Выбор и расчет устройств релейной защиты

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Амурский государственный университет»



Кафедра энергетики





КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

По дисциплине "Релейная защита и автоматика"





На тему: 

"Выбор и расчет устройств релейной защиты"































Благовещенск 2006


Задание





Рисунок 1. Исходная схема



Типы выключателей на напряжении 35 кВ – МКП-35;

Напряжение оперативного тока: на ПС1 – 110 В =, на ПС2 и ПС3 – 110 В ~;

Параметры элементов сети:

тип силового трансформатора, установленного на ПС ТДН – 10000/35;

длины линий:

Л1 – 37 км, Л2 – 35 км, Л3 – 34 км, Л4 – 33 км






Реферат



Работа 24 с., 6 рисунков, 1 таблицы, 5 источников. Токи короткого замыкания, ступени защиты, защиты трансформатора, защиты линии, сопротивления обратной и нулевой последовательностей, расчётная схема замещения, комплект защиты

В ходе выполнения курсового проекта был произведён выбор и расчёт основных и резервных защит линий и двухобмоточного трансформатора в рассматриваемой сети. Рассмотрены действия защит при различных повреждениях. Даны краткие характеристики защит.





	
Содержание

	

	Введение

	1. Расчёт токов короткого замыкания

		1.1 Расчёт сопротивлений в схеме замещения сети

		1.2 Расчёт токов КЗ

	2. Выбор принципов релейной защиты

	3. Защита линии

	3.1 Общие сведения

	3.2 Токовая отсечка

	3.3 Максимальная токовая защита линий

	4. Защита трансформатора

	4.1 Продольная дифференциальная защита

	4.2 Максимальная токовая защита трансформатора

	4.3 Защита от перегрузки

	4.4 Газовая защита

	Заключение

	Библиографический список






Введение



Любые электрические системы должны быть надёжными, экономичными, удобными и безопасными в эксплуатации и обеспечивать потребителей электроэнергией требуемого качества. Большую роль в выполнении этих требований играют устройства релейной защиты и автоматики.

Проектирование релейной защиты и автоматики представляет собой сложный процесс выработки и принятия решений по выбору принципов выполнения релейной защиты. Также решаются вопросы эффективного функционирования устройств релейной защиты и автоматики всех элементов защищаемой схемы, начиная с выбора видов и расчёта уставок проектируемых устройств и кончая правильным их подключением к цепям оперативного тока и к трансформаторам тока и напряжения.

Выполняя курсовую работу по курсу «Релейная защита и автоматика», студент закрепляет полученные знания, а также получает практические навыки проектирования РЗиА, которые необходимы для дальнейшего успешного выполнения курсовых и дипломного проектов.






1. Расчёт токов короткого замыкания



	Расчёт сопротивлений

	

	Представим рассматриваемый участок сети на рисунке 1 своей схемой замещения (рис. 2).

	



















Рисунок 2 – Схема замещения



Расчёт произведём в именованных единицах.

Сопротивление трансформаторов:



Ом



Ом



Сопротивление линии:

 Ом

 Ом

 Ом

 Ом

Сопротивление системы:





	

	Получив значения для всех сопротивлений перейдём к расчёту токов КЗ.

	

	1.2 Расчёт токов КЗ

	

	Проведём расчёт тока трёхфазного КЗ в точке К1 (указана на рисунке 2).

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	На стороне 10 кВ:

	

	


	

	На стороне 10 кВ:

	

	


2. Выбор принципов релейной защиты и автоматики



В соответствии с ПУЭ на двухобмоточных трансформаторах устанавливаются:

а. Для защиты от многофазных КЗ в обмотках и на их выводах – продольная дифференциальная защита, выполняемая токовым реле, отстроенным от бросков тока намагничивания (дифференциальная отсечка), в случаях, когда такая защита удовлетворяет требованиям чувствительности (КЧ > 2) или в случае недостаточной чувствительности, токовыми реле, включенными в дифференциальную цепь через промежуточные насыщающиеся трансформаторы тока (дифференциальная защита с реле РНТ-565);

б. Для защиты от токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ и резервирования действия защиты от внутренних повреждений на трансформаторах с односторонним питанием – максимальная токовая защита без пуска или с пуском минимального напряжения (при недостаточной чувствительности без пуска напряжения), устанавливаемая со стороны питания. Защиты, выполненные согласно пунктам «а» и «б», должны действовать на отключение всех выключателей трансформатора.

в. Для защиты от токов в обмотках, обусловленных перегрузкой – токовая защита, выполняемая с одним токовым реле с действием на сигнал с выдержкой времени.

г. Для защиты от витковых замыканий в обмотках и понижения уровня масла для трансформаторов мощностью 1000 кВА и более – газовая защита, действующая на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании. Допускается выполнять газовую защиту с действием на отдельный сигнал и при интенсивном газообразовании при наличии на трансформаторе дифференциальной защиты или токовой отсечки, а также на трансформаторах, не имеющих выключателей со стороны питания.

д. Для сигнализации о повышении температуры масла ставится термосигнализатор с действием на сигнал.

На всех линиях 35 кВ устанавливаем ТО и МТЗ, кроме того, на линиях предусмотрено автоматическое повторное включение (АПВ).

На всех линиях 10 кВ – МТЗ и токовая отсечка, возможна отсечка с выдержкой времени, кроме этого предусматривается защита от замыканий на землю.



	


3. Защита линий



		Общие сведения

	

	Согласно [4] выделим на защищаемых линиях следующие виды защит – основные и резервные.

Основными защитами на всех ВЛ в схеме будут:

		токовая отсечка с выдержкой и без выдержки времени.

Вспомогательной защитой будет:

		МТЗ.



3.2 Токовая отсечка



Токовая отсечка считается эффективной и разрешается к установке, если может защитить более 20% общей длины линии. Токовая отсека выполняется без выдержки времени и в сочетании с МТЗ позволяет выполнить простую и недорогую защиту.

Недостатком токовой отсечки можно считать то, что дальний конец линии и шины приемной ПС в зону ее работы не попадают. КЗ на этом участке может отключить только МТЗ с большой выдержкой времени.

Ток срабатывания токовой отсечки:







где - коэффициент надёжности (для реле РТ-40 – 1.2–1.3);

- максимальный ток в фазе линии при КЗ на шинах противоположной ПС.

Проверим токовую отсечку для линии Л1 и Л2 35 кВ.

А

А

Токовая отсечка должна срабатывать на минимальные токи при КЗ, этими токами для сетей 35 кВ с изолированной нейтралью является двухфазный ток КЗ: А



А



Для полученных токов строится зависимость I=f(l), которая показывает как изменяется ток по всей длине линии. График показывает, что токовая отсечка на Л1 защищает 26,5 км, а на Л2 – 25,5 км.

Из этого следует, что токовая отсечка защищает более 20% линии.

Зона действия отсечки определяется обычно графическими построениями как точка пересечения кривой изменения тока КЗ в минимальном и максимальном режимах работы сети в зависимости от длины лини или её реактивного сопротивления и прямой тока срабатывания защиты. Отсечка считается эффективной, если зона её действия охватывает не менее 20–25% длины линии. Графические построения показаны на рис. 4.





Рисунок 3 – Мгновенная токовая отсечка 5 мм-2 км; 10 мм-1 кА


Минимальные токи это токи двухфазного КЗ. Ток двухфазного КЗ связан с трёхфазным следующим соотношением:



				(16)



Из графических построений видно, что мгновенная токовая отсечка защищает большую часть линии, что говорит об эффективности использования её на данных линиях.

Поскольку зона действия токовой отсечки не выходит за пределы защищаемой линии, она выполняется без выдержки времени . Отсюда и название «мгновенная токовая отсечка».



3.3 Максимальная токовая защита линий



Максимальные токовые защиты со ступенчатой выдержкой времени применяются на одиночных линиях в радиальных сетях в качестве основных защит для сетей 2 – 10 кВ и резервных для сетей напряжением 110 – 330 кВ, а также для защиты генераторов и трансформаторов.

Первичный ток срабатывания максимальной токовой защиты (МТЗ) вычисляется по формуле:



			(17)



где КН – коэффициент надежности (запаса), равен 1,11,3;

КСАМ – коэффициент самозапуска, равен 12 (при отсутствии точных данных по сети принимается равным 1);

КВ – коэффициент возврата, принимается по каталогу для принятого типа реле;

Iраб.макс – максимальное значение рабочего тока, протекающего по линии, с учетом возможных эксплуатационных перегрузок;

	

	

Определяется чувствительность защиты в основной зоне:

	Коэффициент чувствительности:

	

	

	

	

	

	

	Коэффициент чувствительности в зоне резервирования:

	

	

	

	

	

	



Все условия выполняются.

Вторичный ток срабатывания отсечки (ток срабатывания токовых реле) определяется по формуле:

А



По вычисленному значению IС.Р. по каталогу принимаем токового реле типа РТ-80 мгновенные контакты которого можно использовать для токовой отсечки.

	

	

		
Защита трансформатора



4.1 Продольная дифференциальная защита





Рисунок 4 – Расчет дифференциальной защиты трансформатора



Так как схема соединения обмоток трансформатора Y/-11, то ТТ со стороны ВН соединяется в «треугольник», а со стороны НН – в «звезду».

Расчёт дифференциальной защиты:

		Выбор трансформатора тока и коэффициентов трансформации. Определение вторичных токов в плечах защиты. Сведём расчёт в таблицу 1:



Таблица 1

Обозначение

Формула

Результат





ВН

НН

Первичный номинальный ток







Коэффициент схемы







Расчётный коэффициент тр-и







Коэффициент тр-и



300/5

600/5

Вторичный ток в плечах









2) Определяем токи небаланса.



					(5)


где Iнб ТТ – составляющая тока небаланса, обусловленная погрешностью ТТ;

Iнб рег – составляющая тока небаланса, вызванная регулированием напряжения на трансформаторе;



		(6)



где: Кодн – коэффициент однотипности ТТ (Кодн=1 при разных типах ТТ);

Ка – коэффициент, учитывающий увеличение тока КЗ из-за наличия в нём апериодической составляющей (Ка=1);

=0,1 – допустимая погрешность трансформаторов тока;

IКЗ ВН max – максимальное значение тока трехфазного КЗ на выводах силового трансформатора со стороны противоположной питанию.



		(7)



здесь  – максимальное значение изменения коэффициента трансформации силового трансформатора при регулировании (без РПН  =4%).

3) Ток срабатывания защиты выбирается из двух условий:

– отстройки от максимального тока небаланса:



,



где 



– отстройки от номинального тока (обрыв провода во вторичной цепи):



Принимаем большее значение тока срабатывания защиты, т.е. Iс.з.=314,86 А.

Чувствительность защиты проверяем по предварительной формуле:



				(8)



4) Определение числа витков быстро насыщающегося трансформатора (БНТ).

Определяем ток срабатывания реле (ВН);



				(9)



Определим сколько витков должен встретить на своём пути этот ток чтобы реле находилось на грани срабатывания (реле срабатывает если намагничивающая сила составит 100 А×витков):



;					(10)



Принимаем ближайшее меньшее 



,				(11)



где - вторичный ток в плече защиты (ВН);

- вторичный ток в плече защиты (НН).

Принимаем ближайшее целое 

Поскольку принятое число витков не соответствует расчётному у нас появляется третья составляющая тока небаланса:





Проверим выполнение условия:





А



А



- условие выполняется.

5) Окончательная проверка по чувствительности:



		(12)



Принимаем к установке реле типа РНТ 565.

6) Установка витков на коммутаторе реле.





Рисунок 5-поясняющий рисунок


4.2 Максимальная токовая защита трансформатора



На трансформаторах наряду с защитами, действующими при повреждении в трансформаторе и его соединениях, предусматриваются резервные защиты для действия при внешних коротких замыканиях в случае отказа защит или выключателей смежных элементов. Одновременно они являются основными защитами шин, на которые работает трансформатор, если на шинах отсутствует собственная защита. В качестве защит от внешних коротких замыканий применяются токовые защиты с выдержкой времени с включением реле на полные токи фаз и на их симметричные составляющие. Эти защиты реагируют и на внутренние короткие замыкания, поэтому могут использоваться как резервные или даже как основные защиты трансформаторов.

Расчёт МТЗ трансформатора:

1) Ток срабатывания защиты определяется по формуле:



		(13)



2) Коэффициент чувствительности:



3) Время срабатывания защиты:



4) Ток срабатывания реле:








Принимаем реле тока РТ-40/6 и реле времени РВ-235 с диапазоном уставок 0,59 с.



4.3 Защита трансформатора от перегрузок



Перегрузка обычно является симметричным режимом трансформатора, характеризующимся появлением сверхтоков во всех фазах. Поэтому защита от перегрузки выполняется одним реле тока.

Защиту от перегрузки устанавливаем со стороны питания (на стороне 35 кВ трансформатора).

Ток срабатывания защиты от перегрузки (с действием на сигнал) определяется следующим образом:



					(14)



где kотс – коэффициент отстройки, принимается равным 1,05;

	kв – коэффициент возврата токового реле (для реле типа РТ-40 принимается равным 0,8);

Iном – номинальный ток обмотки трансформатора, с учетом регулирования напряжения, на стороне которой устанавливается рассматриваемая защита.



Ток срабатывания реле:



Таким образом, для защиты трансформатора от перегрузки применяем токовое реле типа РТ-40/6.

Как правило, выдержка времени защиты от перегрузки берется на ступень селективности больше выдержки времени МТЗ, поэтому при установке защиты на стороне высокого напряжения трансформатора получаем:







где tc.з.МТЗ – время срабатывания МТЗ, установленной на стороне высокого напряжения трансформатора (tc.з.МТЗ = 2,4 с);

 – ступень селективности, принимается равной 0,5 с.



4.4 Газовая защита трансформатора



Газовая защита основана на использовании явления газообразования в баке поврежденного трансформатора. Интенсивность газообразования зависит от характера и размеров повреждения. Это дает возможность выполнить газовую защиту, способную различать степень повреждения и в зависимости от этого действовать на сигнал или отключение.

Установка реле газовой защиты трансформатора показана на рис. 3:







Рисунок 6. Газовая защита



Основным элементом газовой защиты является газовое реле KSG, устанавливаемое в маслопроводе между баком и расширителем (рис. 6, а). Ранее выпускалось поплавковое газовое реле ПГ-22. Более совершенно реле РГЧЗ-66 с чашкообразными элементами 1 и 2 (рис. 6, б).

Элементы выполнены в виде плоскодонных алюминиевых чашек вращающихся вместе с подвижными контактами 4 вокруг осей 3. Эти контакты замыкаются с неподвижными контактами 5 при опускании чашек. В нормальном режиме при наличии масла в кожухе реле чашки удерживаются пружинами 6 в положении, указанном на рисунке. Система отрегулирована так, что масса чашки с маслом является достаточной для преодоления силы пружины при отсутствии масла в кожухе реле. Поэтому понижение уровня масла сопровождается опусканием чашек и замыканием соответствующих контактов. Сначала опускается верхняя чашка и реле действует на сигнал. При интенсивном газообразовании возникает сильный поток масла и газов из бака в расширитель через газовое реле. На пути потока находится лопасть 7, действующая вместе с нижней чашкой на общий контакт. Лопасть поворачивается и замыкает контакт в цепи отключения трансформатора, если скорость движения масла и газов достигает определенного значения, установленного на реле. Предусмотрены три уставки срабатывания отключающего элементы по скорости потока масла: 0,6–0,9; 1,2 м/с. При этом время срабатывания реле составляет tс.р.=0,05…0,5 с. Уставка по скорости потока масла определяется мощностью и характером охлаждения трансформатора.

В нашей стране широко используется газовое реле с двумя шарообразными пластмассовыми поплавками типа BF80/Q. Реле имеет некоторые конструктивные особенности. Однако принцип действия его такой же, как и других газовых реле.

Достоинства газовой защиты: высокая чувствительность и реагирование практически на все виды повреждения внутри бака; сравнительно небольшое время срабатывания; простота выполнения, а также способность защищать трансформатор при недопустимом понижении уровня масла по любым причинам. Наряду с этим защита имеет ряд существенных недостатков, основной из которых – нереагирование ее на повреждения, расположенные вне бака, в зоне между трансформатором и выключателями. Защита может подействовать ложно при попадании воздуха в бак трансформатора, что может быть, например, при доливке масла, после ремонта системы охлаждения и др. Возможны также ложные срабатывания защиты на трансформаторах, установленных в районах, подверженных землетрясениям. В таких случаях допускается возможность перевода действия отключающего элемента на сигнал. В связи с этим газовую защиту нельзя использовать в качестве единственной защиты трансформатора от внутренних повреждений.

Необходимо также отметить, что начальная стадия виткового замыкания может и не сопровождаться появлением дуги и газообразованием. В таком случае газовая защита не действует, и витковые замыкания в трансформаторе могут длительно оставаться незамеченными. Можно создать защиту, позволяющую обнаружить витковые замыкания в начальной стадии и при отсутствии газообразования. Одна из таких защит основана на изменении пространственного распределения поля рассеяния обмоток.

Как уже было выше сказано, газовая защита обязательна для трансформаторов мощностью Sном>6300 кВА. Допускается устанавливать газовую защиту и на трансформаторах меньшей мощности. Для внутрицеховых подстанций газовую защиту следует устанавливать на понижающих трансформаторах практически любой мощности, допускающих это по конструкции, независимо от наличия другой быстродействующей защиты.

	

	


Заключение



	В ходе выполнения курсовой работы были рассчитаны токи КЗ во всех точках защищаемой сети; были выбраны основные виды защит на линиях (дистанционная защита, МТЗНП, ТОНП) и на трансформаторах (дифференциальная, газовая защита, защита от перегрузки); были рассчитаны уставки срабатывания защит и реле; были выбраны типы реле (в основном это реле тока РТ-40 и ДЗТ-11).

	

	

	
Библиографический список

	

		Андреев В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения – М.: Высш. шк., 1991. – 496 с.: ил.

		Беркович М.А., Семёнов В.А. Основы техники и эксплуатации релейной защиты. – М-Л., издательство «Энергия», 1965.

		Дьяков А.Ф., Платонов В.В. Основы проектирования релейной защиты электроэнергетических систем: Учебное пособие. – М.: Издательство МЭИ, 2000.

		Правила устройства электроустановок. – 7-е изд. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2002. – 184 с.





26