Пример курсового проекта по релейной защите и автоматике. (Курсовой РЗАЭЭС)

ВВЕДЕНИЕ

В энергетических системах на электрооборудовании электростанций (ЭС) в электрических сетях и на электроустановках потребителей электроэнергии могут возникать повреждения и не нормальные режимы, которые нарушают работу энергосистемы и потребителей энергосистемы и создают возможность возникновения повреждений или расстройства работы энергосистемы.

Для обеспечения нормальной работы энергетической системы и потребителей электроэнергии необходимо возможно быстрее выявлять и отделять место повреждения от неповрежденной сети, восстанавливая таким путем нормальные условия работы энергосистемы и потребителя.

В связи с этим и возникает необходимость создании и применении автоматических устройств, выполняющих указанные операции и защищающие систему и ее элементы от опасных последствий повреждений и не нормальных режимов.

Релейная защита является основным видом электрической автоматики, без которой невозможна нормальная и надежная работа энергетических систем. Она осуществляет непрерывный контроль за состоянием и режимом работы всех элементов энергосистемы и реагирует на возникновение повреждений и не нормальных режимов.

При возникновении повреждений защита выявляет и отключает от системы поврежденный участок, воздействуя на выключатель.

При возникновении не нормальных режимов защита выявляет их и в зависимости от характера нарушения производит операции, необходимые для восстановления нормального режима, или подает сигнал дежурному персоналу.

Релейная защита тесно связана с электрической автоматикой, предназначенной для быстрого автоматического восстановления нормального режима и питания потребителей.

Правильное проектирование релейной защиты и автоматики должно быть обязательно комплексным.

В настоящем курсовом проекте производится расчёт основных и резервных защит. Комплексно рассмотрен расчёт релейной защиты и автоматики участка сети с эффективно-заземленной нейтралью с расчетом уставок максимальных токовых защит от междуфазных повреждений, дистанционных защит, максимально-токовых защит от замыканий на землю, поперечной дифференциально-направленной защиты параллельных линий. Выполнено согласование выдержек времени автоматического повторного включения с релейной защиты, приведены схемы размещения релейной защиты и автоматики (карты селективности) для рассматриваемого участка сети.

Приведён расчёт основных и резервных защит понижающего трансформатора.

РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ УЧАСТКА СЕТИ 110 КВ

Произвести расчет уставок и выбрать принципы релейной защиты и автоматики участка сети напряжением 110 кВ, приведенного на рис. 1. Параметры генераторов, трансформаторов, линий, а также режимы заземления нейтралей трансформаторов, места установки коммутационной аппаратуры и расчетные точки КЗ даны на рис. 1. Все линии 110 кВ оборудованы грозозащитными тросами.

Расчет токов короткого замыкания

Составление схемы замещения прямой последовательности

Для расчета токов КЗ в именованных единицах принимаем среднее номинальное напряжение сети U_ср.н = 115 кВ.

- Сопротивление генератора станции А

- Сопротивление трансформатора блока станции А

- Сопротивления трёхобмоточного трансформатора подстанции Б

где напряжения короткого замыкания обмоток трансформатора:

Рис.1. Исходная схема участка сети.

Сопротивления трансформатора подстанции Г

где напряжения короткого замыкания обмоток

- Сопротивление прямой последовательности одной цепи линии АБ

- Сопротивление прямой последовательности линии БВ

- Сопротивление прямой последовательности линии АГ

На основании исходной схемы сети составляется схема замещения прямой (обратной) последовательности (рис. 2). Точки 2, 4, 6, 9 приняты в средине линий.

Рис. 2. Схема замещения прямой (обратной) последовательности

Составление схемы замещения нулевой последовательности

1) Сопротивления нулевой последовательности трансформаторов:

2) Сопротивления нулевой последовательности одноцепных линий

3) Сопротивления нулевой последовательности двухцепной линии

4) Составляется схема замещения нулевой последовательности (рис. 3). Обозначения на схемы приняты такие же, как и для схемы замещения прямой последовательности

Рис.3. Схема замещения нулевой последовательности

Выбор расчетных режимов и вычисление токов короткого замыкания

1) Расчет токов КЗ для точки 2. После преобразований сопротивлений со стороны подстанций А и Б схема замещения имеет вид, приведенный на рис. 4,а.

Рис.4. Преобразование схемы замещения прямой последовательности при КЗ в точке 2

Затем, объединяя источники питания, преобразуем треугольник сопротивлений 11, 29, 30 в эквивалентную звезду:

Далее, после простейших преобразований, получим (рис. 4,б,в):

Полный ток в месте повреждения:

Ток повреждения, протекающий со стороны подстанции А, ветвь 9

При КЗ посредине линии ток неповрежденной линии

Результаты расчетов токов трехфазных КЗ для соответствующих точек и режимов приведены в табл.1.

Таблица 1. Результаты расчетов токов при трехфазных коротких замыканиях

№ точки КЗ		Х1S, Ом		, кА	Наи­менование ветви			Доля тока ветви	Ток ветви, кА	№ точки КЗ			Х1S, Ом			, кА		Наи­мено­вание ветви		Доля тока ветви	Ток ветви, кА
1		2		3	4			5	6	1			2			3		4		5	6
Максимальный режим										Минимальный режим
1		8,42		7,883	5,6,7,8 9 11			0,209 0,081 0,081	1,652 0,638 0,638	1		11,05			6,009			5,6,7 9 11		0,275 0,088 0,088	1,652 0,527 0,527
2		16,8		3,952	9 10 11 12			0,604 0,395 0,104 0,291	2,389 1,563 0,413 1,15	2		19,41			3,421			9 10 11 12		0,61 0,39 0,11 0,28	2,087 1,335 0,376 0,958
3		15,11		4,393	10 11 12			0,29 0,29 0,429	1,274 1,274 1,884	3		18,09			3,671			10 11 12		0,307 0,307 0,385	1,129 1,129 1,413
4		15,11		4,395	12 13 10,11			0,419 0,581 0,209	1,842 2,554 0,921	4		19,08			3,48			12 13 10,11		0,484 0,515 0,242	1,685 1,794 0,8425
5		11,87		5,592	13 14			0,258 0,742	1,442 4,15	5		17,46			3,803			13 14		0,353 0,646	1,344 2,459
6		16,42		4,043	15			1	4,043	6		19,05			3,485			15		1	3,485
7		24,42		2,719	15,16			1	2,719	7		27,05			2,455			15,16		1	2,455
8		98,81		0,672	15			1	0,672	8		101,44			0,655			15		1	0,655
9		59,54		1,115	24 12 10,11			1 0,42 0,29	1,115 0,468 0,3235	9		62,52			1,062			24 12 10,11		1 0,385 0,307	1,062 0,409 0,3265
10		115,33		0,576	22 10,11 12			1 0,29 0,42	0,576 0,167 0,242	10		118,31			0,561			22 10,11 12		1 0,306 0,385	0,561 0,172 0,216
Максимальный режим. Отключена одна линия АБ										Минимальный режим; каскадное отключение КЗ на линии у шин ПА
1	8,76		7,583			5,6,7,8 9 11	0,219 0,129 0,129		1,652 0,976 0,976	1'		55,09			1,205			9,10 11 12	0,509 1 0,491			0,613 1,205 0,592
2	17,36		3,826			9 10	0,666 0,333		2,549 1,277	Минимальный режим; каскадное отключение КЗ на линии у шин ПБ
3	19,4		3,423			10 12	0,485 0,461		1,579 1,844	3'		43,46			1,528			9,10 11 5,6,7	0,145 1 0,285			0,222 1,528 0,435
5	12,72		5,22			13 14	0,205 0,795		1,07 4,150
9	63,83		1,04			10 12 27	0,461 0,538 0,5		0,48 0,56 0,52	Минимальный режим; отключена и заземлена одна линия АБ
Максимальный режим; каскадное отключение КЗ на линии у шин ПА
1'	51,4		1,292			9,10 11 12	0,461 1 0,539		0,596 1,292 0,696	1	11,46			5,795			5,6,7 9 11		0,285 0,145 0,145			1,652 0,84 0,84
Максимальный режим; каскадное отключение КЗ на линии у шин ПБ
3'	40,76		1,629			9,10 11 5,6,7,8	0,129 1 0,218		0,21 1,629 0,355

2) Расчет токов 3I₀ при каскадном отключении однофазного КЗ на землю у шин подстанции А (точка 1', рис. 5).

После преобразования участков схемы со стороны подстанций А и Б и включения полного сопротивления взаимоиндукции со стороны подстанции Б, схема замещения нулевой последовательности имеет вид, указанный на рис.5,а.

Затем после простейших преобразований (рис. 5,б,в) получим:

Рис. 5. Преобразование схемы замещения нулевой последовательности при каскадном отключении КЗ у шин подстанции А (точка 1')

Полный ток 3I_0К  в месте повреждения

Здесь 1S = 2S = 51,4 Ом – сопротивление прямой последовательности при
трехфазном КЗ в точке 1' (см.табл.1).

Ток 3I₀ , протекающий со стороны подстанции А по ветви 10, определим по выражению:

Ток 3I₀ со стороны подстанции Б (ветвь 50)

Ток 3I₀ со стороны трансформаторов подстанции Б:

Напряжение 3U₀ на шинах подстанции Б:

Расчеты токов 3I₀ при однофазных КЗ на землю в других точках выполняются аналогично. Результаты расчетов 3I₀ при однофазных КЗ приведены в табл. 2.

Таблица 2. Результаты расчетов токов при однофазных КЗ на землю

№ точки КЗ	, Ом	,кА	Наи­менование ветви	Доля тока ветви	Ток ветви, кА	№ точки КЗ	,Ом	, кА	Наи­менование ветви		Доля тока ветви	Ток ветви, кА
1	2	3	4	5	6	1	2	3	4		5	6
Максимальный режим						Минимальный режим
1		9,558	5,6,7,8 9 11 12	0,23 0,017 0,017 0,044	2,201 0,168 0,168 0,418	1		7,296	5,6,7 9 11 12		0,299 0,022 0,022 0,057	2,185 0,163 0,163 0,415
2		3,03	9 10 11 12	0,573 0,427 0,073 0,237	1,735 1,294 0,220 0,717	2		2,772	9 10 11 12		0,573 0,427 0,073 0,153	1,589 1,184 0,203 0,424
3		3,549	10 11 12 20,21	0,163 0,163 0,316 0,179	0,579 0,579 1,121 0,635	3		3,144	10 11 12 20,21		0,168 0,168 0,286 0,188	0,53 0,53 0,9 0,591
4		3,339	12 13 20,21 10,11	0,434 0,566 0,113 0,103	1,449 1,89 0,379 0,3455	4		2,79	12 13 20,21 10,11		0,488 0,511 0,129 0,115	1,362 1,427 0,359 0,322
5		4,776	13 14	0,184 0,816	0,877 3,899	5		3,282	13 14	0,263 0,737		0,863 2,418
6		3,777	15 16	0,705 0,295	2,664 1,114	6		3,399	15 16	0,695 0,304		2,363 1,035
7		2,745	16 17	0,454 0,546	1,247 1,499	7		2,553	16 17	0,448 0,552		1,143 1,409
9		1,422	20,21 12 22,23	0,124 0,122 0,376	0,176 0,173 0,535	9		1,362	12 20 22	0,11 0,12 0,379		0,15 0,164 0,517
Максимальный режим, отключена и заземлена одна линия АБ						Минимальный режим. Каскадное отключение КЗ на линии АБ у шин ПА
1		9,252	5,6,7,8 9 15	0,231 0,03 0,044	2,142 0,277 0,407	1'		1,086	10 11	0,67 1		0,728 1,086
3		2,991	10 12 20,21	0,277 0,372 0,192	0,83 1,113 0,575	Минимальный режим. Каскадное отключение КЗ на линии АБ у шин ПБ
						3'		1,221	10 11	0,419 1		0,512 1,221
Максимальный режим. Каскадное отключение КЗ на линии АБ у шин ПА						Минимальный режим, отключена и заземлена одна линия АБ
1'		1,137	10 11	0,67 1	0,762 1,137	1		7,077	5 9 12	0,302 0,038 0,057		2,134 0,27 0,405
Максимальный режим. Каскадное отключение КЗ на линии у шин ПБ						5		3,099	13 14	0,255 0,745		0,79 2,308
3'		1,269	10 11	0,422 1	0,536 1,269
Отключена и заземлена одна линия АБ и один трансформатор подстанции Б
1		9,246	5,6,7,8 9,10 12	0,232 0,027 0,044	2,147 0,251 0,408
3		2,724	30 12 20,21	0,343 0,419 0,119	0,934 1,141 0,323

Расчёт токов КЗ с помощью программы TKZ 3000

Схемы замещения прямой и нулевой последовательностей, необходимые для расчётов программой ТКЗ-3000 представлены на рисунках 6 и 7 соответственно.

Рис. 6. Схема замещения прямой (обратной) последовательности

Рис.7. Схема замещения нулевой последовательности

Результаты расчётов токов короткого замыкания с помощью программы ТКЗ-3000 приведены в приложении 1.

Максимально-токовые защиты от междуфазных замыканий

Расчет максимальной токовой защиты для линии с односторонним питанием

1) Ток срабатывания отсечки первой ступени защиты линии АГ отстраивается от тока трехфазного КЗ на шинах 6 кВ подстанции Г (максимальный режим, точка КЗ 8):

2) Чувствительность защиты определяется при двухфазном КЗ в конце защищаемой линии (минимальный режим, точка КЗ 7):

3) Остаточное напряжение на шинах подстанции А находится при КЗ в конце зоны действия отсечки. Так как на подстанции Г нет выключателя со стороны высокого напряжения, зона действия отсечки охватывает и часть трансформатора подстанции Г. В этом случае зона, защищаемая отсечкой, определяется аналитически по (2.2):

где х_1S
3 = 11,05 Ом – сопротивление на шинах подстанции А в минимальном режиме.

Тогда

Таким образом, отсечка первой ступени принимается в качестве основной защиты на линии АГ, так как эта отсечка надежно защищает всю линию и обеспечивает высокое остаточное напряжение на шинах станции А; в связи с этим отсечка второй ступени не устанавливается.

4) Ток срабатывания третьей ступени защиты отстраивается от максимального тока нагрузки подстанции Г и определяется:

где

5) Чувствительность максимально-токовой защиты проверяется при двухфазном КЗ на шинах 6 кВ подстанции Г (минимальный режим, точка КЗ 8):

Поскольку чувствительность защиты недостаточна, то можно рекомендовать уточнить кс и снизить ; при необходимости можно применить МТЗ с комбинированным пуском по напряжению. Предварительно можно принять:

тогда

К установке рекомендуется двухступенчатая токовая защита с уставками:

Время срабатывания максимально-токовой защиты должно быть больше времени работы резервных защит трансформатора подстанции Г, предварительно можно принять

Расчет токовых отсечек для линий с двусторонним питанием

1) Ток качаний по линии АБ (отключена одна из линий):

2) Ток качаний по линии БВ (линии АБ включены параллельно):

3) Зоны, защищаемые отсечкой в максимальном и минимальном режимах определяются по рис.6.

Рис. 6 Кривые спадания токов по линиям АБ и БВ при трёхфазном коротком замыкании в максимальном (сплошные линии) и минимальном (пунктирные линии)

4) Зона, защищаемая в каскаде, находится в расчетном режиме. Например, для отсечки, установленной на станции А

где

(определяется по данным табл. 1, точка 1, режим максимальный, отключение одной линии ПА-ПБ).

Зона, защищаемая отсечкой

5) Остаточное напряжение на шинах станции А:

а) в максимальном режиме

где

б) в режиме каскадного отключения

Результаты расчетов по п.2-п.5 для других защит, приведены в табл. 3.

6) Дополнительно проверяется чувствительность отсечек при двухфазном КЗ в минимальном режиме в месте установки защиты по данным кривых
спадания токов КЗ (рис. 6).

Линия АБ:

Таблица 3. Расчет токовых отсечек от междуфазных КЗ для линий с двусторонним питанием

Дистанционные защиты
линий

Расчет уставок дистанционных защит

1. В рассматриваемой сети дистанционные защиты могут быть установлены на линиях с двусторонним питанием АБ и БВ. Выбор коэффициентов трансформации ТТ и ТН производится:

а) длительно допустимый ток для линии АБ, выполненной проводом

АС 120/19 по условиям нагрева проводов составляет 375 А; для линии БВ, выполненной проводом АС 150/24 - 450 А; принимаются коэффициенты трансформации ТТ соответственно К_IАБ= 400/5 и К_IБВ=600/5;

б) на подстанциях А, Б и В установлены измерительные трансформаторы напряжения с коэффициентом трансформации

2. Вычисляются полные первичные сопротивления линий

Таблица 4. Расчет уставок и проверка чувствительности дистанционных защит

Наименование, длина, марка провода и сопро­тивление линии	Место установки защиты	Ступень защиты	Расчетные режимы для выбора параметров срабатывания и проверки чувствительности		Расчет параметров срабатывания (Ом; с) и чувствительности защиты	Принятые значения параметров срабатывания, Ом; с
1	2	3	4		6	7
ПА – ПБ 80 км, АС 300/39, zл = 35,2 Ома	ПА	I	Отстройка от КЗ на шинах подстанции Б.
		II	а). Согласование с первой ступенью защиты линии БВ при отключении одной линии АБ;           кток = 1.			Принимается меньшее из а,б,в ;  При наличии УРОВ на ПБ
			б). Согласование с I ступенью защиты параллельной линии со стороны ПБ в режиме каскадного отключения КЗ у шин ПА; кток = 0,461 (табл.1, т.1', в.9/в.11).
1	2	3	4		6	7
ПА – ПБ	ПА	II	в). Отстройка от КЗ на шинах 35 кВ ПБ при отключении одной линии АБ; кток = 0,461 (табл.1, т.9, в.10/в.27).            г). Чувствительность защиты при КЗ на шинах ПБ		г) кч = 48,16/39,54 = 1,22<1,25.
		III	а). Отстройка от максимального тока нагрузки линии по нагреву проводов.      б). Чувствительность при КЗ на шинах ПВ кт=0,5 (табл.1, т.5, в.10/в.13).     в). Чувствительность в режиме каскадного отключения КЗ у шин ПА кт=0,461 (табл.1, т.1', в.9/в.11).
1	2	3	4		6	7
ПА–ПБ	ПБ	I	Отстройка от КЗ на шинах ПА.		.
		II	а). Согласование с I ступенью защиты параллельной линии со стороны ПА в режиме каскадного отключения КЗ у шин ПБ отключен блок станции А; кток= 0,145 (табл.1, т.3', в.10/в.11).  б). Отстройка от КЗ за трансформатором станции А не расчетная – блок имеет быстродействующие защиты.           в). Чувствительность защиты при КЗ на шинах ПА.		Это расчетное условие, которое не должно быть превышено. Для повышения избирательности эта уставка может быть снижена, исходя из условия обеспечения надежной чувствительности ;	.
		III	а). Отстройка от максимального тока нагрузки линии по нагреву проводов.б). Чувствительность защиты в режиме каскадного отключения КЗ у шин ПБ на параллельной линии (табл.1, т.3', в.10/в.11).		Дальнее резервирование не обеспечивается, на шинах станции А необходимо УРОВ
1	2	3	4		6	7
ПБ–ПВ 50 км, АС 150/24, zл = 23,22 Ом	ПБ	I	Отстройка от КЗ на шинах ПВ.
		II	а). Ввиду отсутствия данных системы принимается ориентировочно  для обеспечения защиты линии при КЗ на шинах ПВ.			При УРОВ на ПВ
		III	а). Отстройка от максимального тока нагрузки линии по нагреву проводов.      б). Ввиду отсутствия данных системы принимается			.
1	2	3	4		6	7
ПБ – ПВ	ПВ	I	Отстройка от КЗ на шинах ПБ.
		II	а). Согласование с I ступенью защиты линии БА; кток=1,57 (рис.6).		а)
			б). Отстройка от КЗ на шинах 35 кВ ПБ при отключенной одной линии АБ, кток = 1,08 (табл.1, т.9, в.12/в.27).        в). Чувствительность при КЗ на шинах ПБ (  =36,43). г). Согласование со II ступенью защиты линии БА, кток = 2,0 (табл.1, т.1,в.13/в.10). д). Чувствительность при КЗ на шинах ПБ ().		в) д)
ПБ–ПВ	ПВ	III	а). Отстройка от максимального тока нагрузки линии по нагреву проводов.б). Чувствительность при КЗ на шинах станции А при отключении одной линии АБ (кток = 1).   в). Чувствительность при каскадном отключении КЗ у шин станции А (кток = 0,539) (табл.1, т.1', в.12/в.11)	(2.19)     (2.19)

На основании выполненных расчетов следует, что дистанционные защиты участка сети ПА–ПБ–ПВ во всех случаях обеспечивают ближнее резервирование. Дальнее резервирование в сети 110 кВ обеспечивают защиты, установленные на ПА и ПВ. Дистанционные защиты на ПБ (в сторону ПА и ПВ) не обеспечивают дальнего резервирования в сети 110 кВ из-за значительной мощности источников на ПА и ПВ. Поэтому на ПА и ПВ необходима установка устройств резервирования отказа выключателя (УРОВ).

При оценке области применения защиты следует учитывать, что линии АБ и БВ связывают электростанцию А и электроэнергетическую систему В и по ним осуществляется транзит мощности. Поэтому основные защиты этих линий должны быть быстродействующими. Применение дистанционных защит в качестве основных возможно на участке параллельных линий, если остаточное напряжение на шинах подстанции А и Б будет больше 60% в минимальном режиме.

Согласно (24)

Здесь токи линии при КЗ в конце действия Iступени   и

 определены по кривым спадания (рис.6).

Максимальные токовые защиты от замыканий на землю

Для рассматриваемого участка сети МТЗ от замыканий на землю устанавливаются на всех линиях 110 кВ. На линиях АБ и БВ предусматривается ТЗНП в составе панели типа ЭПЗ-1636.

Отстройка от броска намагничивающего тока. При выборе уставок защит наряду с выполнением условий согласования производится отстройка от бросков тока намагничивания силовых трансформаторов и автотрансформаторов для линий, включение которых возможно совместно с этими объектами. В рассматриваемой сети это линия АГ. Расчет выполняется в следующей последовательности (для защиты ст. А линии АГ):

1. Определяется относительное расчетное сопротивление трансформатора ПГ при включении на холостой ход

.

2. Определяется сопротивление трансформатора при включении, приведенное к среднему номинальному напряжению сети

3. Находится расчетное сопротивление контура включения

4. Определяется относительное время срабатывания защиты

где t_с.з = 1,3 с – время срабатывания защиты (табл.6); при ускорении II ступени t_уск = 0,1 с;  t₁₁₀ = 0,125 с – средняя постоянная времени сети 110 кВ.

5. Находится коэффициент затухания броска тока намагничивания при

t_* =10,4;  при  t_*
уск  = 0,8;

6. Уставка срабатывания защиты по условиям отстройки от броска намагничивающего тока трансформатора ПГ

При ускорении защиты I_{0 с.з} = 0,384 кА.

Рис. 7 Кривые спадания токов 3I₀ по линиям при однофазных КЗ в максимальном (сплошные линии) и минимальном режиме (пунктирные линии)Таблица 6

Расчет уставок и проверка чувствительности МТЗ от КЗ на землю

Наименование линии	Место установки защиты	Ступень защиты	Расчетные условия для выбора параметров срабатывания защиты ( значения токов 3I0 (кА) из табл.2)	Уставки срабатыва­ния защиты смежной линии, кА (с)	Расчет параметров срабатывания, кА, с	Принятые значения параметров срабатывания (кА,с); направленность защиты	Оценка чувствительности защиты
1	2	3	4	5	6	7	8
ПА – ПБ	ПА	I	а). Отстройка от КЗ на землю на шинах ПБ; режим максимальный, отключена и заземлена одна линия АБ и трансформатор ПБ 0,934 кА (т.3, в.30).б). Отстройка от КЗ на землю при каскадном отключении КЗ на параллельной линии у шин ПА; режим максимальный;  кА(т.1', в.10).			Принято по большему из условий а и б; ненаправленная, так как .	Отсечка защищает 64% линии в мак­симальном и 58% в минимальном режимах (рис.7).
	ПБ	I	а). Отстройка от КЗ на землю на шинах ПА; режим максимальный, отключена и заземлена одна линия АБ и один блок ГРЭС   кА (т.1, в.11).б) Отстройка от КЗ при каскадном отключении КЗ на параллельной линии у шин ПБ кА (т.3', в.10).			направленная, так как .	Отсечка защищает 58% линии в мак­симальном и 60% в минимальном режимах (рис.7).
1	2	3	4	5	6	7	8
ПБ – ПВ	ПБ	I	Отстройка от КЗ на землю на шинах ПВ; режим максимальный кА (т.5, в.13)			направленная, так как .	Отсечка защищает 74% линии в мак­симальном и 66% в минимальном режимах (рис.7)
	ПВ	I	Отстройка от КЗ на землю на шинах ПБ; отключен один автотрансформатор ПБ,   (т.3, в.13).			ненаправлен-ная, так как	Отсечка защищает 60% линии в максимальном и 36% в минимальном режимах (рис.7).

Дифференциально-фазная
высокочастотная защита

Для рассматриваемого участка сети высокочастотная
дифференциально-фазная защита в составе панелей ДФЗ-201 устанавливается на
линиях АБ и БВ, через которые осуществляется транзит мощности
параллельно работающих станций.

1. Определяются вторичные токи нагрузки:

– для линии АБ

2. Находится ток срабатывания реле пуска передатчика:

– для линии АБ

3. Находится ток срабатывания реле подготовки цепи отключения:

– для линии АБ

4. Чувствительность токовых пусковых органов проверяется для каждого полукомплекта защиты при трехфазных КЗ в конце линии в расчетных режимах.

Для полукомплекта защиты, установленного на подстанции А линии АБ чувствительность реле пуска передатчика к подготовки отключения при трехфазном КЗ на подстанции Б в максимальном режиме определяется как

где  (табл.1,
т.3, в.10).

Результаты расчета коэффициентов чувствительности для других полукомплектов защит в различных режимах приведены в табл.9.

5. Уставка срабатывания реле сопротивления находится:

– для линии АБ

6. Чувствительность реле сопротивления проверяется при КЗ в конце линии:

– для линии АБ

7. Чувствительность реле сопротивления по току точной работы проверяется для каждого полукомплекта защиты при КЗ в конце линии в расчетных режимах.

Для полукомплекта защиты, установленного на подстанции А линии АБ чувствительность реле сопротивления по току точной работы при трехфазном КЗ на подстанции Б в максимальном режиме определяется как

Результаты расчета коэффициентов чувствительности защиты при симметричных КЗ для других полукомплектов защит в различных режимах приведены в табл.9.

8. Находятся токи срабатывания цепи подготовки отключения по обратной (при ) и нулевой (при ) последовательностям тока:

– для линии АБ

аналогично

Эти уставки не расчетные, так как меньше минимально возможных уставок реле.

9. Находится для каждого полукомплекта защиты ток обратной последовательности. подводимый к защите при двухфазном КЗ в конце линии в расчетных режимах.

Для полукомплекта защиты, установленного на подстанции А линии АБ при двухфазном КЗ на подстанции Б в максимальном режиме

где  (табл.8.1,
т.3);   (табл.8.1, т.3,
в.10).

Результаты расчета  для других
полукомплектов защиты в различных режимах приведены в табл.9.

10. Выбирается уставка срабатывания фильтр-реле обратной последовательности цепи подготовки отключения из условий обеспечения коэффициента чувствительности не менее двух в наихудшем режиме:

– для линии АБ

принимается  =
1 А;

11. Чувствительность защиты к двухфазным КЗ определяется во всех расчетных режимах. Результаты расчета в табл.9.

12. Чувствительность пусковых органов по цепям отключения при однофазных КЗ определяется для каждого полукомплекта защиты на основании предварительно найденных токов обратной и нулевой последовательности, подводимых к реле при КЗ в конце линии в расчетных режимах.

Для полукомплекта защиты, установленного на подстанции А линии АБ при КЗ в конце линии вторичные токи находятся

где  (табл.2,
т.3); n_1л = 0,29
(табл.1, т.3 в.10).

где n_0л
= 0,163 (табл.2, т.3 в.10).

Хотя чувствительность рассматриваемого полукомплекта защиты обеспечивается только от тока  и добавки тока   не требуется, все же для обеспечения чувствительности обоих полукомплектов защиты линии АБ (уставки полукомплектов защит по концам линии всегда одинаковы) при двухфазных КЗ на землю у шин подстанции А принимается уставка

Тогда суммарный    коэффициент      чувствительности при

  и к_ч =
6,16 имеем к_чS
= 4,7.

13. Чувствительность пусковых органов по цепям отключения при двухфазном КЗ на землю определяется для каждого полукомплекта защиты также как и при однофазных КЗ.

Для полукомплекта защиты, установленного на подстанции А линии АБ

при КЗ в конце линии вторичные токи находятся

где

(табл.1, т.3, в.10);  х_1S = 15,11; х_0S = 25,89 (табл.2, т.3).

где =0,163
(т.3, в.10).

Суммарный коэффициент чувствительности при  и

к_ч2 = 3,22 имеем к_чS > 4,7.

14. Определяется расчетный коэффициент фильтра органа манипуляции

где

На основании расчетов коэффициента фильтра для обоих полукомплектов защиты линии АБ во всех расчетных режимах принимается наибольшая уставка

К = 8.

15. Проверяется надежность манипуляции при симметричных и несимметричных КЗ в расчетных режимах.

Для полукомплекта защиты, установленного на подстанции А линии АБ ток надежной манипуляции определяется:

– при симметричных КЗ по току трехфазного КЗ в начале линии

где  (рис.6);

– при симметричных КЗ по току трехфазного КЗ в конце линии

где

– при несимметричных КЗ по току двухфазного замыкания на
землю при КЗ в конце линии

Результаты расчета тока надежной манипуляции для других полукомплектов в различных режимах приведена в табл.9.

В целом данные табл.8.11 позволяют сделать следующие выводы. Чувствительность токовых пусковых органов при симметричных КЗ в конце линии не обеспечивается, за исключением режимов каскадного отключения на  параллельных линиях. Поэтому в защите применено реле сопротивления, чувствительность которого достаточна на всех линиях и во всех режимах.

Таблица 9. Расчет дифференциально-фазной высокочастотной защиты

Наименование линии	Место установки защиты		Расчет пусковых органов при симметричных КЗ																										Расчет пусковых органов при несимметричных КЗ
			Расчетный режим и место КЗ									Проверка чувствительности																	Двухфазное КЗ
												Вторичный ток при трехфазном КЗ, А				кч ПП			кч ПО			кч Z				кч точн,			I2в, А,			I2срПО, А,.			кч2
1	2		3									4				5			6			7				8			9			10			11
ПА–ПБ	ПА		Режим максимальный, КЗ на ПБ Режим минимальный, КЗ на ПБ То же, каскадное отключение у шин ПБ									15,93 14,05 19,1				2,62 2,32 3,15			1,87 1,65 2,55			3,73 3,73 3,73				9,96 8,78 11,94			7,95 7,05 1,38			Принято 1,0			7,95 7,05 1,38
	ПБ		Режим максимальный, КЗ на ПА Режим минимальный, КЗ на ПА То же, каскадное отключение у шин ПА									7,98 6,59 15,06				1,32 1,08 2,48			0,94 0,77 1,77			3,73 3,73 3,73				4,99 4,12 9,41			3,99 3,3 3,82						3,99 3,3 3,82
Расчет пусковых органов при несимметричных КЗ
Проверка чувствительности по цепям отключения
Однофазное КЗ																		Двухфазное КЗ на землю
n1л,		А		А			кч2	3I0в*расч (рис.27)		I0в ср, А			3I0в*факт по (3.51)		кчS			Х1S, Ом(табл..1)			Х0S, Ом(табл..2)			кА,по (3.44)	А, по (3.41)			А.			кА.			n0л (табл.2)		А.
12		13		14			15	16		17			18		19			20			21			22	23			24			25			26		27
0,29 0,307 1		4,29 4,02 5,09		7,23 6,6 6,39			4,29 4,02 5,09	–		Принято 2,0, так как для ПБ			3,62 3,3 3,2		4,7 4,4 4,3			15,11 18,09 43,46			25,89 27,21 76,31			2,693 2,293 0,933	9,76 8,8 11,66			6,16 5,29 7,43			2,290 2,748 1,017			0,163 0,168 1		6,07 5,77 12,71
0,081 0,017 1		3,22 2,67 4,52		2,03 2,01 9,09			3,22 2,67 4,52	–					1,02 1 4,55		3,8 3,8 >5			8,42 11,05 55,09			4 5,2 73,11			5,964 4,552 0,767	6,04 5,01 2,55			1,94 1,6 5,47			12,13 9,29 0,99			0,017 0,022 1		2,59 2,55 12,37
Проверка чувствительно сти при двухфазном КЗ на землю						Расчет органа манипуляции
						Коэффициент фильтра														Несимметричное КЗ							Симметричное КЗ
кч2	3I0в*факт				кчS	I1врасч, А			I2врасч, А					Красч			К ? Красч			А.			I1.в.мин, А				А.			А.			А.
																																	в начале линии				в конце линии
28	29				30	31			32		33			34			35			36			37				38			39			40				41
6,16 5,29 7,43	3,62 3,3 3,2				4,7 4,4 >5	14,45 13,49 13,73			6,16 5,29 7,43		2,34 2,55 1,85			3,52 3,83 8,86			Принято 8			34,83 28,83 2,26			Принято 2,0				97,27 68,52			15,93 14,11			63,55 44,77				10,41 9,22
1,94 1,6 5,47	1,02 1,0 4,55				3,8 3,7 >5	10,73 9,7 9,57			1,94 1,6 5,47		5,53 6,06 1,75			8,29 9,09 5,16						4,79 3,1 12,67							39,47 31,77			7,97 6,59			25,79 5,21				20,76 4,3

Отстройка пусковых органов при несимметричных КЗ от токов небаланса, обусловленных загрузочными режимами, при отсутствии несимметрии (I_2.нес = 0; 3I_0.нес = 0) не является расчетной. Поэтому выбор уставки по току обратной последовательности выполнен из условия обеспечения чувствительности при двухфазном КЗ. Чувствительность пусковых органов обратной последовательности на параллельных линиях достаточна при однофазных КЗ и недостаточна на подстанции Б при двухфазных КЗ на землю в конце линии. Поэтому для повышения чувствительности пусковых органов при несимметричных КЗ предусмотрена добавка 3I₀.

На линии БВ чувствительность пусковых органов обратной последовательности недостаточна при однофазных КЗ и обеспечивается при двухфазных КЗ на землю. Здесь также предусмотрена добавка тока 3I₀. При расчете органа манипуляции коэффициент фильтра для линий АБ и БВ принят соответственно 8 и 6. Для линии АБ со стороны подстанции Б принятый коэффициент фильтра на 22% меньше расчетного, что компенсируется принятым коэффициентом
запаса к_з = 1,5 и четкой работой защиты в режиме каскадного отключения. Надежность работы органа манипуляции по току обеспечивается как при симметричных, так и при несимметричных КЗ во всех режимах.

В целом дифференциально-фазные защиты на линиях АБ и БВ рекомендуются в качестве основных.

Автоматическое повторное включение

В соответствии с Правилами устройства электроустановок на всех линиях рассматриваемой сети устанавливаются устройства АПВ (при выполнении курсового проекта предусматриваются трехфазные АПВ). АПВ линий выполняются либо без проверки синхронизма (несинхронное АПВ), либо с контролем отсутствия напряжения и проверкой синхронизма, а также имеют выдержку времени на
включение, определяемую условиями избирательности.

Выбор типа АПВ. На линиях с двухсторонним питанием выбор типа АПВ производится на основе оценки кратности тока в генераторах при несинхронном включении линии. Для проверки этого условия рассматриваются такие режимы, при которых ток несинхронного включения будет наибольшим. Если толчок тока несинхронного включения допустим для генераторов, применяют АПВ без проверки синхронизма, если недопустим – применяют АПВ с контролем отсутствия напряжения и проверкой синхронизма. Для линий с односторонним питанием применяют несинхронное АПВ.

Для линий с двухсторонним питанием (АБ и БВ) типа АПВ определяется по наиболее неблагоприятному случаю: несинхронному включению линии БВ при отключении одного блока станции А.

Схема размещения релейной защиты и автоматики

На основании произведенных расчетов уставок релейной защиты и автоматики выбираются принципы выполнения защиты сети. Принятые к установке устройства и их уставки отражают на схеме размещения релейной защиты и автоматики (рис.50). Такие схемы позволяют проверить правильность расчетов уставок, оценить принципы выполнения, а также анализировать порядок работы защиты и автоматики при КЗ.

Выполненные расчеты показывают, что для рассматриваемого участка сети в качестве основных защит на параллельных линиях могут быть применены дифференциально-фазные высокочастотные защиты (ДФЗ) или поперечная дифференциально-направленная защита (ПДНЗ). С целью упрощения защиты в качестве основной защиты параллельных линий принята ПДНЗ. При работе одной из параллельных линий с целью обеспечения быстродействия основной принята защита ДФЗ.

В качестве резервных  защит от междуфазных повреждений на линиях АБ и БВ приняты к установке трехступенчатые дистанционные защиты (рис.50, СВ – защита сопротивления с выдержкой времени). В качестве резервных защит от замыканий на землю на линиях АБ и БВ предусмотрены трех и четырехступенчатые направленные защиты нулевой последовательности (ТОВ – токовая нулевой последовательности с выдержкой времени).В качестве дополнительных защит на линиях АБ и БВ со
стороны подстанции В применены токовые отсечки (/Т/, рис.50). На тупиковой линии и подстанции Г установлены в качестве основных защит: двухступенчатая максимальная токовая защита с выдержкой времени (ТВ) от междуфазных КЗ и одноступенчатая направленная токовая отсечка нулевой последовательности (/Т₀/, рис.50) от замыканий на землю.

Принятые уставки дистанционных и земляных защит в целом обеспечивают ближнее и дальнее резервирование. Исключение составляет режим каскадного отключения КЗ у шин подстанции В  и отказа выключателя этой линии на подстанции А, когда дистанционная защита параллельной линии со стороны подстанции Б оказывается нечувствительной. Последнее требует установки на подстанции А устройства резервирования отказа выключателя (УРОВ). Отметим, что согласно Правилам устройства электроустановок на всех крупных подстанциях 110 кВ (А, Б, В) предусматриваются УРОВ.

Выключатели всех линий оборудуются устройствами трехфазного несинхронного АПВ однократного действия.

Рис.8. Схема размещения устройств релейной защиты и автоматики для рассмотренного участка сети (кА, кВ, Ом, с)

Расчет релейной защиты трёхобмоточного трансформатора подстанции Б

Исходные данные к расчету защит

Требуется рассчитать защиту трехобмоточного трансформатора ТДТН-16000/110/35/10
кВ (115 ± 12%/38, 5 ± 5%/11 кВ), Y/Y/D-11, U_{к ВС} = 10,5%,

U_{к ВН} = 17,5%,
U_{к СН} = 6,5%,
питающегося от энергосистемы с параметрами Х_с.макс = 15,11 Ом,  Х_с.мин
= 18,09 Ом (сопротивления приведены к

U_ср.н =
115 кВ).

Для составления схемы замещения вычисляются сопротивления сторон трансформатора:

где

Рис. 9 Поясняющая схема (а) и схема замещения (б) к примеру расчета защиты понижающего трансформатора

При расчетах токов КЗ для защит трансформаторов с РПН следует учесть изменение сопротивления за счет регулирования напряжения. Для трансформаторов 110 кВ приближенно можно принять:

отсюда

Ток КЗ на шинах среднего напряжения (точка К1, рис.9)

Ток КЗ на шинах НН (точка К2, рис.9)

Расчет продольной дифференциальной токовой защиты

Предварительный расчет дифференциальной защиты и выбор типа реле.

1. Ток срабатывания защиты определяется по большему из двух расчетных условий:

а) отстройка от броска тока намагничивания

I_сз = к₀?I_ном
= 1,3?80 = 104 А,

где

б) отстройка от тока небаланса, выполняется с учетом выражений:

Принимается I_сз
= .

2. Предварительная проверка чувствительности производится по первичным токам при двухфазном КЗ на стороне НН (точка К4, рис.52):

к_ч =  288/277,64
= 1,04 < 2.

3. Поскольку защита с реле типа РНТ не обеспечивает чувствительности, а расчетной является отстройка от тока небаланса, то следует применить реле типа ДЗТ-11, для которого ток срабатывания защиты выбирается по условиям:

а) отстройка по от броска намагничивающего тока

I_сз = к₀?I_ном
=  1,5?80 = 120 А;

б) отстройка по от тока небаланса при КЗ на СН

в) отстройка по от тока небаланса при КЗ на НН

Принимаем реле ДЗТ-11 с установкой тормозной обмотки со стороны СН. Тогда отстройка будет обеспечена за счет торможения, а ток срабатывания защиты принимается по большему из условий 3,а и 3,в: I_с.з = 261,03 А;

4. Определяется чувствительность защиты при КЗ на стороне НН при минимальном регулировании:

к_ч =  = 288/261,03 =
1,1<2.

Это значение к_ч несколько меньше нормируемого, однако уже при номинальном коэффициенте трансформации трансформатора ток КЗ составит:

и коэффициент чувствительности

Выбор уставок реле ДЗТ.

1. Первичный и вторичный токи сторон трансформатора определяются по выражениям. Данные расчета приведены в табл.10.

Таблица 10. Расчет первичных и вторичных токов сторон трансформатора

Обозначение параметров	I–ВН–115 кВ	II–СН–38,5 кВ	III–НН–11 кВ
Iном.n, А
КIn	150/5	400/5	1000/5
Схема соединения ТТ	треугольник	треугольник	звезда
Iв.ном.n, А

Из табл.10 следует, что в качестве основной следует взять сторону НН (11 кВ), имеющей больший вторичный номинальный ток.

2. Ток срабатывания реле для основной стороны определяется по выражению

3. Расчетное число витков рабочей обмотки для основной стороны определяется

w_{осн.расч}
= F_ср/I_ср.осн = 100/13,64 = 7,33 витков.

Принимается   w_{раб.осн} = 7 витков, что соответствует фактическому току срабатывания реле I_ср.осн = 100/7 = 14,29 А.

4. Расчетные числа витков для других сторон трансформатора определяются

– для стороны 110 кВ w_расч.I = 7(4,2/4,64) = 6,34. Принимается w_I = 6;

– для стороны 35 кВ w_расч.II = 7(4,2/5,19) = 5,67.
Принимается w_II = 5;

5. Уточненный ток срабатывания защиты с учетом погрешности выравнивания находится по выражениям:

где Dw_I = (w_{I расч} – w_I)/w_{I расч} = (6,34 – 6)/6,34 = 0,054.

6. Уточненный расчетный ток срабатывания реле определяется

Поскольку уточненный расчетный ток срабатывания реле (11,21 А) меньше фактического (14,29 А), то выбор рабочих витков закончен.

7. Расчетный ток небаланса защиты при КЗ на стороне СН, где предусмотрено торможение с учетом погрешности выравнивания находится по выражениям

I_{нб.расч}
= к_з(к_пер?e + DU_I + DU_II
+ Dw_II)?I_{к.макс(К1)}=

 = (1,0?0,1 + 0,12 + 0,05 + 0,118)?791 = 306,91 А,

где Dw_II = (5,67–5)/5,67 = 0,118;

8. Число витков тормозной обмотки находится по выражению:

.

Таким образом, в установке на реле принимаются следующие витки:

w₁ = 6,
w_II = 5,  w_III = 5  и  w_торм = 4;

9. Чувствительность защиты определяется приближенно по первичным токам при расчетном КЗ на стороне НН для случаев минимального и нормального регулирования трансформатора

к_ч = 288/273,37 = 1,05 ик_ч =
444/273,37 = 1,62,

где I_с.з = 273,37 А – фактический ток срабатывания защиты.

Чувствительность защиты не обеспечивается, поэтому можно рекомендовать к установке защиту с реле типа ДЗТ-21.

Расчет максимальной токовой защиты с комбинированным пуском по напряжению

Для трехобмоточных трансформаторов с односторонним питанием в качестве резервной защиты рекомендуется установка на стороне питания МТЗ с пуском или без пуска по напряжению.

1. Первоначально определяется ток срабатывания МТЗ без пуска по напряжению в соответствии с выражением:

I_с.з =
(к_з/к_в)?к_с?I_{нагр.макс}
= (1,2/0,9)?2,5?80 = 300 А;

2.Чувствительность защиты проверим по при КЗ на шинах СН и НН в минимальных расчетных режимах:

к_ч = 444/300 = 1,48ик_ч =
288/300=0,96;

Поскольку чувствительность МТЗ без пуска по напряжению оказывается недостаточной, применим блокировку по напряжению со сторон СН и НН трансформатора. В этом случае ток срабатывания защиты, определенный по
уравнению, равен:

I_с.з =
(к_з/к_в)?I_ном =  (1,2/0,9)?1,0?80 = 120 А,

а чувствительность защиты в тех же расчетных точках составит:

к_ч = 444/120 = 3,7ик_ч =
288/120 = 2,4;

3. Напряжение срабатывания органа блокировки при симметричных КЗ определим приближенно по выражению:

U_с.з? U_с.мин/к_В=
0,7?110/1,2 = 64,17
кВ;

4. Напряжение срабатывания органа блокировки при несимметричных КЗ определяется:

U_2с.з =
0,06?U_ном = 0,06?115 = 6,9 кВ;

5. Чувствительность блокирующих органов проверяется при КЗ на приемных сторонах трансформатора, куда и подключены блокирующие реле, т.е. , а 

Тогда

Поскольку при КЗ на приемных сторонах трансформатора к_ч >1,5, то дифференциальные защиты шин на этих сторонах можно не устанавливать.

6. Ток срабатывания защиты от симметричного перегруза, действующей на сигнал, определяется по условию отстройки от номинального тока трансформатора на стороне, где установлена защита, по выражению:

7. Выдержки времени МТЗ согласуются с выдержками времени защит линий на сторонах СН и НН.

Выводы

В данной работе был проведен расчет уставок и выбор принципов защиты и автоматики участка сети 110 кВ, расчет уставок и выбор принципов релейной защиты основного оборудования электрических станций (трёхобмоточный трансформатор подстанции).

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Платонов В.В., Чмыхалов Г.Н. Специальные вопросы проектирования релейной защиты электрических сетей энергосистем: Учеб. Пособие/ Юж.-Рос. гос. техн. ун-т. – Новочеркасск: ЮРГТУ, 2000. – 124с.

2. Правила устройства электроустановок. – М.: Энергоатомиздат, 2002.

3. Дьяков А.Ф., Платонов В.В. Основы проектирования релейной защиты электроэнергетических систем: Учебное пособие. – М.: Издательство МЭИ, 2000. – 248с.

4. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608с.

5. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 13А. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ: Схемы. М.: Энергоатомиздат, 1985.

6. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 13Б. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ: Расчёты. М.: Энергоатомиздат, 1985.

7. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 11. Расчёты токов короткого замыкания для релейной защиты и системной автоматики в сетях 110-750 кВ М.: Энергия, 1979. – 152с.

8. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 7. Дистанционная защита линий 35-330 кВ. М.: Энергия, 1966. – 172с.

9. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 12. Токовая защита нулевой последовательности от замыканий на землю линий 110-500 кВ: Расчёты. М.: Энергия, 1980. – 88с.

10. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 9. Дифференциально-фазная высокочастотная защита линий 110-330 кВ: Расчёты. М.:
Энергия, 1972. – 112с.

ПРИЛОЖЕНИЕ

Расчёт токов короткого замыкания в программе ТКЗ-3000 скачать.