Релейная защита подстанции 220/35/10 кВ с разработкой электрической части подстанции и фильтра напряжения обратной последовательности

 

Введение

релейный защита фильтр напряжение

Получено задание разработать электрическую часть подстанции 220/35/10 кВ, провести выбор главной электрической схемы подстанции и основного электротехнического оборудования, разработать релейную защиту трехобмоточного трансформатора ТДТН - 63000/220 и разработать фильтр напряжения обратной последовательности. Данная подстанция питается от двух систем напряжением 220 кВ и мощностью 3000 МВА и 3800 МВА, соединенных в кольцевую сеть. В качестве региона строительства принимается г. Москва.

Проектируемая подстанция предназначена для питания потребителей двух номинальных напряжений и нагрузки собственных нужд:

со стороны высшего напряжения подстанция имеет четыре присоединения - две одноценых линии электропередачи - от систем, и одну двухцепную линию электропередачи номинальным напряжением 220 кВ;

со стороны среднего напряжения осуществляется питание потребителей с помощью одной двухцепной линии длиной 20 км и двух одноцепных линий длиной 25 и 15 км электропередачи номинальным напряжением 35 кВ;

со стороны низшего напряжения происходит снабжение электроэнергией местной нагрузки напряжением 10 кВ. Количество распределительных пунктов в сети низшего напряжения равно 8;

мощность нагрузки собственных нужд составляет 250 кВт при номинальном напряжении 0,38/0,22 кВ.

1.Электрическая часть подстанции 220/35/10 кВ.

1.1 Выбор структурной схемы (число, тип и мощность трансформаторов связи)

Расчет графиков нагрузки обмотки ВН.

По заданным графикам нагрузки низшего напряжения и среднего напряжения Pнн(t), Pсн(t) определяется график нагрузки высокого напряжения Sвн(t) и определяется наиболее нагруженная обмотка трансформатора

А) Определение графиков Pнн(t) [МВт] и Pсн(t) [МВт]

Б) Построение графиков Sнн(t) [МВА], Sсн(t) [МВА], Sвн(t) [МВА]

Так как =0,88, то полная мощность нагрузки обмотки ВН вычисляется по формуле:

Результаты расчетов сведены в таблицу 1.1.

Таблица 1.1. Расчет графиков нагрузки обмоток ВН, СН, НН

Зима0 - 22 - 44 - 66 - 88 - 1010 - 1212 - 1414 - 1616 - 1818 - 2020 - 2222 - 24Pнн з, МВт101010151515101025252515Qнн з, Мвар5,45,45,48,18,18,15,45,413,513,513,58,1Pсн з, МВт282828283232323240404032Qсн з, Мвар15,1215,1215,1215,1217,2817,2817,2817,2821,621,621,617,28Pвн з, МВт383838434747424265656547Qвн з, Мвар20,5220,5220,5223,2225,3825,3822,6822,6835,135,135,125,38Sвн з, МВА43,243,243,248,953,553,547,7647,7673,9173,9173,9153,5ЛетоPнн л, МВт7,57,57,512,512,512,57,57,517,517,517,57,5Qнн л, Мвар4,054,054,056,756,756,754,054,059,459,459,454,05Pсн л, МВт202020202424242428282828Qсн л, Мвар10,810,810,810,812,9612,9612,9612,9615,1215,1215,1215,12Pвн л, МВт27,527,527,532,536,536,531,531,545,545,545,535,5Qвн л, Мвар14,8514,8514,8517,5519,7119,7117,0117,0124,5724,5724,5719,17Sвн л, МВА31,2531,2531,2536,9441,5141,5135,8235,8251,7251,7251,7240,34

Рис. 1.1.1.1. Зимний/летний графики нагрузки обмотки ВН.

Выбор трансформаторов связи ПС

Принимается количество трансформаторов , при этом отказ обоих трансформаторов маловероятен.

Предварительное значение номинальной мощности трансформатора:

Выбираем трансформатор ТДТН - 40000/220 (стр. 156 . табл. 3.8 [3])

Проверка трансформатора.

р-н г. Москва, МО ?зима=-8,20 С, ?лето=+180 С.

• Нормальный режим работы зимой (оба трансформатора включены):

2Sном=2*40=80 МВА

Smax=73,91 MBA<2Sном=80 МВА - нет перегрузки.

• Ремонт зимой (один трансформатор в работе) (систематическая перегрузка):

Недоотпуск электроэнергии при ремонте зимой

• Послеаварийный режим зимой (один трансформатор в работе):

Недоотпуск электроэнергии в послеаварийном режиме зимой

Повышение мощности трансформаторов, т.к. ремонт и послеаварийный режим зимой недопустим.

Выбираем трансформатор ТДТН - 63000/220, (стр. 156 . табл. 3.8 [3])

Проверка трансформатора.

• Ремонт зимой (один трансформатор включен) (систематическая перегрузка):

.

• Послеаварийный режим зимой (один трансформатор в работе):

?и летом трансформатор данной мощности удовлетворяет условиям перегрузок

Окончательно устанавливаются на ПС два трансформатора 2x63 МВА (ТДТН-63000/220)

1.2 Выбор электрических схем РУ всех напряжений

При выборе электрической схемы учитываются следующие основные факторы: номинальное напряжение РУ, число присоединений, их мощность, ответственность, режим работы, схема сети, к которой присоединяется данное РУ, очередность сооружения и перспектива дальнейшего расширения.

Основные требования к главным схемам электрических соединений:

·Схема должна обеспечивать надежное питание присоединенных потребителей в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с категориями нагрузки с учетом наличия или отсутствия независимых резервных источников питания.

·Схема должна обеспечивать надежность транзита мощности через подстанцию в нормальном, ремонтном и п/ав режимах в соответствии с его значением для рассматриваемого участка сети.

·Схема должна быть по возможности простой, наглядной, экономичной и обеспечивать средствами автоматики восстановление питания потребителей в послеаварийной ситуации без вмешательства персонала.

·Схема должна допускать поэтапное развитие РУ с переходом от одного этапа к другому без значительных работ по реконструкции и перерывов в питании потребителей.

·Число одновременно срабатывающих выключателей в пределах одного РУ должно быть не более двух при повреждении линии не более четырех при повреждении трансформатора.

·Ремонт выключателей напряжением 110 кВ и выше должен производиться без отключения соответствующих присоединений (это вызвано высокой ответственностью присоединений повышенного напряжения).

·Отключение ВЛ должно осуществляться не более чем двумя выключателями, отключение трансформаторов - не более чем тремя выключателями; чем чаще ожидается коммутации данного присоединения, тем меньше выключателей должно в них участвовать.

·Отказы выключателей в РУ, как при нормальном, так и при ремонтном состоянии схемы не должны приводить:

а). к одновременной потере обеих параллельных транзитных линий одного направления, если учитывать повышенные требования к надежности двухцепной связи;

б). к одновременному отключению нескольких линий, при которых нарушается устойчивость работы энергосистемы.

Для высшего напряжения имеем: 5 присоединений. (2 трансформатора, 2 воздушных линии)

Для среднего напряжения имеем: 6 присоединения. (3 ВЛ (одна двухцепная, две однацепных, 2 трансформатора)

Для низшего напряжения имеем: 18 отходящих кабельных линии. (8 РП типа «Б», 8 РП типа «В», 2 трансформатора)

Выбор схем распределительных устройств.

РУ высшего напряжения 220 кВ.

В качестве РУ высшего напряжения намечена следующая схема:

1) одна секционированная система сборных шин с обходной системой шин и с отдельными секционным и обходным выключателями (рис. 1.2.2.1.1.)

) две несекционированные системы сборных шин (рис. 1.2.2.1.2.)

Рис. 1.2.2.1.1. ОСССШ с обходной системой шин и с отдельными секционным и обходным выключателямиРис. 1.2.2.1.2. Две несекционированные системы сборных шин с обходной обходным выключателями

Рассмотрение варианта схемы одной секционированной системы сборных шин с обходной системой шин и с отдельными секционным и обходным выключателем.

Схема применяется на сторонах ВН и СН при напряжении Uном = 110 - 220 кВ. Схема допускает присоединение от 4 до 13 воздушных линий.

Достоинства:

+ возможность поочередного ремонта выключателей без отключения присоединений;

+ коммутация присоединений осуществляется через один выключатель;

+ возможность расширения РУ;

+ при замыкании в одной секции другая остается в работе;

Недостатки:

сложность схемы;

вывод из работы секции сопряжен с погашением ее присоединений;

(+ но за счет обходного выключателя удается сохранить одно из них)

при замыкании в секционном выключателе отключению подлежат обе секции;

Рассмотрение варианта схемы двух несекционированной системы сборных шин.

Схема применяется на сторонах ВН и СН при напряжении Uном = 110 - 220 кВ. Схема допускает присоединение от 3 до 13 воздушных линий.

Достоинства:

+Количество радиальных ВЛ более одной на секцию

+ возможность поочередного ремонта выключателей без отключения присоединений;

+ возможность расширения РУ;

Недостатки:

сложность схемы;

вывод из работы секции сопряжен с погашением ее присоединений;

дорогая;

Окончательно выбрана схема ОСССШ с обходной системой шин и с отдельными секционным и обходным выключателями, так как она является более надежной. Существует возможность расширения схемы, возможность ремонта выключателей и шин без отключения потребителей и снижения надежности схемы.

РУ среднего напряжения 35 кВ.

В качестве РУ среднего напряжения намечена следующая схема:

)Одна секционированная система сборных шин;

Рис. 2.2.2.2.1. ОСССШ

Рассмотрение варианта ОСССШ

Схема применяется на стороне СН при Uном=35кВ и числе присоединений не более 12.

Достоинства:

+ простота схемы;

+ меньшая стоимость;

+ при замыкании в одной секции другая остается в работе;

Недостатки:

при замыкании в секционном выключателе отключению подлежат обе секции;

вывод из работы секции связан с погашением ее присоединений;

Она обладает следующими свойствами: простотой конструкции и дешевизной, невысокой надежностью. При повреждении в секционном выключателе теряется питание всех потребителей. При КЗ на шинах отключается часть потребителей.

На проектируемой подстанции имеется 6 присоединений на стороне СН 35 кВ. Окончательно выбрана схема ОСССШ

РУ НН (10 кВ).

Число присоединений на шинах НН равно 18:

два трансформатора

16 отходящих кабельных линий

В качестве РУ НН выберем одну секционированную систему сборных шин

Рис. 1.1.3.4.1. Одна секционированная система шин

1.3 Выбор схемы питания собственных нужд, включая выбор числа, типов и мощности трансформаторов собственных нужд

Потребители собственных нужд подстанции делятся на ответственные и неответственные. К первым относятся:

электроприемники системы охлаждения трансформаторов;

сети аварийного освещения;

система пожаротушения;

система подогрева выключателей и приводов;

электроприемники компрессорной;

система связи и телемеханики.

Выбор схемы питания собственных нужд, включая числа, типов и мощности трансформаторов собственных нужд

Приемниками энергии системы СН подстанции являются: электродвигатели системы охлаждения трансформаторов и СК, устройства обогрева масляных выключателей и шкафов с установленными в них электрическими аппаратами и приборами, электродвигатели компрессоров, электрическое освещение и отопление, система пожаротушения. Наиболее ответственными приемниками ЭЭ СН являются приемники систем управления, телемеханики и связи, электроснабжение которых может быть осуществлено или от сети переменного тока через стабилизаторы и выпрямители, или от независимого источника энергии - аккумуляторной батареи(АБ).

Для питания собственных нужд подстанции рассматриваются две схемы питания на одном напряжении 0.38/0.22 кВ. от двух трансформаторов собственных нужд по схеме с зависимым источником оперативного тока и схема с независимым источником оперативного тока. Недостаток схемы с независимым источником оперативного тока по сравнению со схемой с зависимым источником оперативного тока - больше эксплуатационные расходы (из-за наличия аккумуляторной батареи), большая стоимость, как самих АБ, так и сети централизованного распределения постоянного тока. В тоже время достоинством аккумуляторных батарей является независимость от внешних условий и способность выдерживать значительные кратковременные перегрузки от наложения на нормальный режим работы АБ импульсных токов включения приводов выключателей. Постоянный оперативный ток от аккумуляторных батарей применяется на крупных подстанциях напряжением 330кВ и выше, на подстанциях 110-220кВ с числом масляных выключателей 3 и более и на подстанциях с воздушными выключателями, следовательно, для питания СН выбрана схема питания на одном напряжении 0.38/0.22кВ. от двух трансформаторов собственных нужд по схеме с независимым источником оперативного тока, подключаемых к шинам РУ НН.

Каждый трансформатор следует выбирать по полной нагрузке собственных нужд, так как при повреждении одного из них оставшийся в работе должен обеспечить питание всех потребителей собственных нужд.

Примеры схем собственных нужд подстанции приведены на рисунке.

Рmax = 250 кВт;

Выбираем трансформатор ТСЗ-400/10: (стр. 120 . табл. 3.3 [3])ном=400кВА; Uвн=10кВ; Uнн=0,4кВ; Pх=1300Вт, Pк=5400кВт; Uк=5,5%; Iх=3%.

.4 Выбор кабелей (10 кВ).

Выбор сечения кабелей производится по условиям нормального и утяжелённого режимов работы.

Нормальный режим работы (РП Б и В)

Выбор питающих кабелей РП, отходящие от шин РУ НН.

Для РП типа «Б» и типа «В»:

Нагрузка каждого РП равна , тогда:

Расчетный ток нормального режима питающих кабелей РП Б и РП В:

Исходя из суточного графика нагрузки сети НН, определяется продолжительность использования максимальной нагрузки:

Для кабелей с алюминиевыми жилами (с бумажной изоляцией) при ТМАКС=4844 ч по табл. 6.3, стр. 208 [1] равную

Экономическое сечение кабеля:

Ближайшее к расчетному стандартное сечение токоведущей жилы кабеля (табл. 7.10, стр. 401, [2])

Кабель проложен в земле, температура почвы +15ºС

Продолжительно допустимый ток кабеля напряжением 10 кВ с алюминиевыми жилами

Расчетный продолжительно допустимый ток кабеля в нормальном режиме работы:

, где

-коэффициент аварийной перегрузки (предварительная нагрузка; продолжительность максимума нагрузки 6 ч)

(табл. 6.2, стр. 207, [1])

-поправочный коэффициент на температуру окружающей среды (табл. 7.18, стр. 409, [2])

(условная температура среды +15 ºС)

(продолжительно допустимая температура кабеля +60 ºС (стр. 6, [3]))

(расчетная температура среды +15 ºС)

,0-поправочный коэффициент на количество кабелей, работающих в земле

(табл. 6.1, стр. 206, [1])

-поправочный коэффициент для кабелей, работающих не при номинальном напряжении

Утяжелённый (послеаварийный) режим работы. (РП Б, т.е. вся мощность течет через РП В)

Наибольший рабочий ток имеет место при отключении одной из параллельных линий:

Кабель должен удовлетворять условию нагрева в утяжеленном режиме работы:

?кабельная линия для питания РП Б и РП В выполняется одноцепной сечением

Питающая кабельная линия РП Б и РП В: по кабелю АСБ-10-3*95

Расчетные характеристики кабеля (табл. 7.28, стр. 421, [3]):

RУД=0,326 Ом/км при 20ºС

ХУД=0,083 Ом/км при 20ºС

Таблица 1.2. Результаты выбора кабелей по условиям нормального и утяжелённого режимов работы

РПМарка кабеляХуд, Ом/кмRуд, Ом/кмЧисло цепейРП БАСБ-10-3*950,0830,3261РП ВАСБ-10-3*950,0830,3261

1.5 Расчёт токов КЗ

Расчет токов КЗ в следующих точках:

К1 - короткое замыкание на шинах РУ ВН.

К2 - короткое замыкание на шинах РУ СН.

К3 - короткое замыкание на шинах РУ НН

К4 - короткое замыкание на шинах РП Б и В

Рис. 1.5. Принципиальная схема ПС 220/35/10 кВ

Расчет токов КЗ полностью приведен в приложении 1.

Таблица П. 1. Результаты расчета токов КЗ

Наименование ветвиТочка КЗIп0, кАТа, сКудiуд, кАРУ 220 кВК14,30,021,6219,86РУ 35 кВК29,30,041,7823,41РУ 10 кВК3 (секционный выключатель РУ 10 кВ разомкнут)13,4240,0511,8234,55К3 (секционный выключатель РУ 10 кВ замкнут)19,040,0461,80548,6РП Б и В (10 кВ)К4 (секционный выключатель РУ 10 кВ разомкнут)7,450,00231,01310,67К4 (секционный выключатель РУ 10 кВ замкнут)6,5870,00291,0329,61

1.6 Определение степени термического воздействия тока КЗ на кабели, питающие РП и отходящие от РП, для отключения которых предполагается использовать маломасляные выключатели ВМП-10.

Термическая стойкость кабелей, питающих РП Б и В

- для алюминиевых кабелей напряжением 10 кВ

- сечение кабелей, отходящих от РУ НН.

- время срабатывания релейной защиты на шинах НН ПС.

- полное время отключения выключателя ВМП-10.

с

Расчетная точка короткого замыкания К3 (секционный выключатель РУ НН разомкнут)

При разомкнутом секционном выключателе РУ НН

- ток термической стойкости кабеля, отходящего от шин НН ПС.

- кабели, питающие РП Б и В, термически нестойкие.

Термическая стойкость кабелей, отходящих от РП Б и В.

- для алюминиевых кабелей напряжением 10 кВ

- минимальное сечение кабеля, отходящего от РП.

с - время срабатывания релейной защиты на шинах РП.

с - время отключения выключателя ВМП-10, установленного на РП.

с

Расчетная точка короткого замыкания К5 (секционный выключатель РУ НН разомкнут)

- ток термической стойкости кабелей, отходящих от РП А.

- кабели, отходящие от РП Б и В, удовлетворяют условию термической стойкости токам КЗ.

Таблица 1.5. Результаты выбора кабелей по условию термической стойкости токам КЗ

Наименование ветвиS, мм^2Условие термической стойкостиIт, кА (ток термической стойкостиПКЛ, РП Б и В95не удовлетворяет7,9РКЛ, РП Б и В70удовлетворяет8,71

Проверка питающих кабелей РП Б и В проводилась при разомкнутом секционном выключателе, но при этом питающие кабели не удовлетворяют условию термической стойкости.

?раздельной работы секций РУ НН недостаточно для ограничения токов КЗ.

1.7 Ограничение токов КЗ.

Установка сдвоенного реактора на стороне НН трансформатора связи

Выбор сдвоенного реактора на стороне НН трансформатора связи

секционный выключатель на РУ НН отключен (Q1).

секционный выключатель на РП отключен (Q2)

Рис. 6.1

Сопротивление реактора:

Ом

Послеаварийный режим:

Выбираем сдвоенный реактор типа РБCГ 10-2´1000-0,35У3

UHOM=10 кВ ХНОМ=0,35 Ом =37 кА IТЕРМ =14,6 кА tТЕРМ=8 с, КСВ=0,55

• Проверка по электродинамической стойкости:

<=37 кА

• Проверка по термической стойкости:

• Расчет тока короткого замыкания за реактором (точка К5 на рис 6.1):

- условие выполнено.

• Потери напряжения в реакторе:

- условие выполнено.

• Потери напряжения в послеаварийном режиме:

- условие выполнено.

• Расчет тока короткого замыкания за реактором с учётом КЛ (точка К6 на рис 6.1):

- токи КЗ на шинах РП не превышают ток термической стойкости кабелей, отходящих от РП.

Таблица 1.6.1. Результаты расчета токов КЗ с учетом установки реакторов

Наиме-нование ветвиТочка КЗ УсловияРУ 220 кВК1-4,30,029,86РУ 35 кВК2-9,30,0423,41РУ 10 кВК3Q1 включен19,040,04648,6Q1 отключен13,4240,05134,55К5Q1 отключен с реактором7,440,06811,57РПК4Q1 включен Q2 отключен7,450,002310,67Q1 отключен Q2 отключен6,5870,00299,61К6с реактором5,080,00457,97

Таблица 1.6.2. Эффективность установки реакторов

Наименование ветвиТочка КЗЦепь НН трансформаторов связи без реакторовРУ 10 кВК3 (выключатель РУ 10 кВ включен)19,040,04648,6К3 (выключатель РУ 10 кВ отключен)13,4240,05134,55РП Б и В (10 кВ)К47,450,002310,67Цепь НН трансформаторов связи с реакторамиРУ 10кВК5 (выключатель РУ 10 кВ разомкнут)7,440,06811,57РП Б и В(10кВ)К65,080,00457,97

Таблица 1.6.3. Выбранные реакторы

Наименование ветвиТип реактораРУ 10 кВ (цепь НН трансформаторов связи)РБСГ 10-2?1000-0,35У3

Таблица 1.6.4. Параметры КЛ

Наименование ветвиS, мм^2Iт, кА (ток термической стойкостиПКЛ, РП А957,9РКЛ, РП А708,71

.8 Выбор выключателей и разъединителей

При выборе аппаратов (выключателей, разъединителей) используются следующие соотношения (с учетом только наибольшего из расчетных продолжительных токов) (стр. 103, табл. 40.13., стр. 111, [5]):

;

, где

- наибольший рабочий ток цепи, равный расчетному току продолжительного режима;

При выборе электрических аппаратов в РУ с напряжением вводятся упрощения:

в РУ устанавливаются однотипные выключатели на разные номинальные токи;

проверка выключателя в условиях КЗ производится по значениям суммарного тока КЗ при повреждении на сборных шинах РУ. Это соответствует расчетным условиям для выключателя отходящей тупиковой линии и создает определенный запас при выборе выключателей других присоединений;

Выбор выключателей и разъединителей приведен в приложении 2.

Выбранные выключатели и разъединители сведены в табл. 1.7.

Таблица 1.7

РУ ВН (220 кВ) выключательэлегазовый выключатель ВЭК-220-40/2000 У1РУ ВН (220 кВ) разъединительРНД3.2-220/1000 У1РУ CН (35 кВ) выключательэлегазовый выключатель ВГТ-35II-50/3150 У1РУ СН (35 кВ) разъединительРНДЗ.2-35/1000 У1выключатель в цепи сдвоенного реактораVF12.12.16Выбор секционного выключателя в КРУ ННVF12.12.16Выбор выключателей на ПКЛ РП БVF12.12.16Выбор выключателей на ПКЛ РП ВVF12.12.16

Выключатель типа VF12.12.16 - выкатнойэлегазовый выключатель

1.9 Выбор ограничителей перенапряжений

Выбор ОПН по номинальному напряжению (стр. 366-367, табл. 5.21., [3])

На 220 кВ: ОПН-220У1

На 35 кВ: ОПН-35У1

На 10 кВ: ОПН-10У1

Выбор плавких предохранителей в цепи ТСН.

При выборе предохранителей используются следующие соотношения (стр. 112, табл. 40.13., [5]):

;

, где

- наибольший рабочий ток цепи, равный расчетному току продолжительного режима;

Предварительно выбран кварцевый предохранитель (стр. 254-255, табл. 5.4., [3])

ПКТ101-10-20-31,5УЗ

· >

· >

Предохранитель ПКТ101-10-20-31,5УЗ удовлетворяет всем расчетным условиям.

Выбор плавких предохранителей в цепи TV РУ НН (10 кВ).

Выбран кварцевый предохранитель ПКН 001-10УЗ

1.10 Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения.

Выбор измерительных трансформаторов тока (TА) производится по следующим условиям (стр. 277, [1]):

напряжению электроустановки ;

току ;

• конструкции;

электродинамической стойкости ;

термической стойкости

Выбор измерительных трансформаторов напряжения (TV) производится по следующим условиям (стр. 277, [1]):

напряжению электроустановки ;

• конструкции и схеме соединения обмоток;

Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения приведен в приложении 3

Выбранные измерительные трансформаторы тока и напряжения сведены в таблицы 1.9.1. и 1.9.2.

Таблица 1.9.1. Выбранные измерительные трансформаторы тока

Наименование цепиТип ТАРУ ВН (220 кВ)ТФЗМ 220Б-III -0,5/10Р/10Р/10Р-300/5 У1РУ СН (35 кВ)ТФЗМ 35Б-I - 0,5/10Р/10Р-1000/5 У1РУ НН (10 кВ)ТПЛК-10-0,5/10Р-1500/5 У3Секционный выключатель (РУ 10 кВ)ТПЛК-10-0,5/10Р-600/5У3ПКЛ РП А (10 кВ)ТПЛК-10-0,5/10Р-100/5 У3ПКЛ РП Ж (10 кВ)ТПЛК-10-0,5/10Р-100/5 У3Трансформатор связи (ВН 220 кВ)ТВТ220-I-200/5Трансформатор связи (СН 35 кВ)ТВТ35-I-1000/5Трансформатор связи (НН 10 кВ)ТВТ10-I-5000/5Трансформатор собственных нуждТПЛК-10-0,5/10Р-100/5 У3

Таблица 1.9.2. Выбранные измерительные трансформаторы напряжения

Наименование цепиТип ТVСхема соединения обмотокРУ ВН (220 кВ)НКФ-220-58У11/1/1-0-0РУ СН (35 кВ)ЗНОМ-35-72У11/1/1-0-0РУ НН (10 кВ)НТМИ-10-66У3основные обмотки группы соединения Yo/Yo/?-0 с заземленными нейтралями и дополнительная обмотка, соединенная в разомкнутый треугольник.

2. Общие сведения о релейной защите подстанции

Перечень защит линии, устанавливаемых в сети напряжением 220 кВ

Для линий 220 кВ с эффективно заземленной нейтралью должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от:

) многофазных коротких замыканий;

) коротких замыканий на землю.

Для линий 220 кВ вопрос о типе основной защиты, в том числе о необходимости применения защиты, действующей без замедления при КЗ в любой точке защищаемого участка, должен решаться в первую очередь с учетом требования сохранения устойчивости работы энергосистемы. При этом, если по расчетам устойчивости не предъявляются другие, более жесткие требования, может быть принято, что указанное требование, как правило, удовлетворяется, когда трехфазные КЗ, при которых остаточное напряжение на шинах электростанций и подстанций ниже 0,6 - 0,7 Uном, отключаются без выдержки времени.

При выборе типа защит, устанавливаемых на линиях 220 кВ, кроме требования сохранения устойчивости работы энергосистемы, должно быть учтено следующее:

повреждения, отключение которых с выдержкой времени может привести к нарушению работы ответственных потребителей, должны отключаться без выдержки времени (например, повреждения, при которых остаточное напряжение на шинах электростанций и подстанций будет ниже 0,6 Uном если отключение их с выдержкой времени может привести к саморазгрузке вследствие лавины напряжения, или повреждения с остаточным напряжением 0,6 Uном и более, если отключение их с выдержкой времени может привести к нарушению технологии);

при необходимости осуществления быстродействующего АПВ на линии должна быть установлена быстродействующая защита, обеспечивающая отключение поврежденной линии без выдержки времени с обеих сторон;

при отключении с выдержкой времени повреждений с токами, в несколько раз превосходящими номинальный, возможен недопустимый перегрев проводников.

Допускается применение быстродействующих защит в сложных сетях и при отсутствии изложенных выше условий, если это необходимо для обеспечения селективности.

Дифференциально-фазная высокочастотная защита. (основная)

Дифференциально-фазная высокочастотная защита может использоваться в качестве основной защиты от всех видов повреждений линий 110-330 кВ.

По сравнению с дистанционной защитой и токовой направленной защитой нулевой последовательности с высокочастотной блокировкой данная защита имеет следующие преимущества:

защита по принципу действия работает правильно в неполнофазных режимах (нагрузочном или при внешнем к.з.); в связи с этим ее использование в сочетании с устройством ОАПВ более целесообразно, чем защиты с в.ч. блокировкой;

защита по принципу действия правильно работает при качаниях и асинхронном ходе, что исключает необходимость специальной блокировки при качаниях; дистанционная защита с в. ч. Блокировкой выполняется с использованием блокировки при качаниях, что усложняет защиту;

защита имеет однотипные органы, действующие на пуск в. ч. Передатчика и на отключение; это облегчает согласование по чувствительности указанных органов, по сравнению с дистанционной защитой с в. ч. Блокировкой, в которой могут использоваться пусковые органы, реагирующие на разные электрические величины.

Кроме того, при применении дифференциально-фазной в. ч. и отдельной резервной защит обеспечивается полноценное ближнее резервирование защит.

Принцип действия дифференциально-фазной в. ч. защиты основан на сравнении фаз токов по концам защищаемой линии. Для этой цели используется ток, получаемый от комбинированного фильтра токов прямой и обратной последовательности типа органа манипуляции. Сравнение фаз токов осуществляется с помощью высокочастотных сигналов, которыми обмениваются высокочастотные приемопередатчики, устанавливаемые по концам защищаемой линии. Фаза импульсов высокочастотного сигнала определяется фазой тока на выходе фильтра органа манипуляции.

Пусковой орган защиты содержит устройство фильтр-реле, реагирующее на комбинацию токов обратной и нулевой последовательности или напряжения обратной последовательности и тока нулевой последовательности . Указанные устройства фильтр-реле содержат реле, действующие на пуск в. ч. передатчика (пусковое реле) и на отключение (отключающее реле). Для действия при симметричных коротких замыканиях в пусковых органах дополнительно используется:

для действия на пуск в. ч. передатчика - реле тока, включенной на фазный ток;

для действия на отключение - реле тока, включенное на фазный ток или реле сопротивления. Также может использоваться минимальное реле напряжения.

Ступенчатая дистанционная защита. (резервная)

Ступенчатая дистанционная защита предназначена для защиты от многофазных замыканий. В качестве дополнительной защиты рекомендуется использовать токовую отсечку без выдержки времени.

Дистанционная защита реагирует на уменьшение сопротивления защищаемой сети.

первая ступень защищает 80-90% длины линии и работает без выдержки времени;

вторая ступень защищает всю длину линии и шины приемной ПС, и работает с выдержкой времени;

третья ступень является резервной, она защищает свою линию и смежную и работает с выдержкой времени.

Дистанционной защитой называется защита, выдержка времени которой автоматически изменяется в зависимости от удаленности места К.З. от места установки защиты.

Определение удаленности до места К.З. производится дистанционной защитой путем измерения сопротивления, которое определяется сравнением остаточного напряжения на шинах где установлена защита, и величины тока К.З., проходящего по защищаемой линии.

Рис. 2.1

Рис. 2.2

Следовательно, отношение остаточного напряжения на шинах к току К.З., проходящему по защищаемой линии пропорционально расстоянию LК.З. от места установки защиты до места К.З.

Основным органом дистанционной защиты является реле сопротивления, которое измеряет сопротивление линии до места К.З., определяет, на каком участке произошло К.З. и совместно с другими органами защиты обеспечивает ее действие с необходимой выдержкой времени. Реле сопротивления могут выполняться, реагирующими на полное сопротивление, реактивное, активное. В России используется только реле, реагирующее на полное сопротивление. Дистанционная защита выполняется так, чтобы их выдержка времени зависела от сопротивления, которое измеряют входящие в схему реле сопротивления. Эта зависимость называется характеристикой времени срабатывания защиты. Обычно изготавливают и используется дистанционная защита со ступенчатой выдержкой времени. Ступенчатая характеристика состоит из двух или трех участков.

При К.З. в первой зоне защита действует с выдержкой времени t1 и реле сопротивления измеряет сопротивление от 0 до ZI и т.д. Таким образом, чем больше сопротивление до места К.З., тем с большей выдержкой времени действует защита. Первая зона защиты, как правило, настроена на 80-85% длины линии (Л1). Больший охват недопустим, т.к. из-за погрешностей ТТ, самих реле сопротивлений, ТН защита может сработать при К.З. на смежном участке линии (Л2).

Рис. 2.3

Применяются два способа получения ступенчатой характеристики:

1.Отдельное реле сопротивления для каждой ступени.

2.Для первой и второй зоны одно реле сопротивления. Для третьей зоны устанавливается отдельное реле сопротивления.

Реле сопротивления по принципу своего действия срабатывает, когда измеренное им сопротивление меньше настроенной уставки на нем. Поэтому реле сопротивления второй зоны срабатывает при К.З. в первой и второй зоне, а реле сопротивления третьей зоны при К.З. в первой, второй третьей зонах. Однако поскольку выдержка времени второй зоны больше первой, а выдержка третьей больше второй, то всегда срабатывает ступень с меньшей выдержкой, чем и обеспечивается ступенчатость характеристики.

Дистанционная защита относится к сложным защитам, состоящей из нескольких элементов:

1.пусковой орган - для пуска защиты при К.З. Выполняется на реле полного сопротивления;

2.дистанционный орган - удаленности К.З.;

.орган выдержки времени;

.блокировка, действующая при повреждении цепей переменного напряжения, питающих защиту;

.блокировка, действующая при качаниях, которые воспринимаются пусковыми реле и реле сопротивления как К.З.

Ступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности. (резервная)

Ступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности предназначена для защиты от коротких замыканий на землю.

Защита устанавливается со стороны питания.

С целью повышения чувствительности защиты нулевой последовательности допускается предусматривать выведение из работы отдельных ее ступеней при отключении выключателя параллельной линии.

первая ступень выполнена с помощью токовой отсечки без выдержки времени и реле направления мощности и предназначена для отключения КЗ в начале линии;

вторая ступень выполнена с помощью токовой отсечки с выдержкой времени и предназначена для защиты от КЗ всей линии;

третья ступень предназначена для резервирования защиты ЛЭП, отходящих от шин противоположной подстанции и выполнена с помощью МТЗ с выдержкой времени;

четвертая ступень предназначена для резервирования РЗ следующего участка с наибольшим коэффициентом чувствительности и выполнена с помощью МТЗ с выдержкой времени.

В сетях с эффективным заземлением нейтрали около 80% повреждений связано с короткими замыканиями на землю. Для защиты оборудования применяют устройства, реагирующие на составляющие нулевой последовательности.

Принцип действия основан на том, что пусковое токовое реле КА, включенное на фильтр токов нулевой последовательности, реагирует на появление КЗ на землю, когда в нулевом проводе проходит ток .Реле мощности KW фиксирует направление мощности КЗ, обеспечивая селективность действия: защита работает при направлении мощности КЗ от шин подстанции в защищаемую линию. Напряжение подводится к реле мощности от обмотки разомкнутого треугольника трансформатора напряжения (шинки EV, H, KV, K).Реле времени КТ создает выдержку времени, необходимую по условию селективности.

Рис. 2.4Рис. 2.5

График характеристик выдержек времени построен по встречно-ступенчатому принципу. Значение тока срабатывания пускового токового реле выбирается по условию надежного действия реле при КЗ в конце следующего (второго) участка сети, а также по условию отстройки от тока небаланса.

Перечень защит линии, устанавливаемых в сети напряжением 35 кВ

Для линий в сетях 20 и 35 кВ с изолированной нейтралью должны быть предусмотрены устройства релейной зашиты от многофазных замыканий и от однофазных замыканий на землю.

Защиту от многофазных замыканий следует предусматривать в двухфазном двухрелейном исполнении и включать в одни и те же фазы по всей сети данного напряжения для обеспечения отключения в большинстве случаев двойных замыканий на землю только одного места повреждения. В целях повышения чувствительности к повреждениям за трансформаторами с соединением обмоток звезда-треугольник допускается выполнение трехрелейной защиты.

Защиту от однофазных замыканий на землю следует выполнять, как правило, с действием на сигнал. Для осуществления защиты допускается использовать устройство контроля изоляции.

Ступенчатая дистанционная защита

Ступенчатая дистанционная защита предназначена для защиты от многофазных замыканий. В качестве дополнительной защиты рекомендуется использовать токовую отсечку без выдержки времени.

Дистанционная защита реагирует на уменьшение сопротивления защищаемой сети.

первая ступень защищает 80-90% длины линии и работает без выдержки времени;

вторая ступень защищает всю длину линии и работает с выдержкой времени;

третья ступень является резервной, она защищает свою линию и смежную и работает с выдержкой времени.

Токовая отсечка без выдержки времени. (резервная)

Токовой отсечкой называется максимальная токовая защита с ограниченной зоной действия, имеющая в большинстве случаев мгновенное действие.

В отличие от МТЗ селективность действия токовой отсечки достигается не выдержкой времени, а ограничением ее зоны действия.

Принцип действия токовой отсечки поясняется рисунком 2.5

Ток срабатывания токовой отсечки отстраивается от максимального значения тока КЗ в конце защищаемой линии (как правило максимальное значение имеет ток трехфазного металлического замыкания):

Выдержка времени защиты принимается равной нулю. Чувствительность защиты проверяется графически, либо по следующему выражению:

Подобный тип защит обладает простотой схемы и сравнительно высоким быстродействием. К недостаткам можно отнести невысокую чувствительность и невозможность правильной работы в сетях сложной конфигурации. Таким образом область применения ограничивается сетями 6-35 кВ.

Рис. 2.5

Поперечная направленная дифференциальная защита. (основная защита на параллельных линиях 35 кВ)

Поперечная направленная дифференциальная РЗ применяется на параллельных ЛЭП с самостоятельными выключателями на каждой ЛЭП. К РЗ таких ЛЭП предъявляется требование отключать только ту из двух ЛЭП, которая повредилась. Для выполнения этого требования токовая поперечная дифференциальная РЗ дополняется РНМ двустороннего действия, каждое из которых предназначено для отключения одной ЛЭП. Токовые обмотки РНМ KW и токового реле KA соединяются последовательно и включаются параллельно вторичным обмоткам TT на разность токов параллельных ЛЭП:

Рис. 2.6

Токовые реле выполняют функции пусковых органов, реагирующих на КЗ и разрешающих РЗ действовать. РНМ служит для определения поврежденной ЛЭП по знаку мощности. Напряжение к реле подводится от ТН шин подстанции. Оперативный ток к РЗ подается через вспомогательные контакты выключателей.

При срабатывании KA плюс постоянного тока подводится к контактам KW, которое замыкает верхний или нижний контакт, в зависимости от того, какая из двух ЛЖП повреждена. Для отключения поврежденной ЛЭП РЗ устанавливается с обеих сторон параллельных ЛЭП.

При внешних КЗ, нагрузке и качаниях первичные токи и равны по значению и совпадают по направлению на обоих концах ЛЭП. При равенстве и и идеальной работе ТТ При внешних КЗ, нагрузке и качаниях РЗ не действует. Вследствие погрешности ТТ и неравенства сопротивлений параллельных ЛЭП и различаются по значению и фазе, в результате чего в реле появляется ток небаланса Для исключения работы РЗ при внешних КЗ ее ток срабатывания должен удовлетворять условию:

Рис. 2.8

Короткое замыкание на одной из параллельных ЛЭП (WI и WII). На питающем конце (ПС А) в случае повреждения на WI или WII первичные токи и имеют одинаковое направление. При этом токи и различаются по значению: в поврежденной ЛЭП ток всегда больше, так как сопротивление от ПС А до точки К для тока в поврежденной ЛЭП всегда меньше, чем в неповрежденной. В результате а его знак и направление зависят от того, какая ЛЭП повреждена. На приемном конце (ПС В) первичные токи и имеют противоположное направление: на поврежденной ЛЭП ток идет от шин ПС В, а на неповрежденной - к шинам. В соответствии с этим .

Рис. 2.8

Из рисунка 2.8 видно, что будет изменять направление в зависимости от того, какая ЛЭП повреждена. Как и в предыдущем случае, будет совпадать по направлению с током в поврежденной ЛЭП.

Защита от однофазных замыканий на землю

Защита от однофазных замыканий на землю может быть выполнена в виде:

селективной защиты (устанавливающей поврежденное направление), действующей на сигнал;

селективной защиты (устанавливающей поврежденное направление), действующей на отключение, когда это необходимо по требованиям безопасности; защита должна быть установлена на питающих элементах во всей электрически связанной сети;

устройства контроля изоляции; при этом отыскание поврежденного элемента должно осуществляться специальными устройствами; допускается отыскание поврежденного элемента поочередным отключением присоединений.

Защита от однофазных замыканий на землю выполняется с использованием трансформаторов тока нулевой последовательности. Защита в первую очередь должна реагировать на установившиеся замыкания на землю; допускается также применение устройств, регистрирующих кратковременные замыкания, без обеспечения повторности действия.

Защита от однофазных замыканий на землю, действующая на отключение без выдержки времени по требованиям безопасности, должна отключать только элемент, питающий поврежденный участок; при этом в качестве резервной должна быть предусмотрена защита, выполняемая в виде защиты нулевой последовательности с выдержкой времени около 0,5 с, действующая на отключение всей электрически связанной сети - системы (секции) шин или питающего трансформатора.

Перечень защит линии, устанавливаемых в сети напряжением 10 кВ

Для линий в сети 10 кВ с изолированной нейтралью, должны быть предусмотрены следующие устройства релейной защиты от:

) многофазных замыканий;

) однофазных замыканий на землю.

Защита от многофазных замыканий

Защита от многофазных КЗ выполняется двухфазной одно-, двух- или трехрелейной в зависимости от требования чувствительности и надежности.

Защита от многофазных КЗ выполнена в виде двухступенчатой токовой защиты:

первая ступень в виде токовой отсечки;

вторая ступень в виде максимальной токовой защиты с независимой или зависимой характеристикой выдержки времени.

Токовая отсечка выполняется без выдержки времени и зона ее действия определяется из условия отключения КЗ, по условию остаточного напряжения на шинах подстанции ниже 0,5 - 0,6 номинального. Для выполнения указанного условия допускается выполнять защиту неселективной в сочетании с устройствами АПВ или АВР, исправляющими полностью или частично неселективное действие защиты.

Защита от однофазных замыканий на землю

Выполняется аналогично защите от однофазных замыканий на землю в сети 35 кВ.

Перечень защит шин

В качестве защиты шин устанавливаем дифференциальную токовую защиту без выдержки времени, охватывающую все элементы, которые присоединены к системе шин. Защита осуществляться с применением специальных реле тока, отстроенных от переходных и установившихся токов небаланса (реле, включенных через насыщающиеся трансформаторы тока, реле с торможением). Дифференциальная защита выполнена с устройством контроля исправности вторичных цепей задействованных трансформаторов тока, действующим с выдержкой времени на вывод защиты из работы и на сигнал.

Ликвидация КЗ на двойной секционированной системе шин 10 кВ осуществляется действием защит трансформаторов от внешних КЗ и защит, установленных на секционном или шиносоединительном выключателе.

Для шин 35 и 220 кВ воспользуемся дифференциальной токовой защитой шин с торможением.

Для защиты шин 10 кВ будем использовать защиту от дуговых замыканий (ЗДЗ). Работа защиты основана, в основном, на физическом принципе. Может реагировать на два фактора: вспышка света в отсеках распредустройства и на механическое воздействие дуги. В связи с этим может применяться только в КРУ, где все токоведущие части размещены в закрытых отсеках. Выполнена блокировка защиты по току питающих присоединений.

Перечень защит шиносоединительного, обходного и секционного выключателей

На обходном выключателе 110 кВ и выше при наличии шиносоединительного (секционного) выключателя должны быть предусмотрены защиты (используемые при проверке и ремонте защиты, выключателя и трансформаторов тока любого из элементов, присоединенных к шинам);

трехступенчатая дистанционная защита и токовая отсечка от многофазных КЗ;

четырехступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности от замыкания на землю.

При этом на шиносоединительном (секционном) выключателе должны быть предусмотрены защиты (используемые для разделения систем или секций шин при отсутствии УРОВ или выведении его или защиты шин из действия, а также для повышения эффективности дальнего резервирования):

двухступенчатая токовая защита от многофазных КЗ;

трехступенчатая токовая защита нулевой последовательности от замыканий на землю.

На шиносоединительном (секционном) выключателе 110 кВ и выше, предназначенном и для выполнения функции обходного выключателя, должны быть предусмотрены те же защиты, что на обходном и шиносоединительном (секционном) выключателях при их раздельном исполнении.

На шиносоединительном (секционном) выключателе 10 кВ должна быть предусмотрена двухступенчатая токовая защита от многофазных КЗ.

Защита токоограничивающего сдвоенного реактора 10 кВ

Так как было принято решение не вносить реактор в зону действия ДЗТ, нужно выполнить отдельную защиту реактора. У такого исполнения есть два плюса: при КЗ будет понятно, где оно произошло, и коэффициент чувствительности будет больше.

Защиту реактора выполним двумя защитами:

дифференциальная защита (основная);

токовая отсечка без выдержки времени (резервная).

Перечень защит трансформатора

Для защиты понижающих трансформаторов от повреждений и ненормальной работы в соответствии с Правилами и на основании расчета применяются следующие основные типы релейной защиты.

Продольная дифференциальная защита - от коротких замыканий в обмотках и на их наружных выводах, для трансформаторов мощностью, как правило, 6,3 МВА и выше; с действием на отключение трансформатора. (Основная)

Принцип действия основан на сравнении значения и фазы токов в начале и конце защищаемого объекта. При внешнем КЗ токи и на концах объекта направлены в одну сторону и равны по значению, а при внутреннем КЗ они направлены в разные стороны и, как правило, не равны друг другу. Следовательно, сопоставляя значение и фазу токов и , можно определять, где возникло КЗ.

Газовая защита - от всех видов повреждений внутри бака трансформатора, сопровождающихся выделением газа из трансформаторного масла, а также от понижения уровня масла, для масляных трансформаторов мощностью, как правило, 6,3 МВА и выше; с действием на сигнал и на отключение.

Газовая защита является очень чувствительной и весьма часто позволяет обнаружить повреждение в трансформаторе в самой начальной стадии. При серьезных повреждениях трансформатора газовая защита действует достаточно быстро: 0,1 - 0,2 с (при скорости потока масла не менее чем на 25% выше уставки). Газовая защита является наиболее чувствительной защитой трансформатора от повреждения его обмоток и особенной при витковых замыканиях. Все масляные трансформаторы мощностью 1000 кВА и выше поставляются вместе с газовой защитой. На трансформаторах с РПН дополнительно предусматривается отдельная газовая защита устройства РПН.

Газовая защита не действует при повреждениях на выводах трансформатора, поэтому должна дополняться второй защитой от внутренних повреждениях. Для маломощных трансформаторов такой защитой служат МТЗ и токовая отсечка. Для мощных трансформаторов применяется более совершенная дифференциальная РЗ.

Максимальная токовая защита с комбинированным пуском по напряжению - от сверхтоков, обусловленных внешними междуфазными короткими замыканиями на сторонах НН или СН трансформатора, для всех трансформаторов, независимо от мощности и наличия других типов релейной защиты; с действием на отключение. (Резервная).

Защита от перегрузки трансформаторов. Защита от перегрузки предназначена для подачи сигнала дежурному персоналу о перегрузке трансформатора. Чтобы избежать излишних сигналов при КЗ и кратковременных перегрузках, в схеме РЗ предусматривается реле времени, обмотка которого должна быть рассчитана на длительное прохождение тока.

Таблица 2.1

Защищаемый элементТип применяемой защитыРеализация на МП элементной базеКоличествоВЛ 220 кВДФЗ - оснШЛ 2604.124+4 полукомплекта на противоположной стороне ВЛДЗ и ТНЗНП - рез.ШЛ 2606.14 16.104АУВ, АПВ, УРОВШЛ 2606.164ВЛ 35 кВДЗ - осн.ШЛ 2606.14 16.104ТО - рез. + упр. выкл.ШЛ 2606.16 4ПНДЗЭПЗ 1637-912КЛ 10 кВТО, МТЗ, СЗЗТОР 20016ОВ 220 кВДЗ и ТНЗНП, АУВШЛ 2606.121ШСВ 220 кВII ст. ток. защ. и ТНЗНП, АУВШЛ 2606.191СВ 35 кВТСЗШЛ 2606.191СВ 10 кВТСЗТОР 200-С2Ш 220 кВДЗШШШ 2310.121Ш 35 кВДЗШШШ 2310.121Дуговая защита 10 кВОВОД-МТр-р 220/35/10 кВ РБСГ 10 кВДЗТ - осн; защита реактораШТ. 2108.13 08.132МТЗ-рез.+АУВ, АРНТШТ. 2108.13 08.162Газовая защитаРГТ502

Расчет защиты

Исходные данные:

Защищаемый объект - трехобмоточный трансформатор типа ТДТН-63000/220. Схема защищаемого объекта представлена на рисунке 2.9.

Рис. 2.9

Защищаемый трансформатор Т1 имеет следующие параметры:

схема соединения У/ У /Д-00-11;

номинальная мощность Sном = 63 МВА;

номинальное напряжение обмотки высшего напряжения Uном, в = 230 кВ;

номинальное напряжение обмотки среднего напряжения Uном, с = 38.5 кВ;

номинальное напряжение обмотки низшего напряжения Uном, н = 11 кВ;

напряжение короткого замыкания Uк в-с = 11%;

напряжение короткого замыкания Uк в-н = 28,8%;

напряжение короткого замыкания Uк с-н = 12,6%;

пределы регулирования ±12*1%, ?Uрег = ±0, 12.

Коэффициент трансформации измерительных трансформаторов тока со стороны ВНтт, в = 200 А / 5 А; со стороны СН Kтт, с = 1000 А / 5 А; со стороны НН Kтт, н = 5000 А / 5 А.

Коэффициент возврата всех максимальных измерительных органов в расчетах принимается равным 0.95, а минимальных - 1.05.

Расчет номинального тока трансформатора.

Номинальный ток трансформатора со стороны ВН:

Номинальный ток трансформатора со стороны СН:

Номинальный ток трансформатора со стороны НН:

Выбор рабочих ответвлений токовых входов терминала

Вторичный номинальный ток защищаемого трансформатора со стороны ВН:

Номинальный ток ответвления токового входа терминала , к которому производится подключение вторичных токовых цепей ТТ со стороны ВН, должен удовлетворять условию:

В соответствии с данным условием и с таблицей В.1 принимаем величину

5 А.

Вторичный номинальный ток защищаемого трансформатора со стороны СН:

Номинальный ток ответвления токового входа терминала , к которому

производится подключение вторичных токовых цепей ТТ со стороны СН, должен удовлетворять условию:

В соответствии с данным условием и с таблицей В.1 принимаем величину

5 А.

Вторичный номинальный ток защищаемого трансформатора со стороны НН:

Номинальный ток ответвления токового входа терминала Iном, птт, н, к которому производится подключение вторичных токовых цепей ТТ со стороны НН, должен удовлетворять условию:

В соответствии с данным условием и с таблицей В.1 принимаем величину

5 А.

Определение параметров трансформатора и расчет токов КЗ

Рис. 2.10 - Схемы замещения сети и защищаемого объекта

По каталожным значениям напряжений КЗ для пар обмоток определим напряжения КЗ для лучей схемы замещения:

Определим реактивные сопротивления обмоток трансформатора:

При расчетах токов КЗ для трансформаторов с РПН следует учесть изменение сопротивления за счет регулирования напряжения:

.

Определение сопротивления линии на стороне ВН:

Определения сопротивления системы:

Преобразуем сопротивление Л1, Л2, Л3 из треугольника в звезду:

Определение сопротивления при отключенной Л1:

Определение сопротивления при отключенной Л2:

Определение сопротивления при отключенной Л3:

Получили:

, а .

Сопротивление реактора для проверки чувствительности за реактором:

Приведенное к ВН:

Определим токи КЗ.

Ток трехфазного КЗ в точке К1 в максимальном режиме - :

Ток двухфазного КЗ за реактором в минимальном режиме - :

Ток двухфазного КЗ в точке К1 в минимальном режиме - , приведенный к стороне НН:

Ток трехфазного КЗ в точке К2 в максимальном режиме - :

Приведем к относительным единицам трансформатора:

.

Ток междуфазного КЗ в точке К2 в минимальном режиме -

Ток междуфазного КЗ в точке К2 - , приведенный к стороне CН:

Для расчета междуфазного напряжения обратной последовательности в месте установки защиты при металлическом КЗ между двумя фазами в режиме, обуславливающем наименьшее значение этого напряжении, можно использовать следующее выражение:

Выбор уставок дифференциального органа с торможением

Рис. 2.11

Начальный дифференциальный ток срабатывания выбираем по условию отстройки от тока небаланса в нормальном режиме работы трансформатора:

,

где - коэффициент отстройки, учитывающий ошибки расчета и необходимый запас;

- расчетный ток небаланса;

- коэффициент, учитывающий переходный режим (наличие апериодической составляющей тока);

- относительное значение полной погрешности трансформаторов тока, соответствующее установившемуся режиму КЗ или качаний;

- погрешность, обусловленная регулированием напряжения под нагрузкой на сторонах защищаемого трансформатора и принимается равной половине используемого диапазона регулирования;

- погрешность выравнивания токов плеч в терминале защиты;

? относительный ток, равный номинальному.

Уставку примем равной .

Начальный тормозной ток.

Для трансформатора, не являющимся пускорезервным и на котором невозможно несинхронное АВР, уставка принимается равной 1,0.

Уставку примем равной .

Тормозной ток блокировкипринимаем равным 1.5 при . Уставку примем равной .

Коэффициент торможения определяется по выражению:

где ? относительный расчетный дифференциальный ток срабатывания при расчетном внешнем КЗ;

- коэффициент отстройки;

- расчетный ток небаланса при ;

- начальный дифференциальный ток срабатывания;

- максимальный расчетный ток в относительных единицах, равный току, проходящему через защищаемую зону при расчетном внешнем (как правило, трехфазном) металлическом КЗ на стороне, где рассматривается повреждение.

- начальный тормозной ток.

Уставку примем равной .

Для отстройки дифференциального органа от БТН, а также для дополнительного торможения защиты в режиме внешнего КЗ предусмотрена блокировка по второй гармонике, которая реагирует на отношение модуля второй гармоники дифференциального тока к модулю основной гармоники.

Уставку принимаем равной

Программную накладку N11 устанавливаем в положение «1» (режим непрерывной работы).

Выбор уставок дифференциальной токовой отсечки

Уставка отстраивается от бросков тока намагничивания и токов небаланса при внешних КЗ.

Отстройку от бросков тока намагничивания обеспечивается исходя из условия

Отстройка от максимального тока небаланса при внешних КЗ производится по выражению:

,

где - коэффициент отстройки, принимаем равным 1,5;

-относительный расчетный ток небаланса при ;

- максимальный расчетный ток при расчетном внешнем металлическом КЗ на стороне, где рассматривается повреждение.

Значение уставки выбираем равным максимальному значению из двух полученных.

Уставку примем равной Iдто = 600%.

Выбор уставки и проверка чувствительности МТЗ ВН

Выбор ИО максимального тока

Уставка отстраивается от максимального тока нагрузки с учетом самозапуска двигательной нагрузки:

где - коэффициент запаса по избирательности;

= 1,5 - коэффициент самозапуска, учитывающий увеличение тока заторможенной двигательной нагрузки после восстановления напряжения;

= 0,95 - коэффициент возврата;

- максимальный ток нагрузки.

Произведем согласование по чувствительности МТЗ ВН с наиболее чувствительными ступенями защит от многофазных КЗ предыдущих элементов.

Согласование МТЗ выполняется по выражению:

,

где = 1.1 - коэффициент отстройки;

= 1 - коэффициент токораспределения, равный отношению тока в месте установки рассматриваемой защиты к току в смежном элементе, с защитой которого производится согласование;

= 200 А - ток срабатывания максимальной токовой защиты предыдущего элемента, приведенный к стороне ВН защищаемого трансформатора, с которой производится согласование.

Уставку примем равной максимальному значению из двух полученных - 351,5 А.

Для задания уставки в терминале величину полученного значения уставки рассчитаем в процентах от номинального тока терминала:

где = 5 А - номинальный ток ответвления токового входа терминала, к которому производится подключение вторичных токовых цепей ТТ;

= 5 А, = 200 А - вторичный и первичный номинальные токи ТТ стороны ВН.

Значение уставки в первичных величинах, приведенных к стороне ВН, равно 352 А.

Рассчитаем коэффициент чувствительности

где = 219,7 А - минимальное значение тока в месте установки защиты при междуфазном КЗ на стороне низшего напряжения трансформатора в конце защищаемой зоны.

Коэффициент чувствительности оказался меньше 1,2, требуется повышение чувствительности, т.е. МТЗ ВН нужно выполнять с пуском по напряжению. Программную накладку N16 устанавливаем в положение «1».

где - коэффициент запаса по избирательности;

= 0,95 - коэффициент возврата;

- максимальный ток нагрузки.

Для задания уставки в терминале величину полученного значения уставки рассчитаем в процентах от номинального тока терминала:

где = 5 А - номинальный ток ответвления токового входа терминала, к которому производится подключение вторичных токовых цепей ТТ;

= 5 А, = 200 А - вторичный и первичный номинальные токи ТТ стороны ВН.

Значение уставки в первичных величинах, приведенных к стороне ВН, равно 300 А.

Рассчитаем коэффициент чувствительности:

где = 219,7 А - минимальное значение тока в месте установки защиты при междуфазном КЗ на стороне низшего напряжения трансформатора в конце защищаемой зоны. Если рассмотреть КЗ в точке до реактора, то

А коэффициент чувствительности будет равен:

По исходным данным эквивалентное сопротивление системы имеет очень большое значение, для реальных систем оно значительно меньше, поэтому ток КЗ за реактором был бы больше, что повлекло бы увеличение чувствительности.

Уставку примем равной = 117%

Выбор выдержки времени

Срабатывание защиты на отключение выключателей всех сторон силового

трансформатора с запретом АПВ и пуск УРОВ выключателя ВН производится с выдержкой времени DТ39.

Выдержку времени выбираем по условию согласования с последними, наиболее чувствительными ступенями защит от многофазных КЗ предыдущих элементов, в частности с максимальными токовыми защитами, установленными на сторонах того же или более низкого напряжения защищаемого трансформатора:

где = 500 мс - время срабатывания максимальной токовой защиты предыдущего элемента;

= 400 мс - ступень селективности.

Уставку примем равной DT39 = 1800 мс.

Выбор уставки и проверка чувствительности МТЗ СН

Выбор уставки и проверка чувствительности первой ступени МТЗ СН

Первая ступень используется в качестве токовой отсечки без пуска по напряжению и без органа направления мощности (ОНМ).

Ток срабатывания определяем по условию отстройки от тока в месте установки защиты при самозапуске двигателей нагрузки по выражению:

где = 1,2 - коэффициент запаса по избирательности;

= 1,5 - коэффициент самозапуска, учитывающий увеличение тока заторможенной двигательной нагрузки после восстановления напряжения;

= 0,95 - коэффициент возврата;

= А - максимальный ток нагрузки на стороне среднего напряжения

защищаемого трансформатора, который в данном случае принимается равным номинальному току трансформатора.

Коэффициент чувствительности определяется по выражению:

где = А - минимальное значение тока в месте установки защиты при расчетном виде КЗ.

Для задания уставки в терминале величину полученного значения уставки рассчитаем в процентах от номинального тока терминала:

где = 5 А - номинальный ток ответвления токового входа терминала, к которому производится подключение вторичных токовых цепей ТТ;

= 1000 А, = 5 А - первичный и вторичный номинальные токи ТТ стороны СН.

Уставку примем равной = 179%.

Программную накладку N21 устанавливаем в положение «1».

Выбор уставки и проверка чувствительности второй ступени МТЗ СН

Вторая ступень МТЗ СН выполняется с комбинированным пуском по напряжению со стороны среднего напряжения (КПН СН). Орган направления мощности не предусмотрен.

Уставку ИО фазного тока второй ступени выбираем по условию отстройки от номинального тока трансформатора:

где = 1,2 - коэффициент запаса по избирательности;

= 0,95 - коэффициент возврата;

= А - номинальный ток трансформатора на стороне среднего напряжения.

Коэффициент чувствительности определяется по выражению:

где = А - минимальное значение тока в месте установки защиты при расчетном виде КЗ.

Для задания уставки в терминале величину полученного значения уставки рассчитаем в процентах от номинального тока терминала:

где = 5 А - номинальный ток ответвления токового входа терминала, к которому производится подключение вторичных токовых цепей ТТ;

= 1000 А, = 5 А - первичный и вторичный номинальные токи ТТ стороны СН.

Уставку примем равной = 119%.

Программную накладку N22 устанавливаем в положение «1».

Выбор выдержек времени и накладок

Отключение выключателя СН от первой ступени МТЗ СН производится с выдержкой времени DТ40. Выдержку времени выбираем по условию согласования с последними, наиболее чувствительными ступенями защит от многофазных КЗ предыдущих элементов, в частности с максимальными токовыми защитами, установленными на сторонах того же или более низкого напряжения защищаемого трансформатора:

,

где = 500 мс - время срабатывания максимальной токовой защиты, с которой производится согласование, мс;

= 300 мс - ступень селективности.

Уставку примем равной DT40 = 800 мс.

Отключение выключателя СН от второй ступени МТЗ СН производится с выдержкой времени DТ41 по условию согласования с МТЗ других ступеней данного трансформатора либо с МТЗ других элементов. В данном случае отстроимся от МТЗ первой ступени защиты данного трансформатора:

.

Уставку примем равной DT41 = 1100 мс.

Отключение выключателя СН от третьей ступени МТЗ СН производится с выдержкой времени DТ42 (в данном случае не считается, т.к. третья ступень не используется).

Для отключения выключателей всех сторон силового трансформатора с запретом АПВ и пуска УРОВ выключателя ВН при отказе выключателя СН предусмотрена дополнительная выдержка времени DТ42. Выдержка времени выбирается равной ступени селективности:

= 300 мс.

Отключение выключателя СН от ступени с ускорением производится с выдержкой времени DТ44. Значение уставки принимаем равным DТ44 = 500 мс.

Подхват ускорения выполнен с помощью элемента времени DТ45. Значение уставки принимаем равным DТ45 = 900 мс.

Программную накладку N20 устанавливаем в положение «0».

Выбор уставки и проверка чувствительности МТЗ НН

Выбор уставки и проверка чувствительности первой ступени МТЗ НН

Уставка отстраивается от максимального тока нагрузки с учетом самозапуска двигательной нагрузки:

где = 1,2 - коэффициент запаса по избирательности;

= 1,5 - коэффициент самозапуска, учитывающий увеличение тока заторможенной двигательной нагрузки после восстановления напряжения;

= 0,95 - коэффициент возврата;

=- максимальный ток нагрузки, который в данном случае принимается равным номинальному току трансформатора со стороны НН.

Для задания уставки в терминале величину полученного значения уставки рассчитаем в процентах от номинального тока терминала:

где = 5 А - номинальный ток ответвления токового входа терминала, к которому производится подключение вторичных токовых цепей ТТ;

= 5000 А, = 5 А - первичный и вторичный номинальные токи ТТ стороны НН.

Значение уставки в первичных величинах, приведенных к стороне НН, равно 6265 А.

Коэффициент чувствительности равен:

где = 6363,93 А - минимальное значение тока в месте установки защиты при КЗ на стороне низшего напряжения трансформатора за реактором.

Уставку первой ступени принимаем равной = 125%.

Так как получили неудовлетворительную чувствительность нужно использовать МТЗ НН с пуском по напряжению.

Программную накладку N31 устанавливаем в положение «0».

Выбор уставки и проверка чувствительности второй ступени МТЗ НН

Вторая ступень выполняется с комбинированным пуском по напряжению и с органом направления мощности (ОНМ).

Уставку ИО фазного тока второй ступени выбирают по условию отстройки от номинального тока трансформатора:

где = 1,2 - коэффициент отстройки;

= 0,95 - коэффициент возврата;

= 3306,64 А - номинальный ток трансформатора на стороне низшего напряжения.

Уставку примем равной максимальному значению из двух полученных 4177 А.

где = 5 А - номинальный ток ответвления токового входа терминала, к которому производится подключение вторичных токовых цепей ТТ;

= 5000 А, = 5 А - первичный и вторичный номинальные токи ТТ стороны НН.

Значение уставки в первичных величинах, приведенных к стороне ВН, равно 4177 А.

Коэффициент чувствительности определяется по выражению:

где = 4592,9 А - минимальное значение тока в месте установки защиты при расчетном виде КЗ.

Уставку примем равной = 83%.

Программную накладку N32 устанавливаем в положение «1».

Выбор выдержек времени и накладок

Отключение выключателя НН от второй ступени МТЗ НН производится с выдержкой времени DТ48. Выдержку времени выбираем на ступень селективности больше, чем выдержка времени первой ступени:

.

Уставку примем равной DT48 = 800 мс.

Отключение выключателя НН от третьей ступени МТЗ НН производится с выдержкой времени DТ49 (в данном случае не считается, т.к. третья ступень не используется).

Для отключения выключателей всех сторон силового трансформатора с запретом

АПВ и пуска УРОВ выключателя ВН при отказе выключателя НН предусмотрена дополнительная выдержка времени DТ50. Выдержка времени выбирается равной ступени селективности:

= 300 мс.

Отключение выключателя НН от ступени с ускорением производится с выдержкой времени DТ51. Значение уставки принимаем равным DТ51 = 500 мс.

Подхват ускорения выполнен с помощью элемента времени DТ52. Значение уставки принимаем равным DТ52 = 900 мс.

Программную накладку N30 устанавливаем в положение «0».

Комбинированный пуск по напряжению

Выбор уставки и проверка чувствительности ИО минимального линейного напряжения стороны СН

Уставку ИО напряжения между фазами А и В выбираем исходя из следующих условий:

обеспечение возврата реле после отключения внешнего КЗ:

кВ,

где Umin = 0,85·Uном = 0,85·38,5 = 32,73 кВ - междуфазное напряжение в месте установки защиты в условиях самозапуска после отключения внешнего КЗ;

= 1,2 - коэффициент отстройки;

= 1,05 - коэффициент возврата реле минимального напряжения;

отстройка от напряжения самозапуска при включении от АПВ или АВР заторможенных двигателей нагрузки:

кВ,

где Uзап = 0,7Uном = 0,7·38,5 = 26,95 кВ - междуфазное напряжение в месте установки защиты в условиях самозапуска заторможенных двигателей нагрузки при включении их от АПВ или АВР;

= 1,2 - коэффициент отстройки.

Уставку примем равной минимальному значению из двух полученных -22,46 кВ.

Для задания уставки в терминале величину полученного значения уставки рассчитаем в процентах от номинального напряжения защищаемого трансформатора:

,

где = 38.5 кВ - номинальное напряжение защищаемого трансформатора со стороны НН.

Уставку примем равной %.

Чувствительность проверяется по выражению:

где = 1,05 - коэффициент возврата;

= 0 кВ - значение междуфазного напряжения в месте установки защиты при металлическом КЗ между тремя фазами в расчетной точке в режиме, обуславливающем наибольшее значение этого напряжения. В данном примере расчетной точкой будут являться шины со стороны НН. Напряжение в месте установки защиты будет равно 0.

Выбор уставки и проверка чувствительности ИО максимального напряжения обратной последовательности стороны СН.

Уставка измерительного органа напряжения обратной последовательности выбирается исходя из минимальной уставки 6 В:

, кВ

где = 38,5 кВ - номинальное напряжение стороны СН.

По данным экспериментов и опыта эксплуатации при таком напряжении срабатывания обеспечивается отстройка от напряжения небаланса в расчетном (нагрузочном) режиме.

Уставка измерительного органа напряжения обратной последовательности выбирается исходя из минимальной уставки 6 В, т.е. уставку принимаем равной

= 6%. При этом значение уставки в первичных величинах, приведенных к стороне СН, равно 2.31 кВ.

Чувствительность данного измерительного органа проверяется по выражению:

где = 11.11 кВ - значение междуфазного напряжения обратной последовательности в месте установки защиты при металлическом КЗ между двумя фазами в расчетной точке в режиме, обуславливающем наименьшее значение этого напряжения.

Выбор уставки и проверка чувствительности ИО минимального линейного напряжения стороны НН

Уставку ИО напряжения между фазами А и В выбираем исходя из следующих условий:

обеспечение возврата реле после отключения внешнего КЗ:

, кВ

где Umin = 0,85Uном = 0,85·11 = 9,35 кВ - междуфазное напряжение в месте установки защиты в условиях самозапуска после отключения внешнего КЗ;

= 1,2 - коэффициент отстройки;

= 1,05 - коэффициент возврата реле минимального напряжения;

отстройка от напряжения самозапуска при включении от АПВ или АВР заторможенных двигателей нагрузки:

кВ,

где Uзап = 0,7Uном = 0,7·11 = 7,7 кВ - междуфазное напряжение в месте установки защиты в условиях самозапуска заторможенных двигателей нагрузки при включении их от АПВ или АВР;

= 1,2 - коэффициент отстройки.

Уставку примем равной минимальному значению из двух полученных - 6,42 кВ.

Для задания уставки в терминале величину полученного значения уставки рассчитаем в процентах от номинального напряжения защищаемого трансформатора

,

где = 11 кВ - номинальное напряжение защищаемого трансформатора со стороны НН.

Уставку примем равной %.

Чувствительность проверяется по выражению:

где = 1,05 - коэффициент возврата;

= 0 кВ - значение междуфазного напряжения в месте установки защиты при металлическом КЗ между тремя фазами в расчетной точке в режиме, обуславливающем наибольшее значение этого напряжения. В данном примере расчетной точкой будут являться шины со стороны НН. Напряжение в месте установки защиты будет равно 0.

Выбор уставки и проверка чувствительности ИО максимального напряжения обратной последовательности стороны НН

Уставка измерительного органа напряжения обратной последовательности выбирается исходя из минимальной уставки 6 В, т.е. уставку принимаем равной

= 6%. При этом значение уставки в первичных величинах, приведенных к стороне НН, равно 0.66 кВ.

Чувствительность данного измерительного органа проверяется по выражению:

где = 3,18 кВ - значение междуфазного напряжения обратной последовательности в месте установки защиты при металлическом КЗ между двумя фазами в расчетной точке в режиме, обуславливающем наименьшее значение этого напряжения.

Выбор выдержек времени

Отключение выключателя ВН параллельного трансформатора производится с выдержкой времени DT34, которая задается только в том случае, если у параллельного трансформатора нейтраль разземлена. Так как нет параллельного трансформатора, то DT34 = 0.

Деление системы шин (отключение ШСВ и СВ ВН) производится с выдержкой времени DТ35. Выдержка времени выбирается по условию согласования с последними, наиболее чувствительными ступенями защит от замыканий на землю предыдущих элементов:

мс,

где = 800 мс - время срабатывания защиты от замыкания на землю предыдущего элемента, мс;

= 300 мс - ступень селективности.

Уставку принимаем равной DТ35 = 1100 мс.

Отключение выключателя ВН производится с выдержкой времени DТ36. Выдержка времени выбирается на ступень селективности больше, чем выдержка времени DT35:

мс.

Уставку принимаем равной DТ36 = 1400 мс.

Отключение выключателей всех сторон силового трансформатора с запретом АПВ, а также действие на пуск УРОВ выключателя ВН производится с дополнительной выдержкой времени DT37. Выдержка времени выбирается равной ступени селективности:

Уставку принимаем равной DТ37 = 300 мс.

Защита от перегрузки

Защита от перегрузки со стороны ВН

Срабатывание защиты от перегрузки происходит при превышении максимальным фазным током уставки. Уставку измерительного органа максимального фазного тока отстраиваем от номинального тока трансформатора тока:

где = 1,05 - коэффициент отстройки;

= 0,95 - коэффициент возврата;

= 158,14 А - номинальный ток обмотки трансформатора, на стороне которого установлена защита.

Для задания уставки в терминале величину полученного значения уставки рассчитаем в процентах от номинального тока терминала:

где = 5 А - номинальный ток ответвления токового входа терминала, к которому производится подключение вторичных токовых цепей ТТ;

= 200 А, = 5 А - первичный и вторичный номинальные токи ТТ стороны ВН.

Уставку примем равной = 87%.

Защита от перегрузки со стороны СН

Уставку измерительного органа максимального фазного тока отстраиваем от номинального тока трансформатора тока:

где = 1,05 - коэффициент отстройки;

= 0,95 - коэффициент возврата;

= 944,75 А - номинальный ток обмотки трансформатора, на стороне которого установлена защита.

Для задания уставки в терминале величину полученного значения уставки рассчитаем в процентах от номинального тока терминала:

где = 5 А - номинальный ток ответвления токового входа терминала, к которому производится подключение вторичных токовых цепей ТТ;

= 1000 А, = 5 А - первичный и вторичный номинальные токи ТТ стороны СН.

Уставку примем равной = 104%.

Защита от перегрузки со стороны НН

Уставку измерительного органа максимального фазного тока отстраиваем от номинального тока трансформатора тока:

где = 1,05 - коэффициент отстройки;

= 0,95 - коэффициент возврата;

= А - номинальный ток обмотки трансформатора, на стороне которого установлена защита.

Для задания уставки в терминале величину полученного значения уставки рассчитаем в процентах от номинального тока терминала:

где = 5 А - номинальный ток ответвления токового входа терминала, к которому производится подключение вторичных токовых цепей ТТ;

=5000 А, = 5 А - первичный и вторичный номинальные токи ТТ стороны НН.

Уставку принимаем равной = 73%.

Выбор выдержек времени

Защита срабатывает с выдержкой времени DT54*1000+DT55 мс (секундная и миллисекундная часть) и действует на сигнализацию. Защита от перегрузки должна действовать на отключение только в том случае, когда перегрузка не может быть устранена персоналом или автоматически. Выдержку времени выбираем на ступень селективности больше времени срабытывания защиты трансформатора от внешних КЗ:

с,

где tрз =0,5 - время срабатывания защиты трансформатора от внешних КЗ, с;

?t = 0,35 - ступень селективности, с.

Уставки принимаем равными DT54 = 0,8 с и DT55 = 0 мс

Устройство пуска охлаждения трансформатора

Для автоматического пуска охлаждения трансформатора предусмотрены три измерительных органа («IмаксВН, ПАО», «IмаксСН, ПАО», «IмаксНН, ПАО»), каждый из которых реагирует на максимальный из фазных токов соответствующей стороны.

Уставка может быть рассчитана по следующему выражению:

где k = 0.4 ÷ 0.75 - коэффициент отстройки (выбирается в зависимости от проекта).ном, n - номинальный ток защищаемого трансформатора c рассматриваемой стороны n, А.

Уставки токовых органов сторон ВН, СН и НН в устройстве обозначаются

«IмаксВН, ПАО», «IмаксСН, ПАО», «IмаксНН, ПАО» и задаются в процентах от номинального тока входа терминала.

Пуск охлаждения трансформатора производится с выдержкой времениТ68·1000+DT69 мс (секундная и миллисекундная часть). Рекомендованное значение - 500 мс.

Устройство блокировки РПН

Для блокирования устройства РПН в анормальных режимах предусмотрены один измерительный орган максимального действия, реагирующий на максимальный из фазных токов стороны ВН («IмаксВН, БРПН»), и два измерительных органа минимального действия, реагирующие на минимальное из линейных напряжений сторон СН и НН соответственно («UминСН, БРПН», «UминНН, БРПН»).

Уставка ИО максимального тока отстраивается от номинального тока трансформатора со стороны ВН (в соответствии с рекомендациями изготовителя трансформатора). Рекомендованное значение по ИО минимального линейного напряжения - 80%.

Сигнал блокировки выдается с выдержкой времени DТ56, которая выбирается на этапе пуско-наладочных работ.

3. Общие положения

Фильтр напряжения обратной последовательности - это устройство, которое производит преобразование несимметричных трехфазных систем напряжения промышленной частоты в однофазные напряжения, пропорциональные составляющим обратной последовательности. ФНОП на операционном усилителе представляет собой двухвходовой сумматор.

Принцип действия заключается в следующем. Для исключения влияния составляющих нулевой последовательности на вход фильтра нулевой последовательности на вход фильтра подводится междуфазные напряжения: Уаб и Убс (междуфазные напряжения не содержат составляющих нулевой последовательности).

При синусоидальных воздействующих величинах промышленной частоты выходное напряжение ФНОП определяется следующим выражением:

Где , - комплексные коэффициенты передачи ФНОП при .

При подведении к фильтру напряжений прямой последовательности промышленной частоты его выходное напряжение равно нулю (рис. 1), если не учитывать напряжение небаланса. Если входноые напряжения образуют обратную последовательность, то выходное напряжение имеет конечное значение (рис. 2).

Расчет коэффициента передаточной функции ФНОП

Информационный показатель.

-относительное отклонение частоты.

При выбираем ФНОП передаточные функции которого (первого или второго порядка) имеют одинаковык полюсы.

Проверяем возможность применения фильтра первого порядка.

Рассчитывается значение постоянной времени фильтра Т (или ), при котором обеспечивается требуемое значение коэффициента передачи .

Получаем , т.е. фильтром первого порядка невозможно обеспечить заданные требования.

Определим возможность применения ФНОП с передаточной функцией второго порядка:

Откуда или мс.

Коэффициенты передаточной функции второго порядка:

Амплитудо частотные характеристики:

При =(0-350)

Выбрать схему реализации ФНОП

При реализации автоматических устройств наиболее часто применяются резисторы с металлодеэлектрическим проводящим слоем типа МЛТ, предназначенные для работы в цепях постоянного, переменного и импульсного тока.

В качестве элементов настройки схем используются резисторы с переменным сопротивлением, непроволочные (типа СП3) и проволочные (типа СП5). Выпускаемые подстроечные резисторы, предназначенные для работы в цепях постоянного, переменного и импульсного тока, отличаются большим разнообразием: пределами номинальных сопротивлений, допускаемыми отклонениями, разрешающей способностью, рассеиваемой мощностью и т.д.

Из конденсаторов постоянной ёмкости наиболее широкое применение в автоматических устройствах получили полиэтилентерефталатные конденсаторы типа Л73-17, выпускаемые для нескольких значений номинального напряжения. Они предназначены для работы в цепях постоянного, переменного и импульсного тока.

Cведем результаты в таблицу.

Элемент, Вт, Вт, В0,003240,1250,0570,1250,0330,1250,1410,250,0280,1250,0007550,12546,8763046,8725035,3725035,372506,354006,356314,2540014,2563

Для данной схемы ФНОП выбираем операционный усилитель типа К140УД6 со схемой корректирующих цепей представленной на рисунке 3.

Рис. 3.1

Проверим не превышает ли разница между расчетными и выбранными значениями допустимых пределов:

Оценка номинальной мощности рассеяния резисторов и значения номинального напряжения конденсаторов:

Расчет напряжения небаланса

Напряжение небаланса , обусловленное отклонением частоты от промышленной, определяется:

Напряжение небаланса , обусловленное расбросом параметров комплектующих:

где

Коэффициенты поэлементной чувствительности определяются следующими соотношениями:

Напряжение небаланса , обусловленное отклонением параметров реального операционного усилителя от параметров идеального:

где - начальное напряжение смещения нуля

Для данного операционного усилителя:

Напряжение небаланса приведенное ко входу:

Напряжение небаланса:

При расчете напряжения небаланса не учитывались в воздействующих величинах высшие гармонические составляющие, образующие систему прямой и обратной последовательности.

Для качественной оценки разработанного фильтра напряжения обратной последовательности была собрана его расчетная схема в программе WorkBench.

Для моделирования режимов прямой и обратной последовательности на вход фильтра подавались напряжения с разницей фаз соответственно 240 и 120 градусов.

Прямая последовательность:

Обратная последовательность:

Соответственно были получены Аплитудно-Частотные характеристики и сняты значения при 0, 50 и 250 Гц:

Погрешность относительно расчетных данных:

Обратная последовательность:

Для 0 Гц:

Опытное значение - 1.29

Расчетное значение - 1

Отношение:

Для 50 Гц:

Опытное значение - 2.19

Расчетное значение - 1.75

Отношение:

Для 250 Гц:

Опытное значение - 0.626

Расчетное значение -0.5

Отношение:

Прямая последовательность:

Для 0 Гц:

Опытное значение - 1.29

Расчетное значение - 1

Отношение:

Для 50 Гц:

Опытное значение - 0.144

Расчетное значение - 0

Для 250 Гц:

Опытное значение - 0.45

Расчетное значение - 0.38

Отношение:

Самая большая разница отношений:

Диаграммы

Рис. 3.2 Векторная диаграмма при подведении напряжений прямой последовательности

Рис. 3.3 Векторная диаграмма при подведении напряжений обратной последовательности

Заключение

В первой части работы было осуществлено проектирование электрической части подстанции 220/35/10 кВ. А именно - выбор структурной схемы подс-танции (числа, типа и мощности трансформаторов в соответствии с их графиками нагрузки, схем РУ 220, 35, 10 кВ, схем питания собственных нужд). Также были выбраны электрические аппараты (выключатели, разъединители, реакторы, предохранители, ограничители перенапряжения, измерительные трансформаторы тока и напряжения). В этой части бакалаврской работы был подробно рассмотрен расчет токов КЗ на шинах всех напряжений подстанции, а также на шинах РП в различных режимах, необходимых для выбора электрического оборудования подстанции. А также рассмотрен вопрос целесообразности установки средств ограничения токов КЗ.

Во второй была рассмотрена релейная защита подстанции, выбраны МП терминалы релейной защиты для всех защищаемых элементов, осуществлено описание и расчет уставок основной и резервной защиты трансформатора, их назначение и место установки. Таким образом, произведен расчет дифференциальной защиты трансформатора, максимальной токовой защиты с комбинированным пуском по напряжению, защиты от перегрузки трансформатора и описание газовой защиты. Разработана поясняющая схема защиты подстанции и схема защиты трансформатора.

В третьей части работы была осуществлена разработка фильтра напряжения обратной последовательности, выбрана принципиальная схема, произведен расчет элементов схемы, расчет и построение АЧХ и ФЧХ.

Список литературы

1. Чернобровов Н.В., Семенов В.А. Релейная защита энергетических систем: Учеб. Пособие для техникумов. - М.: Энергоатомиздат, 1998. - 800 с.: ил.
2. Электротехнический справочник: В 3-х т. Т. 3. Кн. 1. Производство, передача и распределение электрической энергии / Под общ. ред. профессоров МЭИ - 6-е изд. испр. и доп. - М.: Энергоиздат, 1982. - 656 с., ил.
3. Басс Э.И., Дорогунцев В.Г. Релейная защита электроэнергетических систем: Учебное пособие/ Под редакцией А.Ф. Дьякова - М.: Издательство МЭИ, 2002. - 296 с., ил.
4. Федосеев А.М., Федосеев М.А. Релейная защита электроэнергетических систем: Учеб. для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1992. - 528 с., ил.

Введение релейный защита фильтр напряжение Получено задание разработать электрическую часть подстанции 220/35/10 кВ, провести выбор главной электрической

Больше работ по теме: