Расчет защиты нулевой последовательности трансформаторов 10.5/0.4 кВ

 

 

Обозначение расчетного параметра	Значение расчетного параметра
Т4	Т5	Т6
Номинальный ток на НН, А	909,33	577,35	577,35
Ток срабатывания защиты расчетный, А	477,4	303,1	303,1
Коэффициент трансформации ТТ	300/5	300/5	300/5
Ток срабатывания реле расчетный, А	7,96	5,05	5,05
Тип реле	РТ-40/10	РТ-40/10	РТ-40/10
Уставка реле, А	8,0	5,0	5,0
Ток срабатывания защиты уточненный, А
Сопротивление трансформатора при однофазном КЗ, Ом	0,038	0.065	0.065
Ток однофазного КЗ за трансформатором, А	5789,47	3384,62	3384,62
Коэффициент чувствительности	12,13	11,28	11,28

 

Защита выполняется с действием на независимый расцепитель автоматического выключателя со стороны НН трансформаторов Т4, Т5, Т6.

 

1.7 Расчет уставок защиты понижающих трансформаторов 37/10.5 кВ

 

 

1.7.1 Дифференциальная защита Т1, Т2 от междуфазных коротких замыканий

 

 

На трансформаторах мощностью до 25 МВ·А допускается выполнение защиты с реле тока, действующими на отключение без выдержки времени, отстроенными по току срабатывания от бросков тока намагничивания и переходных значений токов небаланса (дифференциальная отсечка), если при этом обеспечивается требуемая чувствительность ([6],с.303, п.3.2.55).

Ток срабатывания защиты:

 

, (1.48)

 

где - коэффициент отстройки( );

- номинальный ток силового трансформатора.

 

А.

 

, (1.49)

 

где - коэффициент схемы( ).

 

А.

 

Выбираем реле РТ-40/10, А.

Принимаем А.

 

Чувствительность дифференциальной отсечки проверяется в минимальном режиме по токам двухфазных КЗ за трансформатором:

 

, (1.50)

 

>2

 

 

1.7.2 Дифференциальная защита Т3 от междуфазных коротких замыканий

 

1.7.3 Максимальная токовая защита Т1, Т2 от токов при внешних КЗ

 

 

Область внешних КЗ трансформатора находится на стороне НН, включая в первую очередь сборные шины. Ток срабатывания защиты отстраивается от максимального рабочего тока, протекающего через трансформатор.

Для трансформатора Т1 рабочий ток обусловлен током нагрузок Н1, Н2 и током линии W5.

Определим ток срабатывания защиты:

 

, (1.51)

 

где - коэффициент надёжности (для реле серии РТ-40 =1,2 1,4);

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

, - максимальный рабочий ток нагрузок Н1 и Н2;

- максимальный рабочий ток линии W5.

 

Максимальный рабочий ток нагрузки определяется:

 

, (1.52)

A,

 

A.

 

Тогда A.

Для трансформатора Т2 рабочий ток обусловлен током нагрузок Н3, Н4.

 

A,

 

A,

 

, (1.53)

 

A.

 

Выбираем ТТ типа ТВТ-35/10, .

Ток срабатывания реле РТ-40/6 для схемы ТТ, соединенных в треугольник:

 

, (1.54)

 

A, A,

 

A, A.

 

Уточняем ток срабатывания защиты. A, A, приведённые к стороне 37 кВ.

 

Проверяем коэффициент чувствительности при двухфазном КЗ за трансформаторами (для Т1 и Т2):

, (1.55)

 

где А, приведённый к стороне 10,5 кВ, А, приведённый к стороне 37 кВ.

 

>1,5 ,

 

>1,5.

 

Выдержка времени защиты должна быть минимальной и согласованной с МТЗ отходящих присоединений:

 

, (1.56)

 

где - ступень селективности ( с).

 

 

с,

 

, (1.57)

 

с.

 

Выбираем реле времени ЭВ-122, с.

 

1.7.4 Максимальная токовая защита Т3 от токов при внешних КЗ

 

1.7.5 Максимальная токовая защита трансформаторов Т1 и Т2 от перегрузкиТ3

 

 

На трансформаторах защита от перегрузки выполняется действующей на сигнал посредством токового реле, устанавливаемого в одной фазе, поскольку перегрузка трансформатора возникает одновременно во всех трёх фазах. Чтобы избежать излишних сигналов при КЗ и кратковременных перегрузках, предусматривается реле времени, обмотки которого должны быть рассчитаны на длительное прохождение тока.

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

 

, (1.58)

 

где - коэффициент надёжности( );

- коэффициент возврата( ).

 

А.

 

Защита подключена к тем же ТТ, что и защита от внешних КЗ. Ток срабатывания реле РТ – 40/6 равен:

 

, (1.59)

 

где - коэффициент схемы( ).

 

А.

 

Ток уставки срабатывания А. Уточняем А.

Время действия перегрузочной защиты выбирается на ступень больше времени МТЗ трансформатора:

 

, (1.60)

 

с.

 

 

Результаты расчетов приведены в табличной форме (табл.1.7)

 

Таблица 1.7

 

Максимальная токовая защита трансформаторов от перегрузки

 

Наименование параметра	Значение параметра
Т1	Т2
Номинальный ток трансформатора ВН, А	263,9	263,9
Ток срабатывания защиты расч./уточн., А	346,37/346,41	346,37/346,41
Коэффициент трансформации ТТ	1000/5	1000/5
Схема соединения ТТ	треугольник	треугольник
Тип реле	РТ-40/6	РТ-40/6
Ток уставки
Время срабатывания	2,2	2,7
Ток срабатывания реле, расч., А	2,999	2,999
Тип реле времени	ЭВ-122	ЭВ-122

 

 

1.7.7 Газовая защита

 

 

Газовая защита основана на использовании явления газообразования в баке повреждённого трансформатора. Интенсивность газообразования зависит от характера и размера повреждения, поэтому газовая защита различает степень повреждения и в зависимости от этого действует либо на отключение, либо на сигнал.

Газовая защита поставляется вместе с трансформатором и расчету не подлежит. Всвязи с недостатками поплавкового газового реле, отечественной промышленностью выпускается реле с чашкообразными элементами типа РГЧЗ - 66.

 

 

1.7.9 Проверка ТТ по условию 10%-ной погрешности

 

 

Для сокращения числа однотипных расчетов выбираются из двух комплектов защит трансформаторов Т1,Т2 трансформаторы тока, имеющие наибольшие значения предельной кратности и наибольшую вторичную нагрузку. Схемы защит в обоих случаях аналогичны.

Для продольных дифференциальных защит первичный расчетный ток, при котором должна обеспечиваться работа ТТ с погрешностью не более 10%, принимается равным наибольшему значению тока при внешнем КЗ.

 

, (1.61)

 

 

 

По кривым предельных кратностей для ТТ типа ТВТ-35/10, Ом.

Фактическое расчетное сопротивление нагрузки:

 

, (1.62)

 

где - сопротивления прямого и обратного проводов ( Ом);

- переходное сопротивление в контактных соединениях ( Ом).

 

, (1.63)

 

Ом.

 

Суммарное сопротивление для схемы треугольника ТТ при двухфазном КЗ за трансформатором:

 

Ом,

 

что меньше, чем Ом и, следовательно, полная погрешность ТТ <10%.

 

1.8 Расчёт ступенчатой токовой защиты W1 и W2

 

 

Двухступенчатая токовая защита линий W1 и W2 выполнена на постоянном оперативном токе и содержит две ступени: первая ступень – неселективная токовая отсечка без выдержки времени (линия W2) и селективная токовая отсечка без выдержки времени (линия W1) , вторая ступень – МТЗ с выдержкой времени. Комплект защиты реализуется на основе реле РТ – 40. Схема соединения ТТ типа ТФНД – 35М( ) – неполная звезда.

 

1.8.1 Неселективная токовая отсечка без выдержки времени линии W2

 

 

ПУЭ допускает неселективное действие защиты, исправляемое последующим действием АПВ или АВР ([6], с.288, п.3.2.5).

Неселективная отсечка применяется для быстрого отключения КЗ в пределах всей защищаемой линии в тех случаях, когда это необходимо для сохранения устойчивости.

Неселективная токовая отсечка – мгновенная отсечка, действующая за пределами своей линии. Неселективная токовая отсечка отстраивается от тока трёхфазного КЗ в конце предыдущего участка (трансформатора Т2). Это точка К3, где А, приведённый к стороне 10,5 кВ, А, приведённый к стороне 37 кВ.

 

Первичный ток срабатывания неселективной отсечки:

 

, (1.64)

 

А.

 

По условию отстройки от бросков тока намагничивания трансформаторов, питающихся по линии W2:

 

, (1.65)

 

 

А.

 

Ток срабатывания реле:

 

, (1.66)

 

А.

 

Выбираем реле РТ – 40/20. А. Уточняем А.

 

Согласно ПУЭ ([6], с.290, п.3.2.16 и п.3.2.26), для токовых отсечек без выдержки времени, устанавливаемых на линиях 35 кВ и выше и выполняющих функции дополнительных защит, коэффициент чувствительности должен быть при КЗ в месте установки защиты в наиболее благоприятном по условию чувствительности режиме:

 

, (1.67)

 

где А, приведённый к стороне 37 кВ.

 

>1,2

 

Из диаграммы изменения токов КЗ видно, что отсечка полностью охватывает защищаемую линию W2 (ПРИЛОЖЕНИЕ 5), но не выходит за пределы отсечки Т2. При КЗ в трансформаторе Т2 в пределах зоны действия отсечки W2 она срабатывает неселективно одновременно с отсечкой повреждённого трансформатора, т.к. их время действия одинаково ( ). В результате этого кроме Т2 неселективно отключается W2. При этом пускается АПВ, которое включает обратно неселективно отключившуюся линию и восстанавливает питание.

 

 

1.8.2 Селективная токовая отсечка без выдержки времени линии W1

 

 

По условию селективности с защитами остальной сети токовая отсечка без выдержки времени не должна работать за пределами защищаемой линии. Ток срабатывания защиты отстраивается от тока трёхфазного КЗ в конце защищаемой линии. Это точка К2, где А, приведённый к стороне 37 кВ.

 

, (1.68)

 

А.

 

По условию отстройки от бросков тока намагничивания трансформаторов, питающихся по линии W1:

 

, (1.69)

 

 

А.

 

Ток срабатывания реле:

 

, (1.70)

 

А.

 

Выбираем реле РТ – 40/20. А. Уточняем А.

 

Согласно ПУЭ ([6], с.290, п.3.2.16 и п.3.2.26), для токовых отсечек без выдержки времени, устанавливаемых на линиях 35 кВ и выше и выполняющих функции дополнительных защит, коэффициент чувствительности должен быть при КЗ в месте установки защиты в наиболее благоприятном по условию чувствительности режиме:

, (1.71)

 

где А, приведённый к стороне 37 кВ.

 

>1,2

 

 

1.8.3 Максимальная токовая защита линий W1 и W2

 

 

Определим ток срабатывания защит линий W1, W2 с учётом срабатывания УАВР:

 

, (1.72)

 

, (1.73)

 

где - коэффициент надёжности (для реле серии РТ-40 =1,2 1,4);

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

- максимальный рабочий ток нагрузок;

- максимальный рабочий ток линии W5 .

 

 

Максимальный рабочий ток нагрузки определяется:

 

, (1.74)

 

A,

 

A.

 

A,

 

A,

 

A.

 

 

Тогда A,

 

A.

 

 

Ток срабатывания реле:

. (1.75)

 

Для линии W1: A.

Для линии W2: A.

 

 

Принимаем реле РТ – 40/6 с уставкой 2 А. A, приведённый к стороне 37 кВ, A, приведённый к стороне 10,5 кВ.

 

Чувствительность МТЗ при двухфазном КЗ в зоне основного действия (точка К2, A, приведённый к стороне 37 кВ):

 

, (1.76)

 

>1,5 .

 

При двухфазном КЗ в зоне резервного действия (точка К4, A, приведённый к стороне 37 кВ):

 

, (1.77)

 

 

>1,2 .

 

Время срабатывания защиты должно быть выбрано на ступень селективности больше, чем время МТЗ предыдущей защиты.

 

, (1.78)

 

 

с,

 

с.

 

 

1.9 Автоматическое повторное включение линии W2

 

 

На линии W2 устанавливаем устройство АПВ однократного действия типа РПВ – 58. Использование поочерёдного АПВ в сочетании с неселективной отсечкой позволяет повысить быстродействие защит.

Устройство АПВ предусматривается для быстрого восстановления питания потребителей путем автоматического включения выключателей, отключенных устройством РЗА.

Время срабатывания однократного АПВ определяется по следующим условиям:

1. , (1.79)

 

 

где - время готовности привода ( с).

 

с,

 

2. , (1.80)

 

где - время готовности выключателя ( с);

- время включения выключателя ( с для выключателя типа С – 35 – 630 – 10).

 

с.

 

3. , (1.81)

 

где - время деионизации среды в месте КЗ ( с).

 

с.

 

Из опыта эксплуатации линий с односторонним питанием для повышения эффективности АПВ однократного действия рекомендуется брать с. Берем с. При такой выдержке времени до момента срабатывания АПВ линии успевают в большинстве случаев самоустраниться причины, вызвавшие неустойчивое КЗ, а также успевает произойти деионизация среды в месте КЗ.

Время автоматического возврата устройств АПВ, выполненных с помощью специальных реле серии РПВ, может не рассчитываться, т.к. оно определяется продолжительностью заряда конденсатора ( с), которая надёжно обеспечивает однократность действия АПВ.

 

 

1.10 Автоматическое включение резервного питания на подстанциях 2 и 3

 

 

Схемы и уставки местных АВР должны отвечать следующим основным требованиям:

1. Схема АВР должна приходить в действие при исчезновении напряжения на шинах подстанции по любой из двух причин:

а) при аварийном, ошибочном или самопроизвольном отключении выключателя рабочего питания, находящегося на данной подстанции (например, выключателя Q3 линии W1 на ПС – 2); в этом случае немедленно должен автоматически включиться резервный источник питания (линия W2 на той же подстанции); продолжительность перерыва питания в этих случаях определяется в основном собственным временем включения резервного выключателя Q5, которое составляет 0,4 – 0,8с.

б) при исчезновении напряжения на шинах или на линии, откуда питается рабочий источник; для выполнения этого требования в схеме АВР должен предусматриваться специальный пусковой орган, состоящий из реле, реагирующих на снижение напряжения рабочего источника питания, и реле, контролирующего наличие напряжения на резервном источнике питания.

Пусковые органы минимального напряжения должны выполняться таким образом, чтобы они действовали только при исчезновении напряжения на шинах подстанции и не действовали при неисправностях в цепях напряжения.

Пусковой орган минимального напряжения может быть выполнен с одним реле времени типа ЭВ – 235, включённым через вспомогательное устройство ВУ – 200, представляющее собой трёхфазный выпрямительный мост (Рис.3). Выбираем ТН типа НОМ – 35 – 66 ( ). Реле времени начинает работать лишь в том случае, если напряжение исчезнет или понизится одновременно на всех фазах.

 

 

Рис.3 Пусковой орган минимального напряжения

 

 

При выполнении пускового органа с помощью реле времени переменного напряжения типа ЭВ – 235 следует отбирать реле по напряжению срабатывания из условия:

 

, (1.82)

 

где - номинальное напряжение реле.

 

В.

 

Напряжение срабатывания максимального реле напряжения типа РН – 53/60Д, контролирующего наличие напряжения на резервном источнике, определяется так:

 

, (1.83)

 

В.

 

2. Схема АВР не должна приходить в действие до отключения выключателя рабочего источника, чтобы избежать включений резервного источника на КЗ в неотключившемся рабочем источнике.

3. Пуск схемы местного АВР при снижении напряжения на шинах ниже принятого по условию (1.82) должен производиться с выдержкой времени для предотвращения излишних действий АВР при КЗ в питающей сети или на отходящих элементах, а также для создания определённой последовательности действий устройств противоаварийной автоматики.

Время срабатывания реле времени пускового органа напряжения АВР должно выбираться по следующим условиям:

а) по условию отстройки от времени срабатывания тех защит, в зоне действия которых КЗ могут вызывать снижения напряжения ниже принятого по (1.82). Например, для ПС – 2:

 

, (1.84)

 

, (1.85)

 

где - наибольшее время срабатывания защиты присоединений шин высшего напряжения подстанции (защиты W1,W2 при выборе уставок АВР1);

- то же для присоединений шин, где установлен АВР (для АВР1 – трансформаторы Т1,Т2);

- ступень селективности ( с).

 

с,

 

с.

 

б) по условию согласования действий АВР с другими устройствами противоаварийной автоматики.

Для устройства АВР1 с целью ожидания срабатывания АПВ линии W2:

 

, (1.86)

 

где - время действия МТЗ линии W2,

c.

 

c.

 

 

Поскольку условия (1.86-1.87) в ряде случаев могут приводить к значительной задержке восстановления ЭС, в целях ускорения действия местных АВР можно не ждать срабатывания АПВ рабочей линии. При этом выбирается по (1.84-1.85). Однако в этих случаях в схемах АВР должна предусматриваться возможность автоматического возврата к нормальной первичной схеме предаварийного режима после восстановления нормального напряжения со стороны рабочего источника питания.

 

ановлен АВР (вок АВР1)анции (например, защиты вать снижения напряжения ниже принятого пощим условиямючений резервного источни4. Действие АВР должно быть однократным. Однократность обеспечивается: в схемах АВР на переменном оперативном токе использованием энергии предварительно заряженных конденсаторов, а в схемах АВР на постоянном оперативном токе – применением специального промежуточного реле однократности включения, имеющего небольшое замедление на возврат после снятия напряжения с его катушки. Выдержка времени при возврате этого реле должна несколько превышать время включения выключателя резервного питания:

 

, (1.88)

 

где - время включения выключателя резервного питания;

- время запаса ( с).

 

с.

 

5. Для ускорения отключения резервного источника при его включении на неустранившееся КЗ должно предусматриваться ускорение защиты резервного источника после АВР. Это ускорение не допускается производить путём полного исключения выдержки времени на резервных источниках питания собственных нужд электростанций, т.к. при этом возможны неправильные действия защиты резервного источника из-за кратковременных бросков пусковых токов или токов при АВР незатормозившихся двигателей. Такие же требования должны быть предъявлены к ускорению защит и на подстанциях, в нагрузке которых преобладают ЭД и понижающие трансформаторы. Поэтому выдержка времени ускоряемых защит не должна быть менее 0,5 с.

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

 

В результате выполнения КП были выбраны типы защит, устанавливаемых на элементах схемы. Рассчитаны сопротивления линий и трансформаторов, а также значения токов КЗ в расчетных точках. Для каждого типа защиты рассчитаны рабочие уставки, отвечающие основным требованиям.

На линии W2 устанавливаем устройство АПВ однократного действия типа РПВ – 58. Использование поочерёдного АПВ в сочетании с неселективной отсечкой позволяет повысить быстродействие защит.

На ПС – 2 и ПС – 3 устанавливаются устройства автоматического включения резерва.

 

 

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

 

 

1. Андреев. В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения: Учеб. для вузов по спец. «Электроснабжение». – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Высш. шк., 1991. – 496 с.: ил.

2. Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов: Учеб. пособие для студентов электроэнергет. спец. вузов, 3-е изд., перераб. и доп. / В. М. Блок, Г. К. Обушев, Л. Б. Паперно и др.; Под ред. В. М. Блок– М.: Высш. шк., 1990. – 383 с.: ил.

3. Какуевицкий Л.И., Смирнова Т.В. Справочник реле защиты и автоматики. – М.: Энергия, 1972. – 280 с.

4. Мухин А.И. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения: Учеб. пособие. – Вологда: Изд – во ВоГТУ, 2000. – 180с.

5. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. для вузов. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.

6. Правила устройства электроустановок / Минэнерго СССР. – 6-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 640 с.

7. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 648 с.: ил.

8. Чернобровов Н.В. Релейная защита. – М.: Энергия, 1974. – 608 с.

9. Шабад М.А. Расчёты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. – Л.: Энергоатомиздат, 1985. – 290с.