Введение автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии на БиТЭЦ-1

Введение

На сегодняшний день приоритетным направлением в энергетической программе Российской Федерации является модернизация и поддержание работоспособности существующих энергетических мощностей, а также ввод новых энергетических объектов. Тепловая электроцентраль (ТЭЦ) предназначена для централизованного снабжения промышленных предприятий и городов электроэнергией и теплом. Бийская ТЭЦ-1 (БиТЭЦ-1) снабжает тепловой и электрической энергией все население г. Бийска, ближайшие к городу районы и крупнейшие промышленные предприятия: Бийский олеумный завод, ФНПЦ «Алтай», МУП «Бийские тепловые сети» и др.

Основные виды деятельности предприятия:

— Производство, передача и распределение тепловой и электрической энергии в соответствии с диспетчерским графиком тепловой и электрической нагрузок, договорными обязательствами перед потребителями;

— Сотрудничество в рамках договорных отношений с МРСК «Сибирь»;

— Реконструкция производственной базы и техническое перевооружение станции.

Внедрение современных автоматизированных систем управления стало одним из важнейших компонентов успешного развития БиТЭЦ-1. Реконструкция производственной базы и техническое перевооружение станции началось в 2002 году с введения в эксплуатацию нового котлоагрегата № 16, производительностью 500 тонн пара в час, с современной АСУ ТП на базе ПТК «Торнадо», производства компании «Модульные Системы Торнадо». Комплексные испытания и анализ показателей работы нового котла подтвердили надежность технических решений, позволяющих обеспечить стабильное и эффективное функционирование технологического оборудования предприятия. После внедрения АСУ ТП котлоагрегата № 16 была разработана общая концепция автоматизации и модернизации технологического оборудования предприятия.

На БиТЭЦ-1 также введена в опытно-промышленную эксплуатацию автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ).

Собственные нужды (с.н.) электрических станций являются одним из ответственных объектов, обеспечивающих необходимые условия работы теплового и электрического оборудования электростанции. Повысить надёжность с.н. одна из первостепенных задач.

Являясь тепловой электростанцией, ТЭЦ отличается использованием тепла частично «отработавшего» в турбинах пара для нужд промышленного производства, а также для отопления и горячего водоснабжения. При такой комбинированной выработке электроэнергии и тепла достигается значительная экономия топлива по сравнению с раздельным энергоснабжением, то есть выработкой электроэнергии на конденсационной электростанции (КЭС) и получением тепла от местных котельных. Поэтому ТЭЦ получили широкое распространение в районах (городах) с большим потреблением тепла и электричества. Существенной особенностью ТЭЦ является повышенная мощность теплового оборудования по сравнению с электрической мощностью электростанции. Это обстоятельство предопределяет больший относительный расход электроэнергии на с.н., чем на КЭС.

В данной работе расчет режимов коротких замыканий производится на базе программы МУСТАНГ.

1. Описание схемы БиТЭЦ-1

Распределительные устройства (РУ) служат для приема и распределения электроэнергии и содержат коммутационные аппараты, шины и вспомогательные устройства.

На ТЭЦ находятся в эксплуатации следующие РУ:

— Генераторное распределительное устройство (ГРУ-6 кВ).

— Закрытое распределительное устройство 35кВ (ЗРУ-35 кВ).

— Закрытое распределительное устройство 110кВ (ЗРУ-110 кВ).

— Распределительные устройства собственных нужд 6кВ (РУСН-6 кВ).

— Распределительные устройства 6 кВ и 0,4 кВ насосной «Водозабора».

— Распределительные устройства собственных нужд 0,4 кВ (РУСН-0,4 кВ) главного корпуса.

— Распределительное устройство РУ-0,4 кВ дробильного корпуса.

— Распределительное устройство РУ-0,4 кВ ЦЩТП.

— Распределительные устройства РУ-0,4 кВ химического цеха.

— Распределительное устройство РУ-0,4 кВ вагоноопрокидывателя.

— Распределительное устройство РУ-6 кВ пиковой водогрейной котельной.

— Распределительное устройство крана «КРАФ».

— Распределительное устройство РУ-0,4 кВ РМУ.

— Распределительные устройства электрофильтров котлов № 14, 15, 16.

Распределительное устройство размораживающего устройства «Инфрасиб».

2. Определение располагаемой реактивной мощности агрегатов и БиТЭЦ-1

Рассмотрим характеристики располагаемой реактивной мощности для каждого генератора и для всей электростанции для следующих случаев:

— отключение ТГ-2;

— отключение ТГ-2 и ТГ-1;

— отключение ТГ-2 и ТГ-3 (4,5);

— отключение ТГ-2 и ТГ-6;

— отключение ТГ-2 и ТГ8 (7).

Из таблицы 1, а также кривых зависимостей Q = f (P, U_*) следует, что при небольших коэффициентах загрузки по активной мощности генераторы могут выдавать значительную реактивную мощность, достаточную для поддержания напряжения в сетях 35, 110, 220 кВ в районе, прилегающем к БиТЭЦ-1 и в сетях 6кВ и 0,4кВ собственных нужд. Но для уменьшения потерь мощности и электроэнергии в сетях собственных нужд необходимо увеличить выдачу реактивной мощности от синхронных двигателей.

В таблице 1 приведены значения располагаемой реактивной мощности Бийской ТЭЦ-1, определенные при номинальных напряжениях и токе статора при нагрузках осенне-зимнего максимума (по данным измерений).

Таблица 1. Значения располагаемой реактивной мощности при номинальных напряжении и токе статора

Таблица 2. Располагаемая реактивная мощность для активной мощности, соответствующая таблице 1.

Значительные резервы БиТЭЦ-1 по реактивной мощности позволяют использовать ее как средство регулирования режима по напряжению и по реактивной мощности.

Рисунок 1. Зависимость располагаемой реактивной мощности от загрузки генераторов (все ТГ включены) Таблица 3. Данные для построения зависимости Qст (kзап), ТГ-2 отключен

Рисунок 2. Зависимость располагаемой реактивной мощности от загрузки генераторов (ТГ-2 отключен).

Таблица 4. Данные для построения зависимости Qст (kзап), ТГ-2 и ТГ-8 отключены.

Рисунок 3. Зависимость располагаемой реактивной мощности от загрузки генераторов (ТГ-2 и ТГ-8 отключены).

Таблица 5. Данные для построения зависимости Qст (kзап), ТГ-2 и ТГ-1 отключены.

Рисунок 4. Зависимость располагаемой реактивной мощности от загрузки генераторов (ТГ-2 и ТГ-1 отключены) Таблица 6. Данные для построения зависимости Qст (kзап), ТГ-2 и ТГ-6 отключены

Рисунок 5. Зависимость располагаемой реактивной мощности от загрузки генераторов (ТГ-2 и ТГ-6 отключены).

Таблица 7. Данные для построения зависимости Qст (kзап), ТГ-2 и ТГ-3 отключены.

Рисунок 6 Зависимость располагаемой реактивной мощности от загрузки генераторов (ТГ-2 и ТГ-3 отключены)

3. Расчет режимов коротких замыканий

3.1 Метод решения и алгоритм Расчет режимов коротких замыканий проводился при помощи программы TКЗ200.exe.

В основе алгоритма оперативных расчетов режимов к.з. используется метод узловых напряжений и метод наложения, при реализации которых предусмотрено определение ЭДС источников питания (ИП): система бесконечной мощности, синхронные генераторы (СГ), двигатели (СД), компенсаторы (СК), асинхронные двигатели (АД) и узлы с обобщенной нагрузкой (УОН) — в соответствующий момент времени переходного процесса и последующее вычисление токов в месте к.з. и в контролируемых ветвях и напряжений в заданных узлах выделенного района.

Алгоритм расчета можно разбить на следующие этапы:

1. На первом этапе расчета вычисляются сопротивления всех включенных элементов системы, которые приводятся к базисным условиям в относительных или именованных единицах (это задается коэффициентом К1.

2. В начальный момент времени переходного процесса ИП учитываются сверхпереходными сопротивлениями и ЭДС. ЭДС i-го ИП для j-го момента времени рассчитывается по формуле:

где U i (j-1)_* — напряжение на выводах i-го ИП в начале j-го расчетного интервала, если нет возможности его вычислить или эта величина не задана, то U i (j -1)_* = 1 о.е.,

i — признак i-го ИП (i = 1 для СД, i = -1 для АД);

Кзi — коэффициент загрузки i-го ИП, если он не задан, то Кзi=1. Для сверхпереходного режима (j=1):

Для системы бесконечной мощности Ec_* = 1 для любого момента времени. Если расчет ведется в именованных единицах, то все найденные ЭДС приводятся к базисной ступени (в подпрограмме ZRX):

Заранее вычисленные значения ЭДС вводятся в массив параметров ветвей.

3. В подпрограмме СВМR производится упорядочение ветвей и перенумерация узлов таким образом, чтобы любая ветвь имела общий узел хотя бы с одной предыдущей ветвью с ЭДС или без нее, когда все ветви, связанные с ветвями с ЭДС, уже внесены ЭВМ в общий массив ветвей до рассматриваемой ветви. В исследуемую модель района вводятся только включенные элементы (КРR =1).

4. Для начального момента — сверхпереходного режима КЗ (j=1) находятся задающие токи в узлах схемы по формуле:

где n — номер узла схемы, соответствующий концу ветви с ЭДС;

Zonj — сопротивление ветви с ЭДС, т. е. ветви, имеющей начало «0».

Для всех остальных узлов Iуnj=0.

5. Формируется матрица узловых сопротивлений к.з. (Zкзj) при помощи подпрограммы СZMATR, в которой используется метод наращивания ветвей, а за базисный узел принимается узел с номером «0» (или «нулевой узел»).

6. Методом узловых напряжений рассчитываются напряжения в «нагрузочном» (предшествующем) режиме:

где Zкзj — матрица, полученная в пункте 5 для j-го момента времени;

Iуj — вектор задающих токов, элементы которого рассчитаны в пункте 4.

Каждая из составляющих вектора-столбца Uнуj находится по выражению:

где Zinj — сопротивления, входящие в i-ую строку матрицы Zкзj;

n — число узлов в преобразованной схеме, не считая базисного узла («0»).

7. Для заданной точки КЗ суммарный ток КЗ рассчитывается по формуле:

где k — номер точки КЗ, совпадающий с номером строки матрицы Zк.зj;

Zkkj — диагональный элемент матрицы Zкзj.

1. Остаточные напряжения в узлах схемы в режиме к. з определяются из условий наложения «нагрузочного» режима на чисто «аварийный» (добавочный) режим:

где Uдкnj — напряжение в n-ом узле при КЗ в k-ом узле в «аварийном» (добавочном) режиме;

Znkjсопротивление, входящие в n-ый толбец и k-ую строку матрицы Zкзj.

9. Для каждой точки КЗ выполняется распределение тока к. з по ветвям схемы:

Для ветви без ЭДС:

Для ветви с И.П.

10. Для других моментов времени КЗ: j=2(переходный режим), j=3 (установившийся режим КЗ), пункты 1- 9 повторяются.

3.2 Описание комплекса программ Комплекс ТКZ состоит из трех программ: BAZ700, PEQIV и РTKZC. BAZ700 — программа проверки базы данных; PEQIV — программа эквивалентирования, состоящая из основной программы, в которой есть обращение к подпрограммам: СBMR — формирование модели района в комплексной форме с обращением к подпрограмме ZRX — расчет сопротивлений Z, R, X и ЭДС для каждой ветви схемы и приведение их к базисным условиям, CZMATR — формирование матрицы узловых сопротивлений в комплексной форме, VZMC — вывод на печать комплексной матрицы узловых сопротивлений; PTKZC — программа расчета режимов трехфазных к.з. с представлением параметров схемы и режима в комплексной форме, в которой есть обращения к подпрограммам CBMR, CZMATR, ZMC и ТВК — печать результатов расчета в виде таблицы.

При формировании программного обеспечения комплекса TKZ использован модульный принцип, который позволяет из одних и тех же подпрограмм составлять программы, при помощи которых решаются разные задачи, связанные с расчетами переходных процессов. База данных формируется в виде файлов данных, содержащих «массивы параметров ветвей», с помощью справочника SPRAV1 и таблицы.

Технология выполнения расчетов при помощи комплекса TKZ предусматривает создание или корректировку файла с исходными данными, их проверку при помощи программы BAZ700, эквивалентирование отдельных частей схемы, если требуется уменьшение числа узлов (программа PEQIV); расчет режимов трехфазного к.з. (программа TKZ200. EXE — для электрических сетей, имеющих не более двухсот узлов).

Программа BAZ700 предназначена для проверки правильности заполнения вновь сформированного или откорректированного файла с исходными данными и для его распечатки в виде таблицы. В ней предусмотрено:

1) определение числа всех ветвей, входящих в базовую модель сети (БМС);

2) вывод на печать таблицы с параметрами ветвей, входящих в БМС (если KV=0);

3) построчная проверка" массива параметров ветвей", для каждой строки этого массива, имеющей ошибки, распечатывается одна строка таблицы, в которую вносятся начало и конец ветви, признак включения (1) или отключения (0), отсутствие (0) или наличие (1) ошибки в определенном параметре ветви и номер ветви;

4) определение числа всех узлов и ветвей БМС;

5) проверка связности графа схемы, для чего формируются векторы: NUZ2, содержащий номера узлов в порядке, соответствующем наращиванию ветвей при формировании матрицы узловых сопротивлений; NV, содержащий количества ветвей, примыкающих к узлам, номера которых соответствуют элементам вектора NUZ2.

3.3 Формирование файлов с исходными данными Для программы BAZ700 необходимы два файла: DBAZ и файл «с массивом параметров ветвей» БМС.

В DBAZ входит одна строка с коэффициентом KV, записанным в формате I4: если KV = 0, то на печать выводятся таблица с БМС и векторы-столбцы NV и NUZ 2, а если КV = 1, то без этой таблицы.

Для выполнения расчетов при помощи программы PEQIV составляются следующие файлы: DEQIV, DCBMR и скорректированный файл с параметрами ветвей БМС.

В DEQIV информация вводится в виде одной строки, содержащей KV, NUZQ, NM, NZM в формате 4I7. Если KV = 1, то в файл с результатами расчетов выводятся только значения эквивалентного сопротивления (Zэкв) и ЭДС (Еэкв), если KV=0, то в этом файле размещается строка для массива параметров ветвей с параметрами эквивалентной ветви, если KV=2, то выводятся эти два вида информации, соответствующие КV=1 и КV=0; NUZQ — номер узла, относительно которого производится эквивалентирование; NM — максимальное число узлов, которое может содержать БМС (максимальная размерность матрицы ZM (Zкзj)). Если NZM=0, то не выводится матрица узловых сопротивлений ZM; если NZM = 1, то выводится матрица ZM, если NZM = 2, то выводится главная диагональ матрицы ZM, если NZM имеет любое другое значение, то выводится строка, соответствующая узлу, относительно которого производится эквивалентирование.

DCBMR включает одну строку, содержащую: SB (базисная мощность), UB (базисное напряжение), К1, К11 в форматах 2F10.3 и 2I5; если К1 = 0, то расчет выполняется в именованных единицах, а если К1 = 1, то расчет выполняется в относительных единицах; если К11 = 1, то выводятся таблицы с БМС и параметрами ветвей района, приведенные к базисным условиям; если К11 = 0, то выводится только последняя таблица; если К11 = 2, то обе таблицы не выводятся.

3.4 Влияние двигателей собственных нужд на уровни токов КЗ Степень влияния синхронных и асинхронных электродвигателей на ток к.з. зависит от характера исходной расчетной схемы, положения расчетной точки к. з, её удаленности от электродвигателей и многих других факторов.

Для проведения анализа влияния двигателей С.Н. были рассчитаны токи к.з. для двух случаев: с учетом и без учета двигателей С.Н.

Параметры двигателей были рассчитаны по следующим формулам:

Полное сверхпереходное сопротивление двигателя, о.е.:

Полная мощность двигателя, МВА:

Номинальное сопротивление двигателя, Ом:

Полное сверхпереходное сопротивление двигателя, Ом:

Активное сверхпереходное сопротивление двигателя, Ом:

Реактивное сверхпереходное сопротивление двигателя, Ом:

Электродвижущая сила двигателя, кВ:

Рассчитанные параметры всех двигателей представлены в приложении Б.

Был рассчитан ток к.з. в двух точках: со стороны 35кВ и 6кВ.

Без учета двигателей С.Н.: 35 кВ:; 6 кВ: .

С учетом двигателей С.Н.: 35 кВ:; 6 кВ: .

Из результатов видно, что величина тока к.з. увеличивается, если в расчетах учтены двигатели С. Н. Но их влияние на ток к.з. не существенно. Так со стороны 6 кВ величина тока к.з. увеличилась на 9%, а со стороны 35 кВ на 4%.

Полный расчет токов к.з. приведен в приложении В.

4. Релейная защита трансформатора 35/6 кВ Основными видами повреждений в трансформаторах и автотрансформаторах являются:

а) замыкания между фазами внутри кожуха трансформатора и на наружных выводах обмоток;

б) замыкания в обмотках между витками одной фазы (витковые замыкания);

в) замыкания на землю обмоток или их наружных выводов.

Защиты силовых трансформаторов могут быть подразделены на две основные группы:

1) защиты от внутренних повреждений, к которым относятся газовые и дифференциальные защиты, а также токовая отсечка;

2) защиты от сверхтоков, вызванных внешними к.з., к которым относятся максимальные токовые защиты, включенные на полные токи или составляющие нулевой или обратной последовательностей.

Не допускается эксплуатация трансформаторов, у которых отсутствует защита со стороны питания (35 или 110 кВ), поскольку в этих случаях, как правило, остается незащищенным участок между выводами и выключателем низшего напряжения.

Для выполнения защиты трансформаторов со стороны питания могут использоваться выносные, встроенные или накладные трансформаторы тока.

4.1 Дифференциальная защита трансформатора Дифференциальная защита является основной быстродействующей защитой трансформаторов. Её установка обязательна на трансформаторах мощностью 6000кВА и более, а также на трансформаторах меньшей мощности, у которых не может быть выполнена достаточно чувствительная токовая отсечка.

Дифференциальная защита трансформаторов имеет несколько особенностей, отличающих её от дифференциальных защит других элементов.

а) Необходимость отстройки от бросков намагничивающего тока, возникающих при включении ненагруженного трансформатора под напряжение или при восстановлении напряжения после отключения внешнего к.з.

б) Необходимость отстройки от токов небаланса, обусловленных неполным выравниванием действия вторичных токов в плечах дифференциальной защиты.

4.1.1 Основные условия расчета Ток небаланса дифференциальной защиты состоит из трёх составляющих:

где — составляющая тока небаланса, обусловленная разностью намагничивающих токов трансформаторов тока в плечах защиты. Эта составляющая, характерная для всех дифференциальных защит, может быть особенно значительной для дифференциальных защит трансформаторов, поскольку они отличаются большими и значительно отличающимися сопротивлениями нагрузки трансформаторов тока в плечах защиты;

— составляющая тока небаланса, вызванная регулировкой коэффициента трансформации защищаемого трансформатора;

— составляющая тока небаланса, вызванная невозможностью точной установки на коммутаторе реле РНТ или ДЗТ расчетных чисел витков (часто дробных) уравнительных обмоток. Первым условием выбора первичного тока срабатывания защиты является отстройка от тока небаланса:

где — коэффициент надёжности, учитывающий ошибку реле и необходимый запас, может быть принят равным 1,3 для реле РНТ (для реле ДЗТ принимается 1,5).

Вторым условием выбора тока срабатывания защиты является отстройка от броска тока намагничивания при включении ненагруженного трансформатора под напряжение:

где — номинальный ток, соответствующий номинальной мощности трансформатора и типовой мощности для автотрансформатора;

— коэффициент отстройки защиты от броска тока намагничивания, предварительно принимаемый 1,3 при выполнении защиты с реле типа РНТ при условии, что надёжность отстройки уточняется при наладке защиты, для ДЗТ принимается равным 1,5 из-за отсутствия короткозамкнутой обмотки.

Чувствительность защиты при повреждениях в защищаемой зоне характеризуется коэффициентом чувствительности, который определяется в предположении, что весь ток к.з. проходит по одной стороне:

где — ток в первичной обмотке НТТ реле РНТ, ДЗТ при условии, что он проходит по трансформаторам тока только одной из сторон, определяется приведением минимального первичного тока к.з. к вторичной цепи этих трансформаторов тока с учетом вида повреждения, схем соединения трансформаторов тока и обмоток защищаемого трансформатора;

— ток срабатывания реле, соответствующий числу витков

первичной обмотки НТТ реле РНТ, ДЗТ, используемых на той стороне, по которой проходит ток .

4.1.2 Расчет тока небаланса Составляющие тока небаланса, входящие в выражение выше, определяются следующим образом.

а) Составляющая, обусловленная погрешностью трансформаторов тока:

где — периодическая слагающая тока (при t =0) при расчетном внешнем трехфазном металлическом к.з.;

— относительное значение тока намагничивания, при выборе трансформаторов тока по кривым 10%-ных кратностей принимается равным 0,1;

— коэффициент однотипности, принимается равным 1, если на всех сторонах трансформатора имеется не более одного выключателя; может приниматься равным 0,5, если трансформатор присоединен к сети через два выключателя, но только при рассмотрении внешнего повреждения на этой стороне;

— коэффициент, учитывающий переходный режим, для реле с НТТ может быть принят 1.

б) Составляющая, обусловленная регулированием напряжения защищаемого трансформатора:

где и — периодические составляющие токов (при t =0), проходящих при расчетном внешнем к.з. на сторонах, где производится регулирование напряжения;

и — относительные погрешности, обусловленные регулированием напряжения на сторонах защищаемого трансформатора и принимаемые равными половине суммарного диапазона регулирования напряжения на соответствующей стороне, при этом выбор числа витков обмоток реле РНТ производится по режиму, соответствующему средней величине регулируемого напряжения.

в) Составляющая, обусловленная неточностью установки на коммутаторе реле РНТ (ДЗТ) расчетных чисел витков уравнительных обмоток:

где и — расчетные числа витков уравнительных обмоток РНТ для не основных сторон;

и — периодические составляющие токов к.з. (при t =0), проходящих при расчетном внешнем к.з. на сторонах, где используются числа витков соответственно и .

4.1.3 Расчет чисел витков обмоток НТТ В начале расчета определяется вторичные токи в плечах дифференциальной защиты трансформатора. Сторона, где проходит наибольший ток, принимается за основную. Для этой стороны определяется ток срабатывания реле по выражению:

где — ток срабатывания защиты;

— коэффициент трансформации трансформаторов тока на основной стороне;

— коэффициент схемы для трансформаторов тока на основной стороне.

Число витков обмотки НТТ реле РНТ, подключаемой к трансформаторам тока основной стороны определяется по выражению:

где — намагничивающая сила срабатывания реле, для РНТ равна 100А.

Число витков обмотки, включаемой на неосновной стороне:

4.2 Максимальная токовая защита без пуска по напряжению и токовая отсечка Расчет максимальной защиты заключается в выборе: тока срабатывания защиты (первичного); тока срабатывания реле (для определенной принятой схемы защиты и типа реле); времени срабатывания реле времени (для защиты с независимой характеристикой) и характеристики срабатывания токовых реле (для защиты с зависимой характеристикой).

Отсечка является разновидностью токовой защиты, позволяющей обеспечить быстрое отключение к.з. Токовые отсечки подразделяются на отсечки мгновенного действия и отсечки с выдержкой времени (порядка 0,3 — 0,6 секунд).

Главное отличие между отсечкой и максимальной токовой защитой заключается в способе обеспечения селективности.

Селективность действия максимальных защит достигается с помощью выдержки времени. Селективность действия токовых отсечек обеспечивается соответствующим выбором тока срабатывания.

4.2.1 Выбор тока срабатывания Уставки по току максимальной токовой защиты должны обеспечивать:

— несрабатывание защиты на отключение защищаемой линии при послеаварийных перегрузках;

— согласования действия (по току и по времени) с защитами питающих и отходящих элементов;

— необходимую чувствительность при всех видах к.з. в основной защищаемой зоне и зоне резервирования;

— согласование действия (по току) с электромагнитами отключения и вспомогательными реле (только для схем защиты на переменном оперативном токе с дешунтированием электромагнитов отключения).

Несрабатывание максимальной защиты на отключение достигается выбором тока возврата токовых реле, большим, чем наибольший ток в режиме самозапуска. Обозначив отношение тока возврата к току срабатывания защиты коэффициентом, получим выражение для выбора тока срабатывания максимальной защиты:

где — коэффициент надёжности, учитывающий погрешность реле и необходимый запас (1,1 — 1,4 принимается от типа реле);

— коэффициент возврата реле, величина которого зависит от вида нагрузки и её параметров и т. д;

— максимальный рабочий ток защищаемого элемента.

Бездействие максимальной защиты при восстановлении напряжения после перерыва питания, должно обеспечиваться выбором тока срабатывания по выражению:

4.2.2 Согласование защит по чувствительности (по току) Правило согласования защит по чувствительности требует, чтобы защита, расположенная ближе к источнику питания (последующая), была менее чувствительна, чем защита, расположенная дальше от источника питания (предыдущая). Соблюдение этого условия обеспечивает селективную работу последующей защиты при к.з. в зоне действия предыдущей защиты, когда токи к.з. близки по величине к токам срабатывания защит.

С учетом токов нагрузки условие согласования по чувствительности для последующей максимальной токовой защиты имеет вид:

где — коэффициент надёжности согласования;

— коэффициент токораспределения, учитывается при наличии нескольких источников питания, при одном источнике равен 1;

— геометрическая сумма максимальных рабочих токов всех предыдущих элементов.

Если реле включено на разность фазных токов (=) для линий и для защит трансформаторов:

.

Ток срабатывания реле определяется как:

где — наибольший ток срабатывания защиты;

— коэффициент трансформации трансформаторов тока.

Время срабатывания (выдержка времени) максимальных защит выбирается из условий селективности и термической устойчивости защищаемого элемента. По условию селективности для защит с независимыми характеристиками время срабатывания последующей (расположенной ближе к источнику питания) защиты определяется по выражению:

где — время срабатывания предыдущей защиты;

— ступень селективности (0,4 — 0,5 сек).

Для защит с зависимой характеристикой принимается = 0,6 сек.

4.2.3 Условия расчета токовой отсечки

По условию селективности ток срабатывания отсечки выбирается большим максимального значения тока при к.з. в конце защищаемого участка:

4.3 Защита трансформаторов от перегрузки На трансформаторах, находящихся под наблюдением персонала, защита от перегрузки выполняется действующей на сигнал посредством токового реле. Токовое реле устанавливается на одной фазе, поскольку перегрузка трансформаторов возникает во всех трех фазах. Чтобы избежать излишних сигналов при к.з. и кратковременных перегрузках, предусматривается реле времени, обмотки которого должны быть рассчитаны на длительное прохождение тока.

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

.

На подстанциях без дежурного персонала защита от перегрузок выполняется трехступенчатой.

4.4 Расчет релейной защиты для трансформатора (1ГТ) ТД-20 000/35

Исходные данные: S = 20 000 кВА; Uвн = 38,5 кВ; Uнн = 6,3 кВ; Y/Д — 11;

Iк (3) = 28,596 кА [из предыдущих расчетов для точки 10].

Дифференциальная защита без торможения

1) ;

;

;

;

.

Принимаем .

2) Выбираем трансформаторы тока:

6,3 кВ: ТПШЛ — 10: I1н = 2000А; nт = 2000/5; Zн = 1,2 Ом; щ2 = 400;

35 кВ: ТМГД — 35: I1н = 400А; nт = 400/5; Zн = 0,4 Ом; щ2 = 80;

3) Вторичные токи в плечах защиты:

;

6,3 кВ: ;

35 кВ: .

За основную принимаем сторону с наибольшим вторичным током в плечах защиты, т. е. 35 кВ.

4) Расчетный ток в реле (для треугольника с тремя реле):

замыкание трансформатор токовый напряжение

.

5) Расчетный ток срабатывания реле на основной стороне:

.

Коэффициент чувствительности:

.

Поскольку >2, то расчет следует продолжить.

6) Принятое число витков на основной стороне:

.

Тогда .

7) Расчетное число витков на неосновной стороне:

.

8) Коэффициент чувствительности защиты для окончательно выбранных чисел витков щосн = 8 и щнеосн = 12:

.