дифференциальной токовой защиты

Проверку чувствительности защиты следует производить по величине коэффициента чувствительности, определяемого по формуле, о. е.

где – наименьшее значение тока КЗ в зоне действия защиты в минимальном режиме работы схемы, приведенное к базисному току; – коэффициент схемы; – коэффициент трансформации трансформатора тока; – коэффициент торможения, о. е.

Согласно [6] полученное значение не должно быть меньше 1,5.

3.9. Перечень уставок дифференциальной защиты

трансформатора шкафа ШЭ2607 041

Перечень уставок шкафа защиты ШЭ2607 041, предназначенный для задания в терминале защиты [10], сведен в табл. 3.2.

 

 

Таблица 3.2

Перечень уставок дифференциальной защиты трансформатора

шкафа ШЭ2607 041

 

Уставка	Условное обо­значение	Диапазон уставок	Рекомендуемое значение, о.е.
Ток срабатывания	I ср	0,20 ÷ 1,00	1,0
Ток начала торможения	I т0	0,60 ÷ 1,00	1,0
Ток торможения блоки­ровки	I т max	1,2 ÷ 3,0	1,5
Коэффициент торможе­ния	k т	0,2 ÷ 0,7	0,7
Уровень блокировки по 2-й гармонике	k бл по 2 гар­монике	0,08 ÷ 0,15	0,10
Ток срабатывания диф­ференциальной отсечки		6,5 ÷12,0	6,5

4.1. Максимальная токовая защита

Первичный ток, А, срабатывания максимальной токовой защиты (МТЗ)

·

где – коэффициент надёжности, равный 1,1 о. е.; – коэффициент самозапуска двигателей, равный 1,1÷3 о. е.; – коэффициент возврата защиты в исходное состояние, равный 0,95 о. е.; максимальный ток нагрузки, принимаемый равным номинальному току обмотки трансформатора, на которую устанавливается защита, А.

Ток , А, можно замерить или определить по формуле

где – номинальная мощность трансформатора, МВ·А; – коэффициент перегрузки, равный 1,4 о. е.; – номинальное напряжение обмотки, кВ.

Данные , являются паспортными трансформатора и представлены в табл. П4.

Вторичный ток, А, срабатывания реле

.

где – коэффициент схемы, равный для МТЗ 1 о. е.; – коэффициент трансформации трансформаторов тока.

Для выбора необходимо рассчитать номинальный ток, А, защищаемой обмотки силового трансформатора

Определим коэффициент трансформации, о. е., трансформаторов тока

где – первичный номинальный ток трансформатора, А; – коэффициент схемы соединения вторичных обмоток трансформа­тора тока, определяемый режимом перегрузки защищаемого трансформатора и равный 1,4 о. е.; – номинальный ток вторичной обмотки ТА, равный 5 или 1А.

Из стандартного ряда коэффициентов трансформации ТА выбираем ближайшее стандартное (с. 8, п.1).

Время срабатывания защиты, с

где – время срабатывания одноимённой защиты смежного элемента (присоединения) электрической системы, с; – ступень селективности, равная 0,4÷0,6 с.

Проверка чувствительности защиты в функции ближнего резерва:

=

где – ток, протекающий через защиту при двухфазном КЗ в конце защищаемого объекта в минимальном режиме работы системы, А.

Проверка чувствительности защиты в функции дальнего резерва:

=

где – ток, протекающий через защиту при двухфазном КЗ в конце смежного с защищаемым объектом в минимальном режиме работы системы, А.

 

4.2. Расчет максимальной токовой защиты с пуском минимального напряжения

Первичный ток, А, срабатывания защиты

где – коэффициент надёжности, равный 1,1 о. е.; – коэффициент возврата защиты в исходное состояние, равный 0,95 о. е.; – номинальный ток защищаемой обмотки, А (п.4.1).

Первичное напряжение, В, срабатывания защиты

где – коэффициент надёжности, равный 1,1 о. е.; – номинальное напряжение обмотки, В; – коэффициент возврата защиты в исходное состояние, равный 1,1 о. е.

Вторичное напряжение, В, срабатывания реле

где – коэффициент трансформации ТV, о. е.

Время срабатывания защиты определяется аналогично МТЗ (п.4.1).

Проверка чувствительности, о. е., защиты по напряжению

где – остаточное напряжение в месте установки защиты при КЗ за защи­щаемым трансформатором, кВ;

– напряжение возврата защиты в исходное состояние, кВ.

.

Коэффициент чувствительности по току определяется аналогично п.4.1.

Результаты расчетов сведены в таблицы уставок (табл. 4.1 и 4.2)

Таблица 4.1

Перечень уставок максимальной токовой защиты, установленной на стороне высшего напряжения

 

Параметр уставки	Условное обозначение	Ед. из­м.	Диапазон	Рекомендуемое значение
Ток срабатывания	I ср МТЗ ВН	А	0,10 ÷ 100,00	100,00
Время срабатывания	t МТЗ ВН	с	0,05÷ 27,00	27,00
Время срабатывания с ускорением	t МТЗ ВН уск	с	0,05 ÷ 27,00	27,00

 

Таблица 4.2

 

Перечень уставок максимальной токовой защиты, установленной на стороне низшего напряжения

 

Параметр уставки	Условное обозначение	Ед. из­м.	Диапазон	Рекомендуемое значение
Ток срабатывания первой ступени	I ср МТЗ 1ст	А	0,10 ÷ 100,00	10,0
Ток срабатывания второй ступени	I ср МТЗ 2ст	А	0,10 ÷ 100,00	10,0
Напряжение сраба-тывания минималь­ного реле пуска по напряжению	U НН1 min	В	10,0 ÷ 100,0	80,0
Напряжение сраба-тывания реле об­ратной последова­тельности	U 2 НН	В	6,0 ÷ 24,0	6,0
Время срабатывания первой ступени	t МТЗ НН 1ст	с	0,05 ÷ 27,00	27,00
Время срабатывания второй ступени	t МТЗ НН 2ст	с	0,05 ÷ 27,00	27,00
Время срабатывания МТЗ на отключе­ние трансформатора	t МТЗ НН Т	с	0,05 ÷ 27,00	27,00
Время срабатывания с ускорением	t МТЗ НН уск	с	0,05 ÷ 27,00	27,00

 

4.3.Дистанционная защита трансформатора

Расчет уставок I ступени дистанционной защиты

Первичное сопротивление, Ом, срабатывания I ступени дистанцион­ной защиты (ДЗ) определяется условием согласования с уставкой I ступени ди­станционной защиты питающей линии электропередачи:

,

где – коэффициент надёжности, равный 0,85 о. е.; – коэффициент надёжности, равный 0,78о. е.; – комплексное сопротивление защищаемого трансформатора, Ом; – комплексное сопротивление срабатывания I ступени дистанционной защиты смежной линии электропередачи, Ом; – коэффициент токораспределения, о. е., равный отношению тока, протекающего через защиту к току, смежной линии при КЗ в узле конца смежной лини электропередачи

где – ток, протекающий через защиту, при трёхфазном КЗ в максимальном режиме генерации системы в конце питающей ЛЭП, А; – ток, протекающий по смежной линии электропередачи при трёхфазном КЗ в максимальном режиме генерации в конце этой ЛЭП, А.

Вторичное сопротивление, Ом, срабатывания реле

Уставка выставляется на терминале с помощью программы «EKRASMS».

Уставки , выбираем с помощью характеристики срабатывания реле сопротивления (рис. 4.1) или по формулам:

,

где – уставка по оси реактивного сопротивления, Ом;

– уставка по оси активного сопротивления, Ом;

– уставка по полному сопротивлению, Ом.

Углы наклона характеристики срабатывания реле сопротивления (рис. 4.1):

– наклон правой части характеристики (отcчет против часовой стрелки от оси R), эл. град.

– наклон нижней части характеристики (отсчет против часовой стрелки от оси R), эл. град., рекомендуемое значение ;

– наклон левой части характеристики (отcчет против часовой стрелки от оси R), эл. град., рекомендуемое значение .

Выставить полученные значения уставок или принять рекомендуемые минимально возможные уставки.

Рис. 4.1. Характеристика срабатывания реле сопротивления

I ступени дистанционной защиты

Коэффициент чувствительности

=

Расчет уставок IV ступени дистанционной защиты

Первичное сопротивление, Ом, срабатывания IV ступени ДЗ опреде­ляется условием отстройки от сопротивления нагрузки

где – коэффициент надежности, равный 1,2 о.е.; – коэффициент возврата, равный 1,1 о.е.; и – углы максимальной чувствительности реле сопротивления и нагрузки соответственно в рассматриваемом режиме после отключения внешнего КЗ, эл. град.;

– ток нагрузки, А,

.

Вторичное сопротивление, Ом, срабатывания реле

Уставки , выбираем с помощью характеристики срабатывания реле сопротивления, Ом, (рис. 4.2) или по формулам

Расчет коэффициента чувствительности IV ступени дистанционной защиты:

в зоне защищаемого участка

,

в конце зоны действия защиты

=

где – коэффициент токораспределения, равный отношению тока проте­кающего через защиту к току, смежной линии электропередачи при КЗ в конце смежной ЛЭП, о.е.

 

Рис. 4.2. Характеристика срабатывания реле сопротивления

IV ступени дистанционной защиты

где – ток, протекающий через защиту, при двухфазном КЗ в конце смежного элемента в минимальном режиме, А; – ток, протекающий по смежной линии электропередачи при двухфазном КЗ в минимальном режиме в конце смежного элемента, А.

Определим время, с, срабатывания защиты

,

 

где – время срабатывания III ступени дистанционной защиты смежной линии электропередачи, с; ∆t – cтупень селективности, равная 0,4÷0,5 с.

5.Токовая НАПРАВЛЕННАЯ защита нулевой последовательности

I ступень токовая отсечка нулевой последовательности

Ток срабатывания первой ступени токовой направленной защиты нулевой последовательности (ТЗНП), А, выбирается по условию согласования со ступенями защит от КЗ на землю смежных питающих линий электропередачи со стороны высшего (или среднего) напряжения (I, II, III или IV) при удовлетворении требования чувствительности

,

где – коэффициент отстройки, равный 1,1о.е.; – ток срабатывания первой ступени ТЗНП смежной линии, с которой производится согласование для обеспечения требуемой чувстви­тельности, А.

Определяем вторичный ток, А, срабатывания реле

Проверка чувствительности защиты, о. е.:

,

где – ток, протекающий через защиту при однофазном КЗ на шинах ВН (СН) в минимальном режиме работы системы [11], А.

IV ступень максимальная токовая защита нулевой последовательности

Ток срабатывания четвертой ступени ТЗНП, А, определяется отстройкой от тока небаланса, протекающего в нулевом проводе защищаемого трансформатора при внешних трехфазных КЗ:

где – коэффициент надежности, равный 1,2÷1,3 о. е.; I _нб – ток небаланса, протекающий в нулевом проводе при внешнем трехфазном КЗ, А.

,

где – ток, протекающий через защиту при трехфазном КЗ на стороне НН рассматриваемого трансформатора, А;

– коэффициент небаланса, равный 0,1 о. е. при кратности ;

– коэффициент небаланса, равный 0,05 о. е. при кратности

где k – кратность, о. е., определяется отношением

,

где – номинальный ток заземленной обмотки трансформатора, А.

Определим ток, А, срабатывания реле:

Время срабатывания, с, согласуется с четвертой ступенью одноименной защиты смежной линии электропередачи:

=

гд время срабатывания четвертой ступени дистанционной за­щиты смежной линии электропередачи, с; ∆ t – cтупень селективности, равная 0,4÷0,5 с.

Определим коэффициент чувствительности защиты по току, о. е.,

· в конце защищаемого участка

где – ток, протекающий по защищаемому трансформатору в месте установки защиты при однофазном КЗ в конце защищаемого элемента (на шинах ВН) в минимальном режиме генерации, А;

· в конце зоны действия

где – ток, протекающий по защищаемому трансформатору в месте установки защиты, при однофазном КЗ в конце смежного элемента (питающей линии электропередачи) в минимальном режиме и каскадном отключении выключателя ЛЭП, А.

Коэффициент чувствительности по мощности, о. е.:

· в конце защищаемого участка:

где – минимальное значение остаточного напряжения при однофазном КЗ в конце защищаемого элемента, В;

где – минимальное значение остаточного напряжения при однофазном КЗ в конце смежной линии электропередачи, В.

Результаты расчетов сводим в табл. 5.3.

Таблица 5.3

Перечень уставок

токовой защиты нулевой последовательности

 

Параметр уставки	Условное обозначение	Ед. из­м.	Диапазон	Рекомен-дуемое значение
Ток срабатывания ВН	I ср ТЗНП ВН	А	0,05 ÷ 100,00	30,0
Время срабатывания на отключение выключа­теля ВН	t ТЗНП ВН	с	0,05 ÷ 27,00	27,00
Время срабатывания на отключение шино-со­единительного совме­щенного с секциионным выключателя (ШСВ) и секционного выключа­теля (СВ) ВН	t ТЗНП ШСВ	с	0,05 ÷ 27,00	27,00
Время срабатывания на отключение трансфор­матора Т1 (Т2)	t ТЗНПоткТР	с	0,05 ÷ 27,00	27,00

 

6.Варианты задания КП

Номер задания (тип объекта ЭЭС) соответствует двум последним циф­рам зачетной книжки студента. Первые четыре цифры: 1, 2, 3, 4 – первая за­дача и т.д. В каждой задаче четыре варианта: первый вариант – для студентов, четвертая цифра зачетной книжки которых 0, 1, 2; второй – 3, 4; третий – 5, 6; четвертый – 7, 8, 9. Тип объекта ЭЭС, для которого необходимо рассчитать параметры срабатывания релейной защиты, указан в табл. 10.1.

 

Исходные данные параметров объектов ЭЭC приведены в табл. П1÷ П11 приложения.

 

Таблица 10.1

Варианты задания

№ задачи	Защищаемый объект ЭЭС	№ задачи	Защищаемый объект ЭЭС
	Генераторы G 1, G 2		Линии электропередачи W 6, W 7
	Блоки генератор-трансформа­тор G 3- T 3, G 4- T 4		Линия электропередачи W 8
	Трансформаторы Т 1, Т 2		Линия электропередачи W 9
	Трансформатор Т 5		Линия электропередачи W 10
	Трансформаторы Т 6, Т 7		Линия электропередачи W 11
	Трансформатор Т 8		Линии электропередачи W 12, W 13
	Трансформаторы Т 9, Т 10		Линии электропередачи W 14, W 15
	Трансформатор Т 11		Асинхронные двига­тели М 1, М 3
	Трансформатор Т 12		Синхронные двигатели М 2, М 4
	Автотрансформаторы АТ 1, АТ 2		Секции шин СШ1, СШ2
	Линии электропередачи W 1, W 2		Системы шин СШ3
	Линии электропередачи W 3, W 4		Системы шин СШ4
	Линия электропередачи W 5		Системы шин СШ5

 

 

Рис. 1.1. Принципиальная схема ЭЭС

6.1.График выполнения курсовой работы

Расчет устройств релейной защиты элемента электроэнергетической системы рекомендуется проводить в последовательности, представленной в табл. 10.2.

Таблица 10.2

Рекомендуемая последовательность выполнения курсовой работы

 

№ раз­дела	Содержание раздела курсовой работы	№№ недели с	Объём раздела, %
	Обзор современных устройств РЗ и автоматики защищаемого объекта ЭЭС	1−3
	Определение расчетных режимов работы ЭЭС, составление схемы замещения прямой (обратной) и нулевой последовательности ЭЭС, определение их параметров	4−5
	Расчет аварийных токов и остаточных напряжений на ЭВМ в объеме, необходимом для расчета уставок релейной защиты и автоматики
	Определение объема РЗ и А, выбор основных и резервных защит от меж­дуфазных, однофазных, однофазных замыканий на землю и нарушений режимов работы ЭЭС
	Выбор типов трансформаторов тока и напряжения, их коэффициентов трансформации
	Расчет параметров срабатывания основных и резервных защит: от многофазных коротких замыканий (КЗ), однофазных КЗ, однофазных замыканий в сети напряжением до 35кВ включительно, сверхтоков при внешних КЗ, технологической перегрузки. Проверка чувствительности защит	9–11
	Выбор типов реле, комплектов РЗ и автоматики, цифровых устройств РЗ и автоматики (панели, шкафы микроэлектронных или микропроцессорных релейных защит). Пояснения принципов выставления уставок
	Проверка наиболее нагруженной группы трансформаторов тока на10%ю погрешность
	Выполнение схем РЗ и автоматки (структурных, принципиальных, логических и т.п.)	14, 15
	Выводы по курсовой работе. Пояснения принципов действия защит при КЗ в зоне действия, внешних КЗ, перегрузке, замыканиях в обмотке возбуждения генератора; газовой защиты трансформаторов
	Оформление пояснительной записки	16, 17

 

Расчет токов КЗ следует вести в именованных единицах.

При определении уставок срабатывания защит от сверхтоков внешних коротких замыканий необходимо учесть увеличение токов нагрузки в 2 раза при самозапуске электрических двигателей после отключения КЗ.

При проверке чувствительности защит генераторов от однофазных за­мыканий на землю полный ёмкостный ток сети принять равным номеру задания 1−15 А, 2–20 А, 3 –25 А, 4–30 А и т. д.

6.2.Определение расчетных режимов работы

схемы электроэнергетической системы для защищаемого объекта

Основными режимами работы электроэнергетической системы счи­тают максимальный, когда в работе находятся все элементы энергосистемы, и минимальный, когда часть генераторов и линий электропередачи отклю­чены при минимальном режиме работы эквивалентной смежной энергоси­стемы. Величины токов и напряжений при максимальном режиме использу­ются для расчета уставок проектируемых защит: параметры минимального режима необходимы для проверки их чувствительности.

При работе в минимальном режиме необходимо отключить:

· половину генераторов на электростанциях;

· произвести отключения в эквивалентной энергосистеме (увеличить в 1,3−2,0 раза её сопротивление);

· в электрической сети отключить одну из двухцепных воздушных ли­ний (ВЛ) электропередачи;

· разомкнуть замкнутую электрическую сеть в конце следующего участка линии (отключив соответствующий выключатель ВЛ).

При работе в максимальном режиме генерации необходимо рассчитать токи трехфазного, двухфазного на землю (на выводах защищаемого элемента) и однофазного (где возможно) коротких замыканий на выводах защищаемого элемента и за смежными элементами по отношению к защищаемому.

При работе в минимальном режиме необходимо рассчитать токи двух­фазного, двухфазного на землю (на выводах защищаемого элемента) и од­нофазного коротких замыканий как на выводах защищаемого элемента, так и за смежными с защищаемыми элементами.

6.3.Составление схемы замещения прямой, обратной

и нулевой последовательности, расчет их параметров

Расчетная схема для определения аварийных токов при коротком за­мыкании представляет собой электрическую схему в однолинейном испол­нении, в которую введены источники питания (эквивалентная энергосистема, генераторы, двигатели, синхронные компенсаторы), оказывающие влияние на ток КЗ, а также элементы системы электроснабжения (линии, трансформа­торы, реакторы, нагрузки), связывающие источники электроэнергии с местом замыкания. По расчетной схеме составляют схему замещения, на которой выставляют номера узлов.

При расчете параметров схемы замещения из-за малой величины ак­тивных сопротивлений (за исключением активных сопротивлений линий электропередач и нагрузок) и, следовательно, из-за незначительного их влия­ния на токи КЗ последними можно пренебречь.

Расчет производится в именованных единицах (Ом), при этом сопро­тивления ветвей разных ступеней трансформации приводят к средненоми­нальному напряжению защищаемого элемента.

Сопротивления схемы замещения прямой (обратной) последователь­ности вычисляют по формулам, указанным в [2, 5].

Для синхронных генераторов

где – сверхпереходное индуктивное сопротивление генератора в отно­сительных единицах; –средненоминальное напряжение ступени (защищаемого элемента), кВ; – номинальная мощность генератора, МВ·А.

Для трансформаторов

где напряжение короткого замыкания,%; мощность трансформатора, МВА.

Для трехобмоточных трансформаторов

, , ,

где напряжение короткого замыкания рассчитывают из их трехлучевой схемы замещения для каждой обмотки, %:

,

,

Для линий электропередачи ·

где l – длина линии, км; – средненоминальное напряжение линии, кВ; – удельное индуктивное сопротивление прямой последовательности ЛЭП, Ом/км.

Индуктивное сопротивление асинхронных двигателей

,

где – номинальный коэффициент полезного действия, о.е.; – номи­нальная активная мощность двигателя, МВт; – номинальный коэффициент мощности, о.е.

Индуктивное сопротивление синхронного двигателя

где коэффициент пуска двигателя, о.е.

Индуктивное сопротивление реактора

где – сверхпереходное индуктивное сопротивление реактора, Ом; – средненоминальное напряжение реактора, кВ.

Сопротивления нагрузок Н5, Н6, Н7, Н8 заменить аналогичными со­противлениями смежных воздушных линий такой же длины(W 10, W 5, W 8, W 9), Н1, Н2, Н14, Н9, Н3, Н4, Н18, Н17, Н10÷Н13 с аналогичными сопротив­лениями кабельных линий длиной от 1 до10 км (W 11, W 12, W 13). Для обеспечения выполнения условия нагрева кабеля током нагрузки < (табл. П10) возможно включение нескольких кабелей в одной линии.

При расчете тока однофазного КЗ на ЭВМ предусматриваются включение сопротивления шунта за обмоткой тупикового трансформатора (автотрансформатора), соединенного в «треугольник».

Сопротивление шунтов токам прямой последовательности

; .

Сопротивление шунтов токам нулевой последовательности

; .

Сопротивление выключателей токам прямой последовательности

Сопротивление выключателей токам нулевой последовательности

Параметры схемы замещения нулевой последовательности определя­ются для энергетических систем и воздушных линий электропередачи.

Индуктивные сопротивления нулевой последовательности линий элек­тропередачи определяются соотношением [2]. Активное сопротивление нулевой последовательности ЛЭП:

где – удельное сопротивление ЛЭП прямой последовательности, Ом/км.

Таблица П1

Параметры генераторов

Обозначение, тип генератора	Номер вариан- та	Активная мощность, , МВт	Номинальное напряжение , кВ	Коэффициент мощности , о. е.	Переходное индук­тивное сопротивле­ние, о. е.
G1, G2 ТВФ			6,3	0,8	0,114	0,174
		10,5	0,8	0,153	0,260
		10,5	0,8	0,136	0,202
		10,5	0,8	0,189	0,271
G3, G4 СВ			10,5	0,85	0,220	0,350
		13,8	0,8	0,220	0,340
		13,8	0,85	0,205	0,332
		15,75	0,85	0,220	0,330

 

Таблица П2

Параметры асинхронных двигателей

Обозначе-ние	Номер варианта	Активная мощность , МВт	Номиналь-ное напряжение , кВ	Коэффициент мощности , о. е.	Коэффици-ент полезного действия η, %	Кратность пускового тока
М1, М3		2,5		0,92	96,9	5,3
	3,2		0,91	96,8	6,3
	4,0		0,92	96,9	6,3
	5,0		0,92	97,4	6,3

 

Таблица П3

Параметры синхронных двигателей

Обоз-наче- ние	Номер вариан-та	Активная мощность, , МВт	Номина- льное напряже-ние , кВ	Полная мощность , МВ·А	Коэффици-ент полезного действия η, %	Крат-ность пусково-го тока	Крат-ность пуско-вого момента
М2, М4		2,50	6,1	2,87	97,2	6,16	1,75
	3,15	6,1	3,68	97,2	6,63	1,85
	4,0	6,1	4,58	97,5	6,69	1,92
	5,0	6,1	5,74	97,6	7,72	2,07

Таблица П4

Параметры трансформаторов

Условное обозна-чение	Номер вари­анта задания	Номина- льная мощность	Номинальное напряже­ние обмотки, кВ	Напряжение КЗ, %
ВН	СН	НН	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН
Т1, Т2				38,5	6,6	10,5	17,5	6,5
			38,5		10,5	17,5	6,5

⇐ Предыдущая12

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: