторного включения и подачи напряжения не только погасла электрическая дуга в месте КЗ, но и восстановились изоляционные свойства воздуха. Следовательно, выдержка времени АПВ на повторное включение должна быть больше времени деионизации, т. е.:

, с, (8.2)

где tд - время деионизации, составляющее 0,1-0,3 с. При выборе уставок АПВ принимается большее значение tАПВ1. Принимаем значение с.

Время автоматического возврата АПВ в исходное положение выбирается из условия обеспечения однократности действия. В схемах АПВ с использованием комплектных устройств типа РПВ-58 время возврата схемы в исходное положение должно быть не меньше значения, определенного согласно следующему выражению:

, с, (8.3)

где tзащ - наибольшая выдержка времени защиты; tотк - время отключения выключателя. Обычно время заряда конденсатора устройства РПВ-58 составляет 20- 25 с и, как правило, удовлетворяет условию. В схемах АПВ, возврат которых в исходное положение производит реле времени, запускаемое в момент отключения выключателя, выдержка времени автоматического возврата определяется выражением:

, с, (8.4)

где tвкл - наибольшее время включения выключателя, с.

Заключение

В ходе выполнения курсового проекта был произведен расчет устройств релейной защиты типовых элементов СЭС (силового трансформатора, линии электропередачи, высоковольтного электродвигателя) и устройства автоматического повторного включения. Все расчеты выполнены в соответствии с требованиями ПУЭ.

Были выбраны трансформаторы тока: ТОЛ -10-м-2 1500/5, ТОЛ -10-м-2 500/5, ТОЛ -10-м-2 100/5, ТОГФ-110 150/5

Была выбрана реле газовой защиты для трансформаторов марки ТДН-25000/110. Выбрано газовое реле BF - 25.

Трансформаторы тока, используемые для включения релейной защиты, проверялись на величину погрешности, которая не превысила 10%. Следовательно их работа осуществляется в пределах допустимой погрешности е ? 10%.

Выдержка времени АПВ на повторное включение выключателя удовлетворяет двум условиям :

1) Выдержка времени АПВ на повторное включение больше времени готовности привода.

2) Выдержка времени АПВ на повторное включение больше времени деионизации.



Объект	Вид защиты	Тр-р тока, напряж.	Тип реле	Ток (напр.) ср. защиты; А, В	Ток (напр.) ср. реле; А, В		Время срабатывания защиты, с	Коэффициент чувствительности
								Расч.	Норм.
Двигатель 4АРМ 1250/10000	МТО	ТОЛ 10-М-2	РТ-40	1191,022	59,55	-	2,1	2
	ЗОЗЗ		ЗЗП-1	5,0338	-	-	3,798	2
	От перегрузки		РСТ-11-19	110,09	-	5,2	-	-
	Мин. защ. напр.		РСН 14-23	7000 5000	-	0,501 15	-	-
Кабельная линия	ТО	ТОЛ 10-М-2	РТ-40	17100	171		4,06 (1,53)	1,5 (1,2)
	МТЗ		РСТ 11-М19	4543,63	660	1,1	2,41 (1,28)	1,5 (1,2)
	ЗОЗЗ	ТЗЛМ	ЗЗП-1	5	0,2	-	4,8	1,25
Трансформатор ТДН - 25000	От перегрузки	ТОЛ 10-М-2	ДЗТ-11	188,27		-	11,2	2
	МТЗ		РСТ-11М24	155,04	8,59		1,6	2,5
	Газовая		BF 25		5…250	<0,1
			URF-25		12…250	<0,1

Список литературы

1. Правила устройства электроустановок (ПУЭ). Все действующие разделы ПУЭ-6 и ПУЭ-7. - Новосибирск: Норматика, 2016. - 464 с.

2. Воронин В.А. Релейная защита и автоматизация электроэнергетических систем: методические указания к самостоятельной работе, - Кемерово: КузГТУ, 2017 - 12 с.

3. Шабад М.А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. - Л.: Энергоатомиздат, 2015 - 350 с.

4. Соколов Б.В. Методические указания к курсовому проекту. Релейная защита типовых элементов. - Кемерово: КузГТУ, 2015. - 14 с.

5. Реле РНТ и ДЗТ в схемах дифференциальных защит. Часть 1-2. - М.:НТФ «Энергопрогресс». 2014.-88с.

6. Копьев В.Н. Релейная защита: учебное пособие. - Изд-во ТПУ, 2011.

7. Андреев В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения: учебник для вузов / В.А. Андреев. - М.: Высш. шк., 2006. - 639 стр.

8. Чернобровов И.В., Семенов В. А. Релейная защита энергетических систем. - М.: Энергоатомиздат, 2011.

9. Выбор трансформаторов тока. [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://rza.org.ua/rza/read/6-5--Vibor-transformatorov-toka_35.html

10. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. - Москва: Минэнерго - 2012

Размещено на Allbest.ru