Релейная защита

Число витков обмотки трансреактора (НТТ), подключаемой к трансформаторам тока основной частоты, определяется по выражению.

где — магнитодвижущая сила, необходимая для срабатывания реле, для дифференциальных реле равна 100(5 А.

В качестве основной может использоваться либо одна из уравнительных обмоток (см. рис.

7.1,а), либо рабочая (дифференциальная) обмотка реле (рис.

7.1,б).

Рис.

7.1. Схемы включения обмоток реле типа РСТ-15 в дифференциальной защите трансформатора (для одной фазы) без использования рабочей (дифференциальной) обмотки (а) и с использованием рабочей обмотки (б).

Уточним ток срабатывания реле.

Для не основной обмотки число витков определяется по условию обеспечения выравнивания магнитодвижущих сил обмоток основной и не основной сторон в номинальном режиме работы защищаемого трансформатора:

Из этого соотношения следует, что число витков обмотки НТТ, включаемой на не основной стороне, должно быть.

Выбираем =17 витков, из них =14 витков, =3 витка.

Для повышения чувствительности продольных дифференциальных защит широко используется принцип торможения сквозным (циркулирующим) током. Как видно из принципиальной схемы дифференциальной защиты с торможением (рис.

7.2,а), при внешнем (сквозном) КЗ этот ток проходит по тормозной обмотке дифференциального реле. В это же время по дифференциальной (рабочей) обмотке реле проходит ток небаланса. Магнитодвижущая сила рабочей обмотки направлена на срабатывание реле, тормозной обмотки — на загрубление реле, предотвращающее его срабатывание при внешних КЗ.

Рис.

7.2. Токораспределение в цепях одной фазы дифференциальной защиты с торможением: а) при внешнем КЗ; б) при КЗ в зоне действия защиты.

Для обеспечения несрабатывания реле при внешних КЗ на тормозной обмотке реле должно быть включено число витков, определяемое по выражению:

где — ток небаланса (первичный);

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

— коэффициент отстройки, учитывающий ошибку реле и необходимый запас, принимается равным 1.5;

=0.75;

Ток небаланса, приведенный к стороне НН, имеет три составляющих:

Составляющая тока небаланса I’нб определяется наличием погрешности ТА:

где — относительное значение тока намагничивания, при выборе трансформаторов тока по кривым предельных кратностей принимается равным 0.1;

— коэффициент однотипности, принимается равным 1.0;

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

0.

Составляющая тока небаланса I"нб от изменения коэффициента трансформации защищаемого трансформатора с РПН:

где ΔU — относительная погрешность, обусловленная регулированием напряжения на сторонах защищаемого трансформатора.

Составляющая тока небаланса I'"нб обусловленная неточностью выравнивания МДС сторон промежуточного ТА реле ДЗТ-11:

Тогда.

Количество витков тормозной обмотки:

Определим коэффициент чувствительности:

где — ток в реле в режиме двухфазного короткого замыкания за трансформатором в минимальном режиме работы системы.

В курсовой работе расчет чувствительного комплекта не производится, необходимо заметить о необходимости установки такого комплекта при Kч<2. Трансформаторы тока одноименных фаз расщепленных обмоток стороны низшего напряжения соединяются параллельно.

7.

2. Расчет МТЗ.

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

Рис.

7.3. Расчетная схема МТЗ Ток срабатывания МТЗ:

где =1.2;

=0.85 для реле РТ-40;

Определим коэффициент самозапуска двигателей нагрузки Н2.

Составим схему замещения рис.

7.4.

Определим сопротивления нагрузки секций на которые подается напряжение при срабатывании АВР.

Сопротивление системы.

Сопротивление линии.

Сопротивление трансформатора Т1.

Сопротивление двигателя при пуске.

где ток двигателя.

Сопротивление линии Л4.

Сопротивление трансформатора Т4.

Сопротивление нагрузки Эквивалентное сопротивление Определим ток самозапуска.

Коэффициент самозапуска.

Предельный ток.

Ток срабатывания защиты.

Ток срабатывания реле:

Окончательно выбираем реле РТ-40/50.

Проверим коэффициент чувствительности для двух случаев:

1. При двухфазном коротком замыкании за трансформатором:

2. Как резервная для смежного участка:

Выдержка времени выбирается из условия селективности на ступень выше наибольшей выдержки времени релейных защит присоединений, питающихся от трансформатора.

7.

3. Расчет защиты от перегрузок.

Ток срабатывания релейной защиты от перегрузок выбирается из условия возврата токового реле при номинальном токе трансформатора.

где = 1.05.

Выбираем реле РТ-40/10.

Время срабатывания защиты от перегрузок выбирается на ступень больше времени защиты трансформатора от внешних КЗ.

8. Расчет защиты параллельных линий 110 кВ.

Поперечная дифференциальная токовая направленная защита является защитой с абсолютной селективностью и применяется в качестве основной защиты.

Принцип действия поперечной дифференциальной токовой направленной защиты основан на сравнении токов одноименных фаз двух параллельных линий. Токовое реле защиты включается на разность токов двух трансформаторов тока, установленных в одноименных фазах параллельных линий. Если сопротивления линий одинаковые, то в нормальном режиме и в режиме внешнего короткого замыкания (КЗ) токи в линиях равны по величине и совпадают по фазе. Следовательно, их разность равна нулю и защита не работает. Это справедливо для обоих комплектов защиты, установленных по концам линий (рис.

8.1,а).

При возникновении повреждения на одной из защищаемых линий токораспределение в них нарушается. Токи КЗ, протекающие по линиям, будут разными (рис.

8.1,б).

Рис.

8.1. Схема параллельных линий и их защит.

Ток срабатывания защиты выбирается по следующим условиям.

— от суммарного тока небаланса в режиме внешнего КЗ:

где — коэффициент отстройки, ;

— суммарное значение тока небаланса,.

где — составляющая тока небаланса, обусловленная погрешностью трансформаторов тока;

— составляющая тока небаланса, обусловленная различным сопротивлением линий;

где — коэффициент однотипности трансформаторов тока, ;

— коэффициент, учитывающий наличие апериодической составляющей в токе КЗ, ;

— полная погрешность трансформаторов тока; ;

— ток трехфазного короткого замыкания, протекающий по одной линии в режиме внешнего короткого замыкания на шинах приемной подстанции.

где — соответственно сопротивления первой и второй параллельных линий, т.к. то 0.

Ток срабатывания защиты.

— отстройки от суммарного рабочего тока линии, который будет протекать через защиту при одностороннем отключении одной из линий:

За расчетный ток срабатывания для комплекта защиты, установленного в начале линии, следует принимать максимальное значение, полученное по двум приведенным выше условиям.

Выбираем Iсз= 234 А Для комплекта защиты, установленного с приемной стороны, достаточно выбрать ток срабатывания по первому условию, т.к. в режиме нагрузки ток в линии не дает защите работать ложно.

Выбираем Iсз= 234 А.

Ток срабатывания реле (в начале и в конце ВЛ):

Выбираем реле РТ-40/6.

Проверка чувствительности защиты.

Зона каскадного действия каждого комплекта находится у шин противоположной подстанции и определяется по выражению:

что составляет 9% длины линии где — ток срабатывания защиты;

— ток трехфазного короткого замыкания на границе зоны каскадного действия;

— длина защищаемой линии.

Коэффициент чувствительности определяется для двух режимов работы:

1. Режим каскадного действия защит, т. е. режим короткого замыкания у шин противоположной подстанции и отключенном выключателе поврежденной линии с этого конца:

где — ток срабатывания защиты;

— ток, протекающий через данную защиту при двухфазном КЗ у шин противоположного конца линии и отключенном выключателе поврежденной линии с этого конца.

2. Режим КЗ в точке равной чувствительности:

Расположение точки равной чувствительности от начала линии находится по формуле:

Найдя расположение точки равной чувствительности, составим расчетную схему замещения сети и рассчитаем вначале токи трехфазного КЗ, протекающие по каждой из линий, а затем токи двухфазного короткого замыкания и токи, протекающие через защиты.

9. Автоматическое повторное включение.

В соответствии с ПУЭ АПВ оборудуются ВЛ, сборные шины, понижающие трансформаторы и т. д. Все устройства АПВ должны удовлетворять требованиям:

Схемы АПВ должны приходить в действие при аварийном отключении выключателя схемы.

Схемы АПВ не должны приходить в действие при оперативном отключении выключателя персоналом, а также в тех случаях когда выключатель отключается релейной защитой сразу после его включения персоналом.

Требуемая кратность действия.

Минимально возможное время действия.

Обеспечивать автоматический возврат в исходное положение и готовности к новому действию после включения в работу выключателя, на который действует АПВ.

Схема АПВ приводится в действие от несоответствия положения ключа управления положению выключателя.

Для линии с односторонним питанием время срабатывания tс. АПВ однократного действия определяется по следующим условиям:

tс.АПВ≥ tд.с.+ tзап=0.17+0.5=0.67 с.

tс.АПВ≥ tг.п.+ tзап=0.5+0.5=1 с где tг.п.- время готовности привода выключателя, которое в зависимости от типа привода находится в пределах 0.2−1.0 с;

tд.с.- время деионизации среды в месте КЗ (сети 35 кВ-0.1с, сети 110 кВ-0.17с);

tзап-время запаса, принимается равным 0.5 с;

Время возврата АПВ tв.АПВ.

tв.АПВ>tс.АПВ+tс.з.+tо.в.+ tзап.=1+2.1+0.04+2.0=5.14 с где tс.з.- наибольшее время срабатывания защиты, с;

tо.в.- время отключения выключателя, с;

tзап.- время запаса (2−3 с);

Обычно tв. АПВ для реле РПВ-01, РПВ-358 составляет 20 с.

10. Автоматическое включение резерва.

Системы электроснабжения работают, как правило, по схеме одностороннего питания даже при наличии двух источников питания. Использование режима одностороннего питания существенно снижает значения токов короткого замыкания, что позволит применить более дешевую аппаратуру и упростить релейную защиту, обеспечивает лучшие условия регулирования напряжения.

Схемы и уставки АВР должны отвечать следующим требованиям:

Схема АВР должна привходить в действие при исчезновении напряжения на шинах подстанции по любой причине;

Выдержка времени срабатывания АВР должна быть минимальной;

Действие АВР должно быть однократным:

Для ускорения отключения выключателя резервного источника питания при включении на неустранившиеся КЗ должно предусматриваться автоматическое ускорение действия защиты до 0.5 с.

Расчет уставок.

Напряжение срабатывания минимального реле, реагирующего на снижение напряжения (РН-53/60, РСН16 23 12).

Напряжение срабатывания максимального реле напряжения, контролирующего наличие напряжения на резервном источнике, определяется из условия отстройки от минимального рабочего напряжения.

где — минимальное рабочее напряжение;

— коэффициент отстройки, =1.1(1.2;

— коэффициент возврата, =1.2(1.25 для реле РН-54;

— коэффициент трансформации трансформатора напряжения.

Время срабатывания АВР выбирается по следующим условиям:

а) по условию отстройки от времени срабатывания защит, в зоне действия которых КЗ могут вызвать снижение напряжения ниже принятого.

где — наибольшее время срабатывания защит линий W1(W2);

— ступень селективности, =0.6 с.

где — наибольшее время срабатывания защит линий W3(W6), W5(W4);

— ступень селективности, =0,6 с.

б) по условию согласования действий АВР с устройствами автоматики узла.

где — время действия ступени защиты линии W1, которая надежно защищает всю линию;

— время срабатывания АПВ линии W1;

— время запаса, =2.5…3.5 с в зависимости от типов выключателей и реле времени.

Время срабатывания АВР.

Правила устройства электроустановок. — 6-ое изд. перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 2003.

Шабад М. А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. — Л.: Энергоатомиздат, 1985.

Неклепаев Б.Н., Крючков И. П. Электрическая часть станций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Учеб. пособие для ВУЗов. — 4-ое изд. — М.: Энергоатомиздат, 1989.

Кривенков В.В., Новелла В. Н. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения. — М.: Энергоатомиздат, 1981.

Чернобровов Н.В., Семенов В. А. Релейная защита энергетических систем: Учеб. пособие для техникумов. — М.: Энергоатомиздат, 1998.

Биткин И. И. Руководство по решению задач. Йошкар-Ола, 2001.

Давыдова И.К., Попов Б. И., Эрлих В. М. Справочник по эксплуатации тяговых подстанций и постов секционирования.

М.: Транспорт, 1978; 416с.

Прохорский А. А. Тяговые и трансформаторные подстанции.

М.: Транспорт, 1983; 496с.

Засыпкин А. С. Релейная защита трансформаторов. — М.: Энергоатомиздат, 1989. — 240 с.

Руководящие указания по релейной защите. — М: Энергоатомиздат, 1985. — Вып.13Б. — 96 с.

Неклепаев В.Н., Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. — м.: Энергоатомиздат, 1989. — 608 с.

Шабад М. А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. — Л.: Энергоатомиздат, 1985. — 296 с.