Разработка защиты участка электрической сети

moy-kursach-po-releyke-2015.docx

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования
«Вологодский государственный университет»
(наименование факультета)
Дисциплина: «Релейная защита и автоматизация электроэнергетических систем»
Наименование темы: «Разработка защиты участка электрической сети.»
(подпись преподавателя)
Задание на курсовое проектирование . 4.
Определение мощности трансформаторов Т1 Т2 Т3 .. 7.
Анализ нормальных режимов работы сети 7.
Расчет параметров схемы замещения сети .. ..9.
Параметры схемы замещения для расчета токов к.з. .. 14
Расчет токов К.З . . 14.
Защита трансформаторов 10504 кВ . ..18.
Расчет уставок трансформаторов Т1 и Т2 . 24
Защита трансформатора Т3 ..35
Расчет защиты линий W1 и W2 . 39
Расчет защиты линии W4 41
Расчет защиты линии W3 43
Проверка согласования защиты .. 47
Системы электроснабжения являются сложными производственными объектами кибернетического типа все элементы которых участвуют в едином производственном процессе основными специфическими особенностями которого являются быстротечность явлений и неизбежность повреждений аварийного характера. Поэтому надёжное и экономичное функционирование СЭС возможно только при автоматическом управлении ими. Для этой цели используется комплекс автоматических устройств среди которых первостепенное значение имеют устройства релейной защиты и автоматики. Рост потребления электроэнергии и усложнение СЭС требуют постоянного совершенствования этих устройств. Наблюдается тенденция создания автоматизированных систем управления на основе использования цифровых универсальных и специализированных вычислительных машин. Вместе с тем широко применяются и простейшие средства защиты и автоматики: плавкие предохранители автоматические выключатели магнитные пускатели реле прямого действия магнитные ТТ устройства переменного оперативного тока и др. Наиболее распространены токовые защиты простые устройства автоматического повторного включения (АПВ) автоматического включения резервного источника питания (АВР) и автоматической частотной разгрузки (АЧР) используемые в установках с выключателями оборудованными грузовыми и пружинными приводами.
Релейная защита элементов распределительных сетей должна отвечать общеизвестным требованиям предъявляемым ко всем устройствам релейной защиты: селективности быстродействия чувствительности надёжности. Во всех устройствах релейной защиты предусмотрена возможность плавного или ступенчатого изменения параметров срабатывания (уставок) в определённых пределах. Расчёт релейной защиты заключается в выборе рабочих уставок отвечающих основным требованиям.
ЗАДАНИЕ И ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
Разработать защиту участка электрической сети состоящей из нескольких линий электропередач и трансформаторных подстанций с номинальными напряжениями от 04 до 35 кВ. Исходными данными служат однолинейные электрические схемы; Основные параметры линий электропередач трансформаторов в таблице 1. Параметры электрических нагрузок и их собственных защит приведены в таблице 2. Схема сети изображена на рис. 1.
Вариант 691 где 6- схема; 9- таблица 22 методичка; 1- табл 23 методичка.
Мощность трехфазного к.з на шинах ПС1680 МВ
Параметры электрической сети.
напряжение оперативного
мощность трансформатора
Параметры электрических нагрузок.
Коэффициент самозапуска
Выдержка времени защиты с
Рис.1 Расчётная схема участка сети
Определение мощности трансформаторов Т1 Т2 Т3.
Определение мощности с учетом послеаварийного режима для этого суммируем нагрузку:
Sт12=Н1+Н2+Н3+Н4+Sт6+Sт5+Sт4= 32+24+3+28+016+
Из справочных данных выбираем трансформаторы и заносим в таблицу 3:
марка трансформатора
Анализ нормальных режимов контролируемой сети.
Анализ возможных нормальных режимов работы контролируемой сети необходимо провести с целью определения максимальных значений рабочих токов в местах установки устройств защиты.
Сеть имеет один источник питания и в ней нет участков типа замкнутого кольца по этому защиты должны устанавливаться в начале контролируемых объектов со стороны источника питания.
При этом максимальное значение рабочего тока в линии W1 определяется исходя из двух условий
-во-первых питание всех элементов рассматриваемой электрической сети
осуществляется по линии W1 (линия W2 выведена из рабочего состояния отключена) а секционный выключатель Q 5 на подстанции №3 включен;
- во-вторых все трансформаторы 3510 кВ работают с номинальной нагрузкой.
I раб мах W1=I ном Т1+I ном Т2+I ном Т3
где: I ном Т1;I ном Т2;I ном Т3 значения номинальных токов трансформаторов.
Номинальные токи трансформаторов:
I раб мах W1=263+263+263=5523 А
I раб мах W2= I раб мах W1=5523 А.
По линии W4 может быть осуществлено питание трансформатора Т3
I раб мах W3= I раб мах W4=263 А;
I раб мах W5= Кпер(I ном Т6+I ном Т5+I ном Т4)
I раб мах W5=14 (92+92+144)=4592 А;
I раб мах W6= Кпер(I ном Т6+I ном Т5)=2576 А;
Расчет параметров схемы замещения и токов короткого замыкания.
Необходимо определить действующие значения токов короткого замыкания во всех местах (по схеме) установки защит (местах контроля тока защитами)в максимальном и минимальном режимах работы электрической системы при повреждениях в расчетных точках. За расчетные точки принимаются шины всехподстанций места присоединений трансформаторов Т4 Т5 Т6 к магистральной
линии и зажимы обмоток 04 кВ этих трансформаторов. Схема замещения соответствующая исходной конфигурации рассматриваемой электрической сети показана на рис. 2.
Рис.2 Схема замещения участка сети
Параметры схемы замещения элементов схемы.
Параметры всех элементов схемы замещения приводим к стороне 10 кВ.
Сопротивления линий электропередачи определяются по значениям
удельных сопротивлений проводов и протяженности линий.
Так активное сопротивление линии W1 35 кВ приведенное к стороне 10 кВ
где – удельное активное сопротивление линии Ом;
– протяженность линии км;
– коэффициент трансформации;
Индуктивное сопротивление линии:
где – удельное индуктивное сопротивление линии Ом. Ом;
Значения сопротивлений всех других линий определяются аналогично и приведены в таблице 3.
Обозначение параметра
Значение параметра для линии
Активное сопротивление трансформаторов приведенное к основной ступени напряжения (10 кВ):
где – мощность короткого замыкания трансформатора.
Индуктивное сопротивление трансформаторов:
где – напряжение короткого замыкания трансформатора в процентах от номинального.
Так для трансформатора Т1:
Значения сопротивлений всех трансформаторов определенные аналогично приведены в таблице 4
Исходные данные и параметры трансформаторов
Расчет параметров энергосистемы:
Параметры энергосистемы также приведены к стороне 105 кВ.
Сопротивление системы:
где - базовое напряжение кВ;
- мощность трёхфазного КЗ на шинах подстанции 1 МВ·А.
Расчет токов короткого замыкания
Значения токов КЗ определяется по методике расчета токов при симметричных замыканиях без учета подпитки со стороны нагрузок. Для конкретных расчетных условий составляется отдельная схема замещения на основе схемы
электрической сети и исходной схемы замещения.
Значения максимальных токов КЗ в линии W1 определяются так:
Минимальные аварийные токи в месте установки защиты в начале линии W1 возникают при двухфазном КЗ в контролируемой сети в минимальном режиме работы энергосистемы.
Схема замещения для минимального режима короткого замыкания в точке К8 изображена на рис 3.
Рис 3. Схема замещения для минимального режима к.з в точке К8.
Низшие обмотки трансформаторов Т3 Т4 Т5 работают в трехфазной сети с глухозаземленной нейтралью. В этой сети возможны и однофазные короткие замыкания. Токи в линиях W4 W5 W6 могут иметь меньшие значения чем при двухфазных коротких замыканиях. Поэтому необходимо дополнительно определить значения токов при однофазных КЗ за трансформаторами Т3 Т4 Т5. Эти токи с учетом переходного сопротивления в месте повреждения и эквивалентного сопротивления питающей электрической сети определяются по формулам
где - значения токов в фазных выводах обмоток низшего напряжения трансформаторов Т3 Т4 Т5 при однофазных КЗ на зажимах этих обмоток соответственно;
- полные сопротивления трансформаторов Т3 Т4 Т5 соответственно при однофазных КЗ учитывающие переходные сопротивления в месте повреждения и эквивалентное сопротивление электрической сети от источника питания до трансформатора.
Токи в точках К14 К13 К12 при однофазных коротких замыканиях за трансформаторами Т3 Т4 Т5 можно определить по формулам
где - номинальные коэффициенты трансформации трансформаторов Т6 Т4 Т5 соответственно ( = = = 10504 = 25)
Токи возникающие в местах установки других защит определяются по аналогичной методике. Для их определения необходимо использовать еще и другие схемы замещения рассматриваемой системы.
Значения токов КЗ приведены в таблице 5
Результаты расчетов токов короткого замыкания
ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ 10.50.4 КВ
Согласно ПУЭ в случаях присоединения трансформаторов к линиям без выключателей для отключения повреждений в трансформаторе должна быть предусмотрена установка предохранителей на стороне высшего напряжения понижающего трансформатора.
Выбираем для защиты цеховых трансформаторов Т4 Т5 Т6 предохранители типа ПКТ из условий отстройки от максимального рабочего тока и от броска тока намагничивания при включении трансформатора на холостой ход.
Исходя из первого условия например для трансформатора Т4
где - мощность трансформатора кВ·А.
По второму условию обычно принимают номинальный ток плавкой вставки равным:
где 14 – коэффициент отстройки от броска тока намагничивания трансформатора.
Реально бросок тока намагничивания может достигать (6 8) но с учетом времени плавления вставки предохранителя расчетная кратность этого тока может быть уменьшена.
Результаты расчетов сводим в таблицу 6
Расчет параметров плавких предохранителей ном ток откл 125 кА
Обозначение на схеме
Мощность трансформатора кВ·А
Времятоковую характеристику предохранителя с наибольшим номинальным током 125 кА переносим из на карту селективности . Известно что отклонения ожидаемого тока плавления плавкого элемента при заданном времени плавления от типовых значений достигают 20%. Поэтому типовая характеристика должна быть смещена вправо на 20%. Построение предельной времятоковой характеристики производится по нескольким точкам рис 5.
ЗАЩИТА МАГИСТРАЛЬНОЙ ЛИНИИ W5
Согласно ПУЭ на одиночных линиях с односторонним питанием от междуфазных замыканий должна устанавливаться двухступенчатая токовая защита первая ступень которой выполнена в виде токовой отсечки без выдержки времени а вторая – в виде максимальной токовой защиты с независимой или зависимой характеристикой выдержки времени.
мах сквозной ток 3-ф к.з К9
мин сквозной ток 2-ф к.з.К9
Принимаем схему ТТ соединенных в неполную звезду в фазные провода которой включено устройство Сириус – Л.
Расчёт уставок МТЗ-1(отсечка).
Ток срабатывания МТЗ W5.
уставка по току МТЗ-3 для сириус-л:
Диапазон и дискретность уставок по току для МТЗ-3 позволяет выставить данную величину причём характеристику выбираем независимой тогда время срабатывания определится:
Чувствительность максимальной защиты проверяется при двухфазном КЗ в конце защищаемого элемента в минимальном режиме питающей сети:
Коэффициент чувствительности при КЗ в резервной зоне действия защиты (точка К4):
Условие чувствительности выполняется как в зоне основного так и в зоне резервного действия.
Длина минимальной зоны действия токовой отсечки линии W5 рис 4.
рис 4. Длина минимальной зоны действия отсечки линии.
Ток срабатывания МТЗ W5:
Время срабатывания отстраивается от времени срабатывания предохранителей.
Граница характеристик предохранителей соответствует значениям максимальных токов в расчетных точках К9 и К10 характеристики предохранителей F1-показаны для значений тока 1590 А
F2-F3- до 1140 А рис 4.
Рис.5 Время токовые характеристики предохранителей ПКТ-10
При предварительно выбранном токе 664А время большое.
По условию чувствительности в режиме основного действия :
Icp W5 МТЗ max===386 А
Токовые характеристики защиты линии W5 рис. 6.
АПВ: выбираем однократного действия;
Выдержка времени срабатывания однократного АПВ линии W1 будет определяться по выражению:
где - время включения и отключения выключателя
- время запаса (принимается равным 05 с);
- время деионизации среды в месте КЗ;
Расчет защиты трансформатора Т1 и Т2.
Защита двухобмоточных трансформаторов типа «Сириус-Т».
Расчет защиты трансформатора Т1 и Т2 ТД 1600035:
Величины необходимые для выбора уставок сводим в таблицу 7.
мах сквозной ток 3-ф к.з К6 К7
мах сквозной ток приведенный к 35 кВ
мин сквозной ток 2-ф к.з. К6 К7
мин сквозной ток приведенный к 35 кВ
Определение первичных и вторичных токов в плечах защиты Т2.
Наименование расчетного параметра
Значение параметра для стороны
Первичный номинальный ток трансформатора А
Коэффициент трансформации ТТ
Схема соединения обмоток ТТ
Вторичный ток в плечах защиты А
За основную сторону принимается плечо с большим вторичным током т.е. сторона низшего напряжения.
IдифIном – относительное значение уставки срабатывания отсечки.
Уставка должна выбираться из двух условий:
-отстройка от броска тока намагничивания силового трансформатора;
- отстройка от максимального первичного тока небаланса при переходном режиме расчетного внешнего к.з..
Отстройка от броска тока намагничивания:
При включении силового трансформатора со стороны высшего напряжения отношение амплитуды броска тока намагничивания к амплитуде номинального тока защищаемого трансформатора не превышает 5. Это соответствует отношению амплитуды броска тока намагничивания к действующему значению номинального тока первой гармоники равному 5=7.
Отсечка реагирует на мгновенное значение дифференциального тока и на первую гармонику этого же тока. Уставка по мгновенному значению равна
Минимально возможная уставка по первой гармонике равна 4 что соответствует 254=10 по отношению амплитуды к действующему значению или 10=7 по отношению амплитуд. Сравнение полученных значений свидетельствует об отстроенности отсечки по мгновенным значениям от возможных бросков тока намагничивания.
Расчеты показывают что действующее значение первой гармоники броска тока намагничивания не превышает 035 от амплитуды броска. Если амплитуда равна 7 действующим значениям номинального тока то действующее значение первой гармоники равно 7
Следовательно даже при минимальной уставке в 4 Iном отсечка отстроена от бросков тока намагничивания и при реагировании на первую гармонику дифференциального тока.
Отстройка от тока не баланса при внешнем КЗ.
Рекомендуется выбирать уставку по условию
где- отношение амплитуды первой гармоники тока небаланса к приведенной амплитуде периодической составляющей тока внешнего КЗ. Если на стороне ВН и НН используются трансформаторы тока с вторичным током 5А можно принимать
- коэффициент отстройки
-отношение тока внешнего расчетного КЗ к номинальному току трансформатора.
Для трансформатора Т1 S=16 МВ
максимальный ток вненего расчетного КЗ равен 2130 А
уставка отсечки равна:
Принимаем уставку 7.
Дифференциальная защита ДТЗ-2.
Тормозная характеристика ДЗТ-2 рис 6. - чувствительная ступень с торможением. Данная ступень предназначена для защиты трансформатора как от повреждений сопровождающихся большими значениями токов так и от межвитковых замыканий при которых значение аварийного тока меньше номинального тока обмотки трансформатора.
Тормозной ток формируется как полусумма модулей токов двух сторон защищаемого трансформатора.
Ломаная А В С делит координатную плоскость на две части - область срабатывания и несрабатывания. Все что лежит выше ломанной является областью срабатывания. Если расчетное соотношение токов Iдиф Iторм лежит выше границы разделения областей то происходит срабатывание (при отсутствии в этот момент блокировок по другим условиям например по второй гармонике) и устройство выдает сигнал на отключение.
Тормозная характеристика определяется уставками .
- ID1 Iном - базовая уставка ступени;
- kторм% - коэффициент торможения (наклон тормозной характеристики на втором ее участке);
- IТ2 Iном - вторая точка излома характеристики.
- ID2 ID1 - уставка блокировки от второй гармоники.
Базовая уставка ID1Iном определяет чувствительность рассматриваемой ступени защиты. Согласно следует стремиться иметь уставку в пределах (0305) для обеспечения чувствительности к полным витковым замыканиям в переплетенных обмотках и к межкатушечным замыканиям в любых обмотках. Принимаем уставку Iд1Iном=03.
Расчет коэффициента торможения:
Коэффициент торможения kторм должен обеспечить несрабатывание ступени при сквозных токах соответствующих второму участку тормозной характеристики (примерно от 10 до 30 Iном).
Расчетный ток небаланса порождаемый сквозным током состоит из трех составляющих и определяется выражением:
где kпер – коэффициент учитывающий переходный режим kпер=20;
kодн – коэффициент однотипности трансформаторов тока; kодн=05
-относительное значение полной погрешности трансформаторов тока в установившемся режиме
Первое слагаемое обусловлено погрешностями трансформаторов тока. Второе обусловлено наличием РПН. Рекомендуется считать равным полному размаху РПН.
Третье слагаемое обусловлено неточностью задания номинальных токов сторон ВН и НН – округлением при установке а также некоторыми метрологическими погрешностями вносимыми элементами устройства. Расчетное значение можно принимать
Для надежной отстройки от тока небаланса следует его умножить на коэффициент отстройки kотс который согласно следует принимать равным 13.
Если по защищаемому трансформатору проходит сквозной ток он может вызвать дифференциальный ток:
При принятом способе формирования тормозного тока он равен:
Коэффициент снижения тормозного тока равен:
Чтобы реле не сработало коэффициент торможения в процентах должен определяться по выражению:
Выбор второй точки излома тормозной характеристики:
Вторая точка излома тормозной характеристики IТ2Iном определяет размер второго участка тормозной характеристики. В нагрузочном и аналогичных режимах тормозной ток равен сквозному. Появление витковых КЗ лишь незначительно изменяет первичные токи поэтому тормозной ток почти не изменится. Для высокой чувствительности к витковым КЗ следует чтобы во второй участок попал режим номинальных нагрузок (IТIном=1) режим допустимых длительных нагрузок (IТIном=13). Желательно чтобы во второй участок попали и режимы возможных кратковременных нагрузок (самозапуск двигателей после АВР пусковые токи мощных двигателей если таковые имеются). Уставка IT2 Iном рекомендуется равной (152).Принимаем уставку
Первая точка излома тормозной характеристики вычисляется в реле автоматически по выражению:
Уставка блокировки от второй гармоники ID2 ID1 на основании опыта фирм давно использующих такие защиты рекомендуется на уровне (1215)%.
Принимается IТ2 Iном = 2 ID2 ID1 = 015.
Рассчитаем коэффициент чувствительности для рассматриваемой сети.
Чувствительность при двухфазном КЗв точке К7:
Защита достаточно чувствительна.
рис 6. Тормозная характеристика дифференциальной защиты трансформатора Т1и Т2
Сигнализация небаланса в плечах дифференциальной защиты (ДЗТ-3)
Уставку по току выбираем меньше чем минимальная уставка чувствительной ступени ДЗТ-2 () а уставку по времени порядка нескольких секунд что позволяет выявлять неисправности в токовых цепях дифференциальной защиты:
Максимальная токовая защита Т1 и Т2 от токов внешних КЗ
будет выполнена со стороны ВН трансформатора (МТЗ ВН).
Ток выставляемый на блоке:
Выбираем ТТ типа ТФНД-35 = 6005
Проверяем коэффициент чувствительности при двухфазном КЗ за трансформатором:
Кроме этого МТЗ от внешних КЗ должна быть согласована с защитами отходящих к нагрузкам Н3 и Н4 по току и времени:
где 04 - ступень селективности при согласовании устройств Сириус.
Защита от перегрузки контролирует три фазы тока в обмотках трансформатора.
Для контроля перегрузки двухобмоточного трансформатора достаточно следить за токами в одной из его обмоток. Для удобства пользования можно вводить контроль токов как в обмотке стороны ВН трансформатора так и в обмотке стороны НН. Уставки по току перегрузки задаются отдельно для высшего и низшего напряжений. Отключение контроля перегрузки производится с помощью уставок «Функция ВН » и «Функция НН ».
В случае если в течение времени ТПЕРЕГР хотя бы один из токов превышает заданную уставку то загорается светодиод «Перегрузка » и появляется надпись на индикаторе с расшифровкой стороны на которой произошла перегрузка. Также замыкаются контакты реле «Внешняя неисправность » и загорается светодиод «Внешняя неисправность » что сигнализирует возникновение внешней неисправности.
Светодиод «Перегрузка» работает в следящем режиме (гаснет при возврате токового органа).
Уставка сигнала перегрузки принимается равной:
гдк коэффициент отстройки Котс=105
Коэффициент возврата в данном устройстве Кв=095.
Номинальный ток Iном рекомендуется определять с учетом возможности увеличения его на 5% при регулировании напряжения.
Газовая защита основана на использовании явления газообразования в баке повреждённого трансформатора. Интенсивность газообразования зависит от характера и размера повреждения поэтому газовая защита различает степень повреждения и в зависимости от этого действует либо на отключение либо на сигнал.
Газовая защита поставляется вместе с трансформатором и расчету не подлежит. Газовая защита отечественных трансформаторов реализована на реле с чашкообразными элементами типа РГЧЗ – 66.
Данная защита подключается к микропроцессорному устройству как внешняя защита:
Для увеличения возможностей устройства в нем имеются два дополнительных дискретных входа для отключения от внешних защит «Внешнее отключение 1» и «Внешнее отключение 2». Свойства каждого входа программируются отдельно с помощью уставок. Для увеличения надежности и отстройки от ложных срабатываний может быть введен отдельно для каждого входа дополнительный контроль по току стороны ВН трансформатора с помощью уставки «Контр . по I». При этом для отключения выключателя будет необходимо наличие сигнала на входе например «Внешнее отключение 1» а также наличие пуска токового органа порог срабатывания которого задается с помощью уставки «I контр . вх А» в группе уставок «Общие » (этот же токовый орган используется для контроля по току входа УРОВ ).
Вход «Газовая защита трансформатора» является входом безусловного отключения и используется для подведения к устройству отключающего сигнала от цепей газовой защиты трансформатора. Длительность замыкания отключающих реле равна 1 секунде независимо от длительности присутствия данного сигнала на входе .
Для оперативного вывода из действия входа отключения от газовой защиты предусмотрен тумблер «Газовая защита трансформатора ». В случае если тумблер находится в положении «ОТКЛ » и на входе появляется сигнал то при срабатывание реле отключения на индикаторе появляется сообщение «Вход сигн . ГЗ » а также сигнал «Внешняя неисправность»что сигнализирует о возникновении внешней неисправности .
Уставки защиты трансформатора Т1 и Т2 приведены в табл. 9
Уставки защит трансформатора Т1 и Т2
коэффициент небаланса
по усл отстройки от тока небаланса
коэф-т. снижения тормозного тока
первая точка излома Iт1 Iном
вторая точка излома Iт2 Iном
уставка блокировки от вт.гарм. ггармоникиIдг2 Iдг1
Защита от перегрузки
Защита трансформатора Т3.
Расчет защиты трансформаторов Т3 на основе сириус Т аналогичен расчёту защиты трансформатора Т1 и Т2.
По этому все расчетные данные сводим в таблицу.
Дифференциальная защита от междуфазных коротких замыканий Т3
Расчет защиты трансформатора Т3 ТД 160035:
Величины необходимые для выбора уставок сводим в таблицу 10.
мах сквозной ток 3-ф к.з
мин сквозной ток 2-ф к.з.
Определение первичных и вторичных токов в плечах защиты Т3.
Защита трансформатора Т3 на основе Сириус-Т.
Сила тока небаланса для Т3
рис 7. Тормозная характеристика дифференциальной защиты трансформатора Т3
Уставки защит трансформатора Т3
Чувствительность при двухфазном КЗв точке К8:
где 04 - ступень селективности при согласовании устройств Сириус .
Расчет защиты линии W1 и W2.
мах сквозной ток 3-ф к.з К2
Ток срабатывания МТЗ W1 и W2.
Уставки защиты линии W1 W2
Расчет защиты линии W4.
мах сквозной ток 3-ф к.з К5
мин сквозной ток 2-ф к.з. К5
Расчёт уставок для Сириус-Л:
Ток срабатывания МТЗ 4.
Уставки защиты линии W4
Защита и автоматика линии W3
Рассмотрим пример выбора уставок для защиты «Сириус - Л».
АВР реализовано на базе устройств «Сириус-2В» Защита линии будет выполнена направленной трёхступенчатой причём АВР будет действовать на выключатель Q8 при пропадании напряжения со стороны линии W4.
МТЗ -1 выполнена в виде токовой отсечки без выдержки времени;
МТЗ- 2 выполнена в виде неселективной токовой отсечки с минимальной выдержкой времени.
МТЗ- 3 – максимальная токовая защита которая срабатывает при превышении максимальных рабочих токов линии.
Расчёт уставок МТЗ – 1 для устройства на выключателе Q7.
Выбран трансформатор тока типа ТВ-35-6005 класса 1 с коэффициентом трансформации 6005. Принимается схема ТТ соединенных в звезду.
Ток срабатывания устройства:
Расчёт уставок МТЗ – 2 для устройства на выключателе Q7.
Селективность отсечки при согласовании с быстродействующими защитами обеспечивается выдержкой времени 04 с. Ток срабатывания токовой отсечки отстраивается от тока внешнего трехфазного КЗ на шинах 10 кВ за трансформатором Т3(точка 8):
Ток срабатывания устройства:
Коэффициент чувствительности должен быть больше 2:
Время срабатывания отстраивается от времени срабатывания предыдущих быстродействующих защит:
Расчёт уставок МТЗ – 3 для устройства на выключателе Q7 (с независимой характеристикой).
Чувствительность максимальной защиты проверяется при двухфазном КЗ в конце защищаемого элемента (т.е. в конце линии W3 точка К4):
Коэффициент чувствительности при КЗ в резервной зоне действия защиты (точка К17):
Выдержка времени срабатывания защиты выбирается по условию согласования с последними наиболее чувствительными ступенями защит от многофазных КЗ предыдущих элементов.
Автоматическое включение резерва (АВР 1) устанавливается на Q8.
Устройства АВР применяются на секциях шин 35. Функция автоматического включения резерва выполняет устройство “Сириус - 2В” устанавливаемых на вводном выключателе Q6.
“Сириус - 2 В” выполняет следующие функции:
- контролирует напряжения UAB UBC на секции напряжение до выключателя Uвнр (схема нормального режима) и формирует команды управления выключателем ввода и секционным выключателем;
- выполняет АВР без выдержки времени при срабатывании защит трансформатора;
Автоматическое включение резерва в устройстве может быть реализовано
двумя способами когда устройство выдает сигнал включения резерва и когда при АВР включается свой выключатель. Выбор режима работы задается уставкой «Функция АВР –ВходВыходОткл.».
При АВР секционного выключателя на защитах обоих вводных выключателей задается уставка «Функция АВР» = «Выход» выходные сигналы «Включение от АВР» подаются на вход «Включение от АВР» защиты секционного выключателя.
При АВР трансформатора (АВРТ) на защите основного питающего ввода задается уставка «Функция АВР» = «Выход» выходной сигнал «Включение от АВР» подается на вход «Включение от АВРТ» защиты резервного вводного выключателя на котором задается уставка «Функция АВР» = «Вход».
Пуск АВР на секционный выключатель будет блокирован при работе МТЗ отключении по цепям УРОВ внешнего отключения с запретом АВР. Это предохраняет подключение поврежденной секции ко второму вводу.
Исходной информацией для пуска и срабатывания АВР является уровень напряжений UАВ UВС и UВНР контролируемых “Сириус -2В” положение силового выключателя ввода (“Вкл.” ”Откл”) а также при отсутствии входного сигнала “Блокировка АВР”.
Пуск АВР происходит при срабатывании пускового органа по напряжению. После отработки выдержки времени TАВР выдается команда на отключение выключателя ввода а после выполнения этой команды выдается команда включение выключателя Q12 который подключен к устройству “Сириус -2В” через оперативные цепи.
Определим среднее напряжение срабатывания АВР
Определяем временную уставку срабатывания АВР:
где - наибольшее время срабатывания защиты присоединений шин высшего напряжения подстанции (защиты W1W4 трансформаторы Т2 Т3);
Уставки защиты линии W3
Проверка согласования защит.
Значения параметров срабатывания защит на микропроцессорной базе полученные расчетным путем и необходимые для построения характеристик приведены в табл.18
Место установки защиты
приведенный к стороне 35кВ
приведенный к стороне 10кВ
МТЗ-1 Токовая отсечка
Наиболее наглядное представление о согласовании защит установленных на разных элементах электрической системы дают характеристики этих
защит в графическом виде карты селективности (рис. 8 910). Для
этого характеристики должны быть приведены к одной ступени напряжения
электрической системы например к стороне 10 кВ. Как правило на карты
селективности выносят характеристики только тех защит которые необходимо отстраивать друг от друга по времени или току и которые обтекаются током КЗ при КЗ в наиболее удалённой точке сети. Именно по этой причине характеристики защит представлены на нескольких рисунках а не на одном.Заключение.
Выполнив данную курсовую работы мы ознакомились с основными методами расчета необходимых защит на основе цифровой базы для элементов электрической сети.
Для обеспечения защиты использованы современные цифровые терминала Сириус-Т Сириус-Л и Сириус-В что дает возможность регулирования и настройки защиты в широком диапазоне.
Выполнив курсовую работу по картам селективности можно убедиться что каждая защита отстроена от защиты остальных элементов сети и обладает необходимой чувствительностью для правильной работы защиты и обеспечения надежности электроснабжения потребителей.
Список использованных источников
Правила устройства электроустановок М-во энергетики РФ. – 7-е изд. – М: Изд-во НЦ ЭНАС 2003.
Булычев А.В. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения. Примеры и задачи с решениями: Учебное пособие А.В. Булычев А.А. Наволочный Н.Д. Поздеев. – Вологда ВоГТУ 2006. – 132 с.
Чернобровов Н.В. Релейная защита: учеб. пособие для техникумов Н.В. Чернобровов. – 5-е изд. перераб. и доп. – М: Энергия 1974. – 680 с.
Берквич М.А. Основы техники релейной защиты М.А. Беркович В.В. Молчанов В.А. Семенов. – 6-е изд. перераб. И доп. – М: Энергоатомиздат 1984. – 376 с.
Шабад М.А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей М.А. Шабад – 2-е изд. перераб. и доп. – Л.: Энергия 1976. – 288 с.