Расчет уставок защит участка сети напряжением

2016-01-05

789

Обсуждений (0)

0.00 из 5.00 0 оценок

⇐ Предыдущая 123 Следующая ⇒

КВ

1.1 Обоснование типа защит

Согласно ПУЭ, в качестве защиты от токов, обусловленных КЗ за трансформаторами (Т4, Т5, Т6), могут использоваться предохранители, если их мощность не превышает 1МВА.

Для одиночно работающих трансформаторов Т1,Т2 мощностью 16 МВА устанавливаются следующие типы защит:

- от многофазных КЗ в обмотках и на выводах – дифференциальная продольная токовая защита;

- для защиты от токов, протекающих через трансформатор при КЗ на шинах НН (внешнее КЗ), используют МТЗ с минимальной выдержкой времени;

- для защиты от перегрузки на всех трансформаторах устанавливается МТЗ;

- от понижения уровня масла и от повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделениями газа, предусматривается газовая защита.

Для защиты линий W1 и W2, согласно ПУЭ, устанавливаем ступенчатые токовые защиты: токовую отсечку и МТЗ.

Для защиты линий W3 и W4, согласно ПУЭ, устанавливаем двухступенчатую токовую защиту.

Для выполнения МТЗ магистральной линии W4 используются реле РТ – 40. Установка на ней отсечки также может оказаться эффективной. В случае недостаточной чувствительности МТЗ и предохранителей F1, F2, F3 к однофазным КЗ за трансформаторами Т4, Т5, Т6 может быть установлена специальная токовая защита нулевой последовательности [9].

1.2 Расчет параметров схемы замещения и токов короткого замыкания

Схема замещения приведена на Рис. 2. Все сопротивления приведены к низшей стороне трансформаторов Т1 и Т2. Расчет выполнен в именованных единицах.

Рис.2 Схема замещения участка сети

1.2.1 Расчет удельных и полных сопротивлений линий

Удельное индуктивное сопротивление линии определяется по (1.1):

, (1.1)

где - среднее геометрическое расстояние между проводами, мм ([2], с.265, табл.6.29);

- радиус провода, мм.

Для определения радиуса провода необходимо рассчитать длительно допустимый рабочий ток в проводе, для которого затем следует подобрать сечение.

, (1.2)

где - поток мощности в линии, МВ·А;

- номинальное напряжение линии, кВ.

, (1.3)

Коэффициент 1,05 учитывает потери в линии при протекании мощности нагрузки .

Расчет сечения по экономической плотности тока, как рекомендует ПУЭ, в действительности не определяет экономически целесообразного сечения. Дело в том, что при этом не учитываются стоимость электроэнергии, капитальные затраты на сооружение линии и приближенно учитывается число часов работы линии в году. Однако с целью упрощения расчетов допускается в релейной защите сечение проводов рассчитывать по экономической плотности тока.

, (1.4)

где - экономическая плотность тока, А/мм²([2], с.265, табл.6.31).

Сечения, получаемые в результате расчёта, округляются до ближайшего большего значения.

Удельное активное сопротивление линии:

, (1.5)

где - удельное сопротивление, Ом·мм²/км ( для проводов марки АС =28,9);

- сечение провода.

Или же берётся из справочника.

Индуктивное сопротивление линии:

, (1.6)

где - удельное индуктивное сопротивление линии, Ом/км;

- длина линии, км.

Активное сопротивление линии:

, (1.7)

где - удельное активное сопротивление линии, Ом/км;

- длина линии, км.

Все сопротивления линии необходимо привести к стороне 10,5 кВ. С учётом этого:

, (1.8)

, (1.9)

где - сопротивления линии, приведённые к стороне 10,5 кВ;

- базовое напряжение линии;

- среднее напряжение в месте установки линии.

Расчёт проведём для линии W1.

А,

мм² ,

Выбираем ближайшее большее стандартное сечение мм² , находим радиус провода мм.

Ом/км,

Ом,

Ом.

Результаты расчётов сводим в таблицу 1.1

Таблица 1.1

Исходные и расчетные параметры линий

Обозначение параметра	Значение параметра для линии
W1	W2	W3	W4	W5	W6	W7
, А	182,39	152,42	303,12	230,37	86,69	48,5	24,25
, мм²	151,99	127,02	216,51	164,55	61,92	34,64	17,32
, мм²
,мм	9,65	9,65		9,65	5,7	4,2	4,2
, Ом/км	0,162	0,162	0,129	0,167	0,428	0,79	0,79
, Ом/км	0,384	0,384	0,077	0,079	0,339	0,358	0,358
, Ом	1,458	1,458	0,516	0,668	2,568	3,16	2,37
, Ом	3,458	3,458	0,308	0,316	2,033	1,431	1,074
, Ом	0,117	0,117	0,516	0,668	2,568	3,16	2,37
, Ом	0,278	0,278	0,308	0,316	2,033	1,431	1,074
, км

С учётом установки устройств АВР длительно допустимый рабочий ток в линиях W1 и W2 А, W3 и W4 А. Выбранные сечения этих линий удовлетворяют условию по допустимому току в проводе. Для АС – 185 А, АС – 240 А ([2], с.294, табл.6.54.А).

1.2.2 Расчет сопротивлений трансформаторов

Активное сопротивление трансформатора:

, (1.10)

где - потери короткого замыкания, кВт ([2], с.287,табл.6.49, с.289, табл.6.51);

- номинальная мощность трансформатора, кВ·А.

Реактивное сопротивление трансформатора:

, (1.11)

где - напряжение короткого замыкания, %.

Активное сопротивление трансформатора, приведённое к стороне 10,5 кВ.

(1.12)

Реактивное сопротивление трансформатора, приведённое к стороне 10,5 кВ.

(1.13)

В качестве примера рассчитаем сопротивления трансформатора Т1.

Ом,

Ом.

В таблице 1.2 приведены результаты расчетов всех трансформаторов.

Таблица 1.2

Исходные и расчетные параметры трансформаторов

Обозначение параметра	Значение параметра
Т1	Т2	Т4	Т5	Т6
Тип трансформатора	ТДНС-16000/35	ТДНС-16000/35	ТМ-630/10	ТМ-400/10	ТМ-400/10
, кВ	35/10	35/10	10/0,4	10/0,4	10/0,4
, А	263,9	263,9	36,37	23,09	23,09
, кВт			7,6	5,5	5,5
, %			5,5	4,5	4,5
, Ом	0,407	0,407	1,915	3,438	3,438
, Ом	7,656	7,656	8,938	11,763	11,763
, Ом	0,037	0,037	2,111	3,79	3,79
, Ом	0,689	0,689	9,625	12,403	12,403

1.2.3 Расчет параметров энергосистемы

Параметры энергосистемы также приведены к стороне 10,5 кВ.

Сопротивление системы:

, (1.14)

где - базовое напряжение, кВ;

- мощность трёхфазного КЗ на шинах подстанции 1, МВ·А.

Ом.

ЕДС системы:

, (1.15)

кВ.

1.3 Расчет токов короткого замыкания

Расчёт токов КЗ выполняется для напряжения той стороны, к которой приводятся сопротивления схемы.

, (1.16)

где - полное суммарное эквивалентное сопротивление от источника питания до расчётной точки КЗ, Ом.

Установившееся значение тока при двухфазном КЗ определяется по значению тока трёхфазного КЗ:

. (1.17)

Расчёт токов КЗ производим без учёта подпитки со стороны нагрузки.

Результаты расчётов сведены в таблицу 1.3.

Таблица 1.3

Результаты расчётов токов КЗ.

Численное значение параметра для точки КЗ	Параметр схемы
,Ом	,Ом	,Ом	, кА	, кА
К1		0,225	0,225	26,94	23,33
К2	0,117	0,514	0,527	11,5	9,96
К3	0,154	1,207	1,217	4,98	4,31
К4	2,722	3,574	4,492	1,35	1,17
К5	5,822	5,365	7,961	0,76	0,66
К6	8,252	6,594	10,563	0,57	0,5
К7	0,67	1,69	1,818	3,33	2,89
К8	0,822	1,775	1,956	3,1	2,68
К9	4,833	13,507	14,346	0,42	0,37
К10	9,672	18,562	20,931	0,29	0,25
К11	12,042	20,218	23,532	0,26	0,22

1.4. Защита цеховых трансформаторов 10.5/0.4 кВ

Согласно ПУЭ ([6], с.305, п.3.2.58), в случаях присоединения трансформаторов к линиям без выключателей для отключения повреждений в трансформаторе должна быть предусмотрена установка предохранителей на стороне высшего напряжения понижающего трансформатора.

Выбираем для защиты цеховых трансформаторов Т4, Т5, Т6 предохранители типа ПСН из условий отстройки от максимального рабочего тока и от броска тока намагничивания при включении трансформатора на холостой ход.

Исходя из первого условия, например для трансформатора Т4, .

, (1.18)

где - мощность трансформатора, кВ·А.

По второму условию обычно принимают номинальный ток плавкой вставки, равным:

, (1.19)

где 2,0 – коэффициент отстройки от броска тока намагничивания трансформатора.

Реально бросок тока намагничивания может достигать (6 8) , но с учетом времени плавления вставки предохранителя расчетная кратность этого тока может быть уменьшена.

Выбираем для трансформатора Т4 предохранитель с номинальным током равным 75 А. По времятоковой характеристике ([9], с.279, Рис. П-3) оцениваем время плавления при двухфазном КЗ за трансформатором. Предохранитель в этом случае имеет время плавления = 0,2 c.

Результаты расчетов сводим в таблицу 1.4.

Таблица 1.4

Расчет параметров плавких предохранителей

Обозначение на схеме	Мощность трансформатора, кВ·А	, А	Тип предохранителя	, А	, с
T4		36,37	ПСН-10-75		0,2
T5		23,09	ПСН-10-50		0,22
T6		23,09	ПСН-10-50		0,3

Времятоковую характеристику предохранителя с наибольшим номинальным током 75А переносим из [9] на карту селективности (ПРИЛОЖЕНИЕ 1). Известно, что отклонения ожидаемого тока плавления плавкого элемента при заданном времени плавления от типовых значений достигают 20%. Поэтому типовая характеристика должна быть смещена вправо на 20%. Построение предельной времятоковой характеристики производится по нескольким точкам.

1.5 Защита магистральной линии W5

Согласно ПУЭ ([6], с.315, п.3.2.93), на одиночных линиях с односторонним питанием от многофазных замыканий должна устанавливаться двухступенчатая токовая защита, первая ступень которой выполнена в виде токовой отсечки без выдержки времени, а вторая – в виде максимальной токовой защиты с независимой или зависимой характеристикой выдержки времени.

Устанавливаем двухступенчатую токовую защиту. Токовая отсечка на реле типа РТ-40, МТЗ – на РТ – 40. Токовая отсечка в данном случае может быть эффективной, так как достаточно велико различие между точками КЗ в месте подключения ближайшего трансформатора Т4 (1350 А) и в месте установки защиты (Q10) магистральной линии (4980 А).

Для определения типа трансформаторов тока двухступенчатой защиты рассчитаем максимальный рабочий ток, который равен сумме номинальных токов трансформаторов Т4, Т5, Т6 (табл. 1.2):

, (1.20)

1.5.1 Селективная токовая отсечка без выдержки времени

Выбираем трансформаторы тока марки ТПОЛМ10-У3, = 400/5 ([7], с.632, табл.П4.5).

Ток срабатывания селективной отсечки определяется по условию отстройки от максимального тока КЗ в конце защищаемого участка (линии W5), где подключен первый цеховой трансформатор:

, (1.21)

где - коэффициент надёжности ( , [9], с.26, табл.1-2).

А.

При расчёте токовой отсечки линии, от которой питаются несколько трансформаторов, следует дополнительно проверить надёжность отстройки токовой отсечки от бросков тока намагничивания силовых трансформаторов:

, (1.22)

А,

Принимаем схему ТТ, соединенных в неполную звезду.

Ток срабатывания реле РТ-40:

, (1.23)

где - коэффициент схемы ( =1);

- коэффициент трансформации ТТ.

А.

Принимаем реле РТ-40/50, с уставкой 32 А. Уточняем А.

Определяем наименьшее значение коэффициента чувствительности отсечки, соответствующее двухфазному КЗ в месте установки защиты.

, (1.24)

> 1,2.

Эта отсечка не должна срабатывать при КЗ в точке подключения ближайшего трансформатора ответвления. Ток КЗ в этой точке А. Ток срабатывания отсечки для реле типа РТ-40 А. Следовательно применение на данной линии токовой отсечки является достаточно эффективным.

1.5.2 Максимальная токовая защита

Выбираем трансформаторы тока марки ТПОЛМ10-У3, = 400/5 ([7], с.632, табл.П4.5).

МТЗ отстраивается от суммы номинальных токов всех трансформаторов, подключенных к защищаемой линии.

Ток срабатывания защиты определяется:

, (1.25)

где - коэффициент надёжности (для реле серии РТ-40 =1,1 1,2; [9], с.15);

- коэффициент самозапуска (принимается минимальным значением 1,2 1,3);

- коэффициент возврата (для реле серии РТ-40 = 0,8 0,85);

- максимальный рабочий ток защищаемой линии в режиме его возможной перегрузки.

А.

Ток срабатывания реле РТ-40:

, (1.26)

где - коэффициент схемы ( =1);

- коэффициент трансформации ТТ.

А.

Принимаем реле РТ-40/50, с уставкой 1,9 А. Уточняем А.

Коэффициент чувствительности при КЗ в основной зоне действия защиты (точка К6):

, (1.27)

>1,5.

Определяем коэффициент чувствительности в зоне резервирования, т.е. при КЗ на шинах НН трансформаторов ответвлений:

>1,2

>1,2;

>1,2 .

Выбираем время срабатывания и характеристику реле РТ-40 защиты линии по условиям согласования по току и времени с защитными устройствами последующих и предыдущих элементов. Предыдущим расчётным элементом является наиболее мощный из трансформаторов ответвлений – трансформатор мощностью 630 кВ·А. Его защита выполнена с помощью плавкого предохранителя типа ПСН-10 на номинальный ток 75 А.

При подборе характеристики МТЗ линии нужно выполнять следующие условия ([9], с.48):

1. Ток срабатывания защиты должен быть не менее чем на 10% больше тока плавления вставки предохранителя, соответствующего времени действия защиты в начальной части характеристики (не менее 5 сек). Для этого определяется ток плавления при 5 сек: А.

А.

Выбранный ранее ток срабатывания защиты =152 А удовлетворяет этому условию.

2. Независимая характеристика защиты линии подбирается таким образом, чтобы при её токе срабатывания =152 А обеспечивалась ступень селективности по отношению к характеристике предохранителя не менее с.

Время срабатывания защиты в независимой части принимаем равным 1 с.

Для соблюдения условия 2 ток срабатывания МТЗ линии следует принять равным по крайней мере =280 А (при с). При уставке реле РТ – 40 А .

Очевидно, что обеспечивается необходимая чувствительность в основной зоне:

>1,5.

Резервирование КЗ за ближайшим трансформатором обеспечивается:

>1,2 ,

Но для более удалённых и менее мощных трансформаторов резервирование не обеспечивается, что допускается ПУЭ.

На карте селективности строим новую характеристику реле РТ – 40 МТЗ линии. Очевидно, что селективность между защитой линии и предохранителями теперь обеспечивается во всём диапазоне токов КЗ.

Проверку по чувствительности при однофазных КЗ за трансформатором опускаем, так как очевидно, что это условие не будет выполняться. Поэтому дополнительно устанавливается специальная защита нулевой последовательности на стороне 0,4 кВ, предназначенная для работы при однофазных КЗ на землю. Её расчет приведен в пункте 1.6.

1.6 Токовая защита нулевой последовательности трансформаторов 10.5/0.4 кВ

Устанавливаем токовую защиту нулевой последовательности, т.к. у нас недостаточная чувствительность МТЗ линии W4 при двухфазных КЗ на стороне 0,4 кВ. Схема защиты состоит из ТТ с , реле РТ – 40 и промежуточного реле. Эта защита действует на автоматический выключатель, установленный со стороны НН трансформатора. Ток срабатывания защиты выбирается по следующим условиям ([9], с.141):

а) отстройка от наибольшего допустимого тока небаланса (приведен к стороне 0,4 кВ) в нулевом проводе трансформатора Y/Y₀ в нормальном режиме, например, для Т4:

, (1.28)