Релейная защита

Оглавление
Введение 4
Исходные данные: 6
1. Расчет токов КЗ 8
2. Расчет номинальных и максимальных рабочих токов 10
3. Расчет релейных защит и автоматики участка 12
3.1. Расчет АВ-0,4 кВ 14
3.2. Расчет защит трансформатора Т3 (Т4) 18
3.3 Расчет МТЗ на выключателе QB2 20
3.4 Расчет МТЗ на выключателе Q13 (Q14) 21
3.5 Расчет МТЗ на выключателе Q7 (Q8) 21
3.6 Расчет МТЗ на выключателе QB1 22
3.7 Расчет МТЗ на выключателе Q5 (Q6) 23
3.8 Расчет МТЗ на выключателе Q3 (Q4) 23
3.9 Расчет дифференциальной защиты трансформатора Т1 (Т2) 24
3.10 Расчет защит линий W1 (W2) 30
4 Расчет автоматики 32
4.1 АВР на секционном выключателе 32
4.2 АПВ воздушной линии и трансформатора 32
Заключение 34
Список использованной литературы 35
Приложения 36
Приложение А. Функциональная схема устройства ТЭМП 2501 36
Приложение Б. Структурная схема устройства ТЭМП 2501 37
Приложение В. Схема электрическая подключения БМРЗ-АПВ-00-01-11 38
Приложение Г. Функциональная схема алгоритма АПВ 39
 

Тормозная характеристика защиты является процентной, т. е. по осям отложены относительные значения дифференциального и тормозного токов (рис. 5.4). Первый участок характеристики – горизонтальная линия – характеризуется постоянным током срабатывания Ids. В этой зоне трансформаторы тока не насыщаются, и поэтому осуществляется точное торможение. Рис. 5.4. Тормозная характеристика защитыВторой участок имеет малый наклон и малую протяженность. Здесь происходит некоторое насыщение трансформаторов тока и увеличение их погрешности. Поэтому приходится увеличивать ток срабатывания.Третий участок имеет большой наклон, по рекомендации фирм – 70%. В этой зоне происходит сильное насыщение трансформаторов тока, поэтому ток срабатывания быстро растет.Произведем расчет дифзащиты в соответствии с указаниями завода-производителя.I. Выбор датчиков тока1. Датчики тока допускают перегрузку 116%, связанную с работой РПНIn> 125,511,16=145,6 А;I’n> 13751,16=1595 А,где In, I’n – первичные номинальные токи датчиков тока, установленных на сторонах высшего и низшего напряжений трансформатора Т1 (Т2). 2. Первичные токи датчиков должны находиться в пределах;В соответствии с этими двумя ограничениями выбираем значения:ITTn1=200 А; ITTn2=2 кА.3. Считая, что бросок тока намагничивания трансформатора Т1 (Т2) составляет 10IТ1 ном, получаем пиковые значения А;кА.4. Определяем предельные кратности этих токов по отношению к токам датчиков тока;.Окончательно принимаем к установке датчики тока:- на стороне ВН: 200/1; 5Р20;- на стороне НН: 2000/1; 5Р30.Таким образом, по требованиям фирмы SheneiderElectric для дифференциальной защиты трансформатора Sepam (код ANSI87T) следует выбрать датчики тока (например, трансформаторы тока) с первичными токами 200 А и 2000 А и вторичным током 1 А. Обозначение 5Р20 означает, что датчики тока имеют погрешность 10% при предельной кратности равной 20.Настройка процентной характеристики и уставки дифференциальной отсечки1. При работе РПН относительное изменение дифференциального тока равно=%,где x = 0,16 – половина диапазона регулирования РПН.2. Минимальный ток срабатывания складывается из погрешности датчиков тока (10 %), относительного изменения дифференциального тока (19 %), погрешности реле (1 %) и запаса (5 %):Ids=10+19+1+5=35 %.Первый участок характеристики торможения – это, как известно, горизонтальная прямая – устанавливается на уровне 35 %.По рекомендации фирмы второй участок (наклонный) берется с наклоном также 35%.Третий участок характеристики также, как и второй – наклонный, он должен устанавливаться на 70%, начиная с 6In1, чтобы обеспечить надежную работу защиты при внешнем КЗ.3. Уставка дифференциальной отсечки определяется по кратности броска тока намагничивания=1769,5А3.10 Расчет защит линий W1 (W2)На воздушных линиях W1, W2 могут быть установлены следующие виды защит: - максимальная токовая (МТЗ) от междуфазных КЗ;- токовая отсечка (ТО);- максимальная токовая защита нулевой последовательности (МТЗ0).1. Рассчитываем параметры срабатывания МТЗ от междуфазных КЗТок срабатывания защиты356,72 А.Кратность тока КЗ.Время срабатывания МТЗ на выключателе Q1tQ1 = tQ3 + Δt= 3,1 + 0,3 = 3,4 с.Рассчитываем по формуле (2) коэффициент kk = 3,4 (0,339 – 0,236·1/13,14) = 1,05.Так как коэффициент k не может быть больше единицы, принимаем k=1. При этом кривая 8 (МТЗ Q1) совпадет с верхней сплошной кривой рис. 4.2. Токовая отсечка не может быть применена, т. к. линия короткая и спад тока КЗ вдоль линии незначительный: кА, кА.3. МТЗ нулевой последовательности устанавливается на выключателе Q1 и в случае заземления нейтрали трансформатора Т1 будет основной защитой линии W1 от однофазных и двухфазных КЗ на землю.Защита мгновенного действия, т. к. заземленные нейтрали других трансформаторов оказываются выше по отношению к источнику питания (в энергосистеме). Ток срабатывания защитыIсзQ1(0) = Kн · Iнбmax,где Kн = 1,3 – коэффициент надежности;Iнбmax – ток небаланса при трехфазном КЗ в месте установки защиты.Ток небаланса475 А,где Кодн= 0,5 – коэффициент однотипности трансформаторов тока;fi= 0,1 – величина погрешности по току трансформаторов тока.Величина тока срабатывания защитыIсзQ1(0) = 1,3 · 475 = 617,5 А.В заключение следует отметить, что в приведенных расчетах отсутствуют расчеты чувствительности защит. Это объясняется тем, что все защиты работают с настолько большими кратностями тока КЗ, что чувствительности получаются также значительными.4Расчет автоматики4.1 АВР на секционном выключателеПолагаем, что от ПС 110/10 кВ получают питание потребители 1-й категории. В соответствии с ПУЭ в этом случае на выключателе QB1 должно быть установлено устройство АВР.Напряжение срабатывания реле минимального напряжения, установленных на секциях 1 и 2, полагаем равным Uср min=0,4Uном. Напряжение срабатывания реле контроля напряжения на рабочем источнике, установленных на секциях 1 и 2, рассчитываем по формулеUс.р == =60 В,где Uраб.min= 0,8100 = 80 В– минимальное значение вторичного напряжения в рабочем режиме (100 В – номинальное вторичное напряжение);kв= 0,85 – коэффициент возврата; kн= 1,11,2 – коэффициент надежности.Время срабатывания АВР определяется путем отстройки от времени срабатывания защиты на выключателе Q5 (Q6)tАВР=tQ5+t=2,8 + 0,3 = 3,1 с,где Δt= 0,3 с– ступень селективности.АВР на выключателе QB2 рассчитывается аналогично.АВР на базе терминала защиты ТЭМП 2501, выполнено с функцией ВНР (восстановление нормального режима).4.2 АПВ воздушной линии и трансформатораРассмотрим АПВ воздушной линии 110 кВ на выключате6лях Q1 и Q2. АПВ трехфазное, однократного действия. Время срабатывания АПВ принимаем равным tАПВ= 2 с.АПВ трансформатора выполняется аналогично. Отличие в том, что это АПВ не должно срабатывать при действии защит от внутренних повреждений трансформатора, т. е. АПВ не должно работать после срабатывания дифзащиты (токовой отсечки) и газовой защиты трансформатора. В качестве устройства реализации АПВ линий W1 иW2 на питающей подстанции примем к установке «Блок микропроцессорный автоматического повторного включения» БМРЗ-АПВ-00-01-11 ДИВГ.648228.028 (в дальнейшем- БМРЗ) предназначенный для выполнения функций автоматики, управления, измерения и сигнализации секционных и линейныхвыключателей напряжением до220 кВ. (производство ООО НТЦ «Механотроника» г. Санкт-Петербург).В прил. В представлены схемы подключенияэлектрическая блока БМРЗ.ЗаключениеВ данной курсовой работе были рассмотрена защита и автоматика участка распределительной сети включающей:- шины 110 кВ источника питания сети;- питающие воздушные линии W1 и W2 напряжением 110 кВ;- подстанцию ПС 110/10 кВ;- трансформаторную подстанцию 10/0,4 кВ;- распределительный пункт РП-10 кВ, к шинам которого подключена ТП1 и другие потребители, получающие питание по линиям W13 и W14.Рассчитаны номинальные и максимальные рабочие тока, рассчитаны токи КЗ, рассчитаны защиты присоединений участка.В заключении стоит отметить, что использование микропроцессорных защит значительно повышает надежность систем электроснабжения (СЭС), снижает эксплуатационные затраты, позволяет оперативно обнаружить и вывести в ремонт поврежденный элемент, а также способствуют упрощению телемеханизации и диспетчеризации СЭС.Ниже представлена таблица уставок рассмотренного в данной работе участка сети.Таблица уставокПрисоединениеАппарат защитыЗащитаВремя срабатывание, сIсз, АСтупень селективности, сСВ 0,4 кВQFB1Т, ЭМ0,9800,00,11 (2) с 0,4 кВQF1 (QF2)Т, ЭМ1,01200,0Т-3 (Т-4)Q 16 (Q 17)ТО0500,00,3МТЗ1,375,0СВ РП-10 кВQB2МТЗ1,682,61 (2) с 10 кВ РП-10 кВQ 13 (Q 14)МТЗ1,9179,2W3 (W4)Q 7 (Q8)ТО0МТЗ2,2197,2СВ 10 кВ ПС 110/10QB1МТЗ2,52603,01 (2) c 10 кВQ 5 (Q6)МТЗ2,83905,0Т-1 (Т-2)Q 3 (Q4)МТЗ3,1262,6W1 (W2)Q1 (Q2)МТЗ3,4356,7МТЗ НП0,0617,5Список использованной литературыКиреева Э.А. Релейная защита и автоматика электроэнергетических систем : учебник для студ. учреждений сред.проф. образования / Э.А. Киреева, С.А. Цырук. – 3-е изд., стер. – М.: Издательский центр «Академия», 2013. – 288 с.Комплектное устройство направленных токовых защит. ТЭМП 2501-5 Руководство по эксплуатации ГЛЦИ.656122.042-04 РЭ.Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий. –2-е изд.–М.: Интермет Инжиниринг, 2006 – 672с.Правила устройства электроустановок. 7-е издание.«Релейная защита распределительных сетей» Издание второе, переработанное и дополненное. Я. С. Гельфанд Москва. Энергоатомиздат, 1987.Руководство по эксплуатации«Блок микропроцессорный автоматического повторного включения» БМРЗ-АПВ-00-01-11 ДИВГ.648228.028 РЭ.«Релейная защита энергетических систем» Чернобровов Н. В., Семенов В. А. Энергоатомиздат, 1998.«Руководящие указания по релейной защите. Вып. 13А(Б). Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ» Составитель Т.Н. Дороднова: Энергоатомиздат 1985, - 96 с., ил.Справочник по проектированию электрических сетей. / под редакцией Д. Л. Файбисовича - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2006. – 320 с.ПриложенияПриложение А. Функциональная схема устройства ТЭМП 2501Приложение Б. Структурная схема устройства ТЭМП 2501Приложение В. Схема электрическая подключения БМРЗ-АПВ-00-01-11Приложение Г. Функциональная схема алгоритма АПВ