Розрахунок релейного захисту підстанції
Вибір схеми приєднання силового трансформатора до мережі. Аналіз пошкоджень і ненормальних режимів роботи підстанції. Вибір реле захисту лінії високої напруги. Розрахунок струмів короткого замикання при роботі системи з максимальним навантаженням.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | украинский |
| Дата добавления | 21.01.2013 |
| Размер файла | 737,3 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Зміст
- Вступ
- 1. Аналіз характеристик об'єкту, що захищається
- 1.1 Вибір силового трансформатора
- 1.2 Вибір схеми приєднання силового трансформатора до мережі
- 2. Аналіз пошкоджень і ненормальних режимів роботи об'єкту
- 3. Попередній вибір захисту
- 4. Вибір реле захисту лінії високої напруги
- 4.1 Розрахунок струмів короткого замикання при роботі системи з максимальним навантаженням
- 4.2 Розрахунок струмів короткого замикання при роботі системи в режимі мінімального навантаження
- 4.3 Вибір трансформаторів струму
- 4.4 Розрахунок струмової відсічки лінії високої напруги
- 4.5 Розрахунок максимального струмового захисту лінії високої напруги
- 5. Розрахунок захисту трансформатора
- 5.1 Розрахунок диференціального захисту трансформатора
- 5.1.1 Визначаємо номінальні струми силового трансформатора Т1 по його номінальній потужності .
- 5.1.2 Визначаємо коефіцієнт трансформації трансформаторів струму і вибираємо стандартні трансформатори для диференціального захисту силового трансформатора Т1.
- 5.1.3 Визначаємо струми в плечах диференціального захисту силового трансформатора Т1
- 5.1.4 Вибирається струм спрацьовування диференціального захисту
- 5.1.5 Розрахунок числа витків обмоток насичуючого трансформатора струму (НТС) реле РНТ - 565
- 5.2 Розрахунок захисту трансформатора від перевантаження
- 5.3 Вибір газового захисту трансформатора
- 5.4 Розрахунок максимального струмового захисту на стороні низької напруги
- Висновки
- Список використаних джерел
Вступ
Для автоматичного відключення пошкоджених елементів системи і сигналізації про порушення нормальних режимів роботи призначений релейний захист. Релейний захист здійснює безперервний контроль за режимом роботи всіх елементів енергосистеми. Необхідність цього виду автоматики визначається тим, що без нього взагалі неможлива надійна і безперебійна робота електроустановок.
Релейний захист елементів розподільних мереж повинен відповідати вимогам: швидкодії, селективності, надійності і чутливості.
Швидкодія релейного захисту повинна забезпечувати найменший можливий час відключення коротких замикань. Швидке відключення к. з. не тільки обмежує область і ступінь пошкодження елементу, що захищається, але і забезпечує збереження безперебійної роботи непошкодженої частини енергосистеми. Швидке відключення к. з. підвищує вірогідність успішних дій пристроїв автоматичного повторного включення (АПВ) і автоматичного включення резервного живлення (АВР).
Селективною (виборчою) дією захисту називається така дія, при якій автоматично відключається тільки пошкоджений елемент електроустановки (трансформатор, лінія, електродвигун і т.п.).
Вимоги селективності і швидкодії найпростіше задовольняються при використанні захистів, що володіють абсолютною селективністю, як, наприклад, диференціальні захисти трансформаторів, ліній і інших елементів енергосистеми. За принципом дії вони не спрацьовують при к. з. на суміжних елементах і тому виконуються з миттєвою дією на відключення пошкодженого елементу. Але такі захисту не можуть використовуватися як резервні к. з. на суміжних елементах, для цих цілей застосовуються захисту, що володіють відносною селективністю (максимальні струмові, дистанційні), які повинні виконуватися з витримками часу.
Надійність функціонування релейного захисту припускає надійне спрацьовування пристрою при появі умов на спрацьовування і надійне неспрацьовування пристрою при їх відсутності.
Чутливістю релейного захисту називають її здатність реагувати на всі види пошкоджень і аварійних режимів, які можуть виникати в межах основної зони, що захищається, і зони резервування. Оцінка чутливості основних типів релейних захистів проводиться за допомогою коефіцієнтів чутливості, значення яких для різних типів захисту і реле указуються в "Правилах" [1]. Визначення коефіцієнтів чутливості проводиться при найбільш несприятливих видах пошкодження, але для реально можливого режиму роботи електричної системи. Всі короткі замикання при цьому розглядаються як металеві, тобто не враховуються можливі перехідні опори в місці до. з. і зокрема опір електричної дуги.
1. Аналіз характеристик об'єкту, що захищається
1.1 Вибір силового трансформатора
Електропостачання підстанції здійснюється по повітряній лінії з номінальною напругою =115 кВ завдовжки Lл=16 км, споживачі I і II категорії, тому кількість ланцюгів лінії =2. На підстанції встановлено два силові трансформатори потужністю =80 МВА. По [2], чи табл. А1, додатків вибираються два трансформатори одного типу. Данні трансформатора приведені в табл.1.1.
Таблиця 1.1
Параметри трансформатора
|
Трансформатор |
Номінальна потужність, Sнтр, МВА40,0 |
Середня номінальна напруга, кВ |
Напруга короткого замикання UК, % 11,5 |
170,0Втрати короткого замикання PК, кВт |
30,0Втрати холостого ходу, Рх, кВт |
Струм холостого ходу, Iх, % |
9,01,5Границі регулвання напруги, ±nстЧUст |
|||||
|
ТРДЦН-80000/115 |
80 |
115/10,5 |
10,5 |
310 |
70 |
0,6 |
9 |
1,78 |
% |
Наявність букви "Р" в позначенні трансформатора означає, що це трансформатор з розщепленою обмоткою низької напруги.
Трансформатори живлять споживачів I і II категорії. Тому приймальна підстанція повинна мати не менше двох трансформаторів. В аварійній ситуації при відключенні одного з трансформаторів інший трансформатор повинен нести навантаження до 1,4 номінальної потужності трансформатора·. При цьому повинно бути дотримано умову:
. (1.1)
Максимальне навантаження трансформатора, МВА,
=1,4•80=56,0112. (1.2)
1.2 Вибір схеми приєднання силового трансформатора до мережі
Приєднання знижувальних трансформаторів до живлячої лінії або шин може здійснюватися відповідно до Правил [1] з допомогою:
вимикачів, здатних відключати струми к з.;
плавких запобіжників або відкритих плавких вставок;
автоматичних віддільників або вимикачів навантаження, призначених для відключення трансформатора в безструмову паузу.
Рис.1.1 Схеми приєднання знижувального трансформатора до живлячої мережі: за допомогою вимикача (а) і віддільника з короткозамикачем (б і в)
Приєднання до мережі знижувальних трансформаторів з вищою напругою 110 кВ здійснюється, головним чином через віддільникі у зв'язку з високою вартістю і складністю обслуговування вимикачів 110 кВ. Для відключення пошкодженого трансформатора від мережі необхідна безструмова пауза, під час якої відключається віддільник. Для створення безструмовой паузи застосовується короткозамикач КЗ (рис.1.1, в).
Розрахункова схема з двох обмотковими трансформаторами представлена на рис.1.2, а; з двох обмотковими трансформаторами з розщепленням вторинної обмотки на рис.1.2, б (масляні вимикачі Q12, Q22, Q32 відключені).
На представленій схемі завдання позначені короткозамикачі QN1, QN2 і віддільники QR1, QR2. Короткозамикач QN1, QN2 призначений для створення штучного замикання на землю на живлячих лініях при пошкодженнях в трансформаторі і на лініях підстанції. Віддільник QR1, QR2 призначений для автоматичного відключення ланцюга при зникненні в ньому струму. Процес відключення пошкодженого трансформатора відбувається таким чином. При виникненні пошкодження в трансформаторі, наприклад Т1, його захист включає короткозамикач QN1. Штучне коротке замикання к. з. відключається головним вимикачем Q11. У безструмову паузу відбувається відключення віддільника QR1.
Мережі 110 кВ працюють із заземленою нейтраллю, для забезпечення надійного відключення штучного к. з. досить поставити короткозамикач в одну фазу з тим, щоб створити однофазне к. з., до якого захист ввідного вимикача Q11 має необхідний коефіцієнт чутливості на спрацьовування (див. рис.1.1). На підставі аналізу вище приведених схем приєднання знижуючого трансформаторак живлячої мережі і початкових даних завдання на курсовий проект для подальших розрахунків приймаємо схему включення, приведену на рис.1.1, в.
Рис.1.2 Розрахункова схема з двох обмотковими трансформаторами з вторинними розщепленими обмотками
релейний захист трансформатор навантаження
2. Аналіз пошкоджень і ненормальних режимів роботи об'єкту
Електричні машини і апарати, повітряні і кабельні лінії електропередачі і інші елементи енергосистеми при протіканні електричного струму нагріваються і знаходяться під впливом високої напруги. Під впливом температури ізоляція електроустаткування старіє, при цьому знижується її електрична міцність, що може привести до коротких замикань в електричній системі.
Найбільш небезпечними і частими видами пошкоджень є короткі замикання між фазами електроустановок і короткі замикання фази на землю. Мають місце випадки пошкодження, що одночасно супроводжуються к. з. і обривом фаз. У силових трансформаторах разом з міжфазними к. з. і замиканнями на землю можуть мати місце замикання між витками однієї фази обмотки трансформатора.
Унаслідок виникнення к. з. порушується нормальна робота системи електропостачання з можливим виходом генераторів з синхронізму і порушенням нормальної роботи споживачів. Небезпека для елементів мережі представляє динамічну і термохімічну дію струмів к. з. як безпосередньо в місці пошкодження, так і при протіканні по непошкодженому устаткуванню. Для зменшення розмірів пошкоджень і запобігання розвитку аварій від струмів к. з. необхідно швидко відключити пошкоджену ділянку.
Однофазні замикання на землю в мережах з малим струмом замикання на землю не супроводжуються виникненням великих струмів в місці пошкодження. Це характерно для систем з ізольованою нейтраллю (мережі 35 кВ). Звичайно ці струми не перевищують декількох десятків ампер. Міжфазні напруги при цьому виді пошкодження залишаються такими ж, як і в нормальному режимі, і робота системи електропостачання не порушується. Тому при однофазних замиканнях на землю немає особливої необхідності в швидкому відключенні пошкодженої ділянки. Проте, цей режим роботи не можна вважати нормальним, так як в цьому випадку напруга непошкоджених фаз щодо землі зростає і є небезпека переходу однофазного замикання на землю в міжфазне к. з. Тому в мережах з ізольованою нейтралю передбачається пристрій контролю ізоляції, а час дії струму к. з., згідно вимог ПУЭ і ПТЭ не повинно перевищувати 2,5 годин.
3. Попередній вибір захисту
Для захисту лінії згідно вимог ПУЭ [1], пункт ІІІ-П-93 вибираємо від міжфазних і наскрізних ("сквозных” рос.) струмів к. з. струмовий двоступінчатий захист.
I ступінь - неселективна струмкова відсічка ("неселективне” з тієї причини, що лінія одна)
II ступінь - максимальнострумовий захист (МСЗ) з незалежною витримкою часу.
Максимальнострумовий захист (МСЗ) для ліній електропередач має найбільш широкого поширення в радіальних мережах з одностороннім живленням всіх напруг, а в мережах менш ніж 10 кВ він є основним захистом.
При цьому існує два виду струмового захисту:
1) МСЗ з витримкою часу, в якому селективність забезпечується налаштуванням одного захисту від іншого по мережі різними уставками часу спрацьовування, наростаючими в напрямку до джерела живлення;
2) миттєве відсічення, в якому селективність забезпечується різними уставками струму спрацьовування, також наростаючими в напрямку до джерела живлення.
При цьому схеми МСЗ бувають з незалежною від струму витримкою часу (використовуються миттєві електромагнітні реле струму серії PT - 40 і реле часу з годинниковим механізмом) і із залежною характеристикою витримок часу (використовуються індуктивні реле струму серії PT - 80); крім того захист можна виконувати на постійному або змінному оперативному струмі. У реагуючій частині бувають двофазні, двохрелейні (на лініях 35 кВ) і трифазні трьохрелейні (на лініях 110 кВ).
Згідно ПУЭ, п.3.2.16; п.3.2.98; п.3.2.101 [1] на лініях з одностороннім живленням рекомендується застосовувати від міжфазних коротких замикань двоступінчатий струмовий захист, перший ступінь якого виконується за принципом струмового відсічення без витримки часу другий ступінь - MT3 з витримкою часу, відбудованого від часу дії подальшого по мережі захисту. Таке рішення забезпечить миттєве відключення лінії, що захищається, і дальнє резервування подальшої по мережі лінії у разі відмови її захисту або вимикача.
У даному курсовому проекті виконується розрахунок двоступінчатого струмового захисту на постійному оперативному струмі з незалежною витримкою часуУ три релейний захист для лінії з напругою 110 кВ (схема повної зірки, рис.3.2) і з реле струму серії PT-40 і реле часу серії ЭВ - 100.
Для три релейної схеми (рис.3.2) основні реле: пусковий орган - струмові реле КА; орган часу - реле часу КТ. Допоміжні реле: KL - проміжне реле; KH - вказівне реле.
Рис.3.1, а. Три релейна схема (струмові ланцюги) для лінії з напругою 110 Кв
Рис.3.1, б. Три релейна схема (ланцюги оперативного струму) для лінії з напругою 110 кВ
Струмові реле КА1, КА2, КА3 типу РТ-40 здійснюють перший ступень захисту - неселективну струмкову відсічку. Струмові реле КА4, КА5, КА6 типу РТ-40 здійснюють другий ступень захисту - максимальний струмів захист (МСЗ) з незалежною витримкою часу. Далі принцип спрацювання три релейної схеми такий же як і двохрелейної схеми.
Для захисту трансформатора передбачаються такі види захисту.
1. Від всіх видів к. з. в обмотках і на виводах трансформатора передбачається подовжній диференціальний захист, що приєднується на стороні вищої напруги до вбудованих у силовий трансформатор трансформаторів струму, а на стороні нижчої напруги до трансформаторів струму, що встановлюються в чарунках ("ячейках" рос.) вимикачів 11 кВ.
2. Від замикань усередині бака маслонаповнених трансформаторів, які супроводжуються виділенням газу, передбачається газовий захист з двома ступенями дії на сигнал і на відключення.
3. Від зовнішніх к. з. на високої стороні захищає струмовий захист лінії; на низької сторони передбачається максимальний струмовий захист з незалежною витримкою часу, встановлений з боку обмоток низької напруги трансформатора. Виконання захисту двофазне, двох релейне при включенні трансформаторів струму в неповну зірку.
4. Від перевантажень обмоток трансформатора передбачається максимальний струмовий захист з незалежною витримкою часу, що діє на сигнал. Цей вид захисту суміщений в одній схемі з попереднім максимальним струмовим захистом і вимагає установки додаткового реле.
Для диференціального захисту трансформаторів використовують два основних типу реле:
РНТ - 565 (PCT - 15 - аналог в електронному виконанні) - реле з трансформатором, що швидко насичується, (ШНТ), що забезпечує настроєння від сплесків струму небаланса в первинний момент зовнішнього к. з. і струму намагнічення трансформатора при включенні його в мережу;
ДЗТ - 11 - реле з гальмуванням, в якому настроєння від струмів небаланса при зовнішніх к. з. і намагнічення трансформатора при включенні його в мережу, забезпечується не тільки ШНТ, але і наявністю гальмівної обмотки (яка загрубляет реле в режимі зовнішнього к. з.), що підключається до трансформаторів струму, встановлених з боку навантаження трансформатора, тобто для дво обмоткових знижувальних трансформаторів - це сторона низької напруги (НН);
Рекомендації по застосуванню вказаних реле:
реле РНТ - 565 (РСТ - 15) для захисту двообмоткових трансформаторів без розщеплення вторинної обмотки з номінальною потужністю 25 МВА при задовільної чутливості;
реле ДЗТ - 11 у разі неможливості застосування по чутливості реле РНТ - 565, а також для всіх трансформаторів з 63 МВА при задовільній чутливості;
Диференціальний захист, газовий захист і максимальний струмовий захист МСЗ з боку живлення діють на включення короткозамикача QN1 і відключення ввідного вимикача Q11 (див. рис.1.2). Максимальний струмовий захист МСЗ обмоток низької напруги трансформатора діє на відключення власного масляного вимикача (Q21 чи Q31) при замиканнях на шинах в мережі із сторони низької напруги з = 6,3 кВ.
У даному курсовому проекті для диференціального захисту використовуємо реле РНТ-565.
4. Вибір реле захисту лінії високої напруги
4.1 Розрахунок струмів короткого замикання при роботі системи з максимальним навантаженням
Розрахунок проводимо для одного блоку ”лінія - трансформатор”, оскільки інший блок аналогічний першому. Розрахунок струмів при трифазному короткому замиканні проводять в наступному порядку:
1. Для даної установки складають розрахункову схему. Розрахункова схема - це однолінійна схема електроустановки з вказівкою тих елементів і їх параметрів, які впливають на значення струму короткого замикання і тому повинні враховуватися при виконанні розрахунків. Розрахункова схема установки повинна відображати нормальний режим роботи. На розрахунковій схемі (рис.4.1) намічають розрахункові точки короткого замикання - так, щоб апарати і провідники потрапляли в найбільш важкі умови роботи. У приведених схемах передбачена роздільна робота трансформаторів по низькій стороні.
2. По розрахунковій схемі складають схему заміщення, замінюючи електромагнітні зв'язки електричними, джерела вводять в схему заміщення як електрорушійні сили (е. р. с.) і опори, решта елементів - як опори. Розрахунок струмів короткого замикання можна вести як в іменованих, так і у відносних одиницях. Розрахунок проводимо в іменованих одиницях.
Для спрощення розрахунків для кожного електричного ступеню замість дійсної напруги на шинах указуємо середню напругу , кВ, згідно шкалі: 770; 515; 340; 230; 154; 115; 37; 24; 20; 18; 15,75; 13,8; 10,5; 6,3; 3,15.
Приймаємо для високої напруги (номінальна напруга 115 кВ) =115115 кВ.
Приймаємо для низької напруги (номінальна напруга 11 кВ) =1111кВ.
За базову напругу приймаємо =115115кВ.
На розрахунковій схемі намічають точки К1, К2, К3, в яких передбачається к. з. (див. рис.4.1). Для вибраної точки к. з. складають еквівалентну електричну схему заміщення (рис.4.2). Схемою заміщення називають електричну схему, відповідну за початковими даними розрахунковій схемі, але в якій всі магнітні (трансформаторні) зв'язки замінені електричними. У установках напругою вище 1000 В результуючий активний опір електротехнічної установки значно менше результуючого реактивного опору , отже в електричній схемі заміщення для установок напругою вище 1000 В активним опором нехтують.
Опір системи в максимальному режимі роботи, приведений до базової напруги =115 кВ, Ом,
=1152/575=40,6923 (4.1)
Середній розрахунковий питомий опір проводу для повітряних ліній напругою від 6 до 220 кВ порівнює 0,4 Ом/км, тому для =115 кВ приймаємо: =0,40,4 Ом/км.
Опір лінії електропередачі від системи до підстанції (до Т1), Ом,
=0,4•1• (115/115) 2=2,406,4. (4.2)
де - довжина лінії, км, (завдання на курсову роботу).
Опір системи і лінії електропередачі до точки к. з. К2, Ом,
=23+6,4=43,0929,4. (4.3)
|
Потужність короткого замикання на шинах системи =575 МВА (завдання на курсову роботу) |
||
|
Середня номінальна напруга з високої сторони =115 кВ |
||
|
Реактивний опір та довжина ділянки мережі = км (завдання на курсову роботу) =0,4 Ом/км |
||
|
=115 кВ |
||
|
Номінальна потужність трансформатора =80 МВА (завдання на курсову роботу) Напруга короткого замикання трансформатора =11,5% (табл.1.1) |
||
|
Середня номінальна напруга з низької сторони =10,5 кВ |
Рис.4.1 Розрахункова схема для визначення струмів к. з. для підстанції з двообмотковим трансформатором
Опір обмотки високої напруги двох обмоткового трансформатора з розщепленням вторинної обмотки (з буквою ”Р” в позначені табл.1.1), Ом,
=0,125•11,5•1152/ (100•80) =0,492,17. (4.4)
Опір обмотки низької напруги двохобмоткового трансформатора з розщепленням вторинної обмотки (з буквою ”Р” в позначені табл.1.1), Ом,
=1,75•11,5•1152/ (100•80) =6,8930,38. (4.5)
Результуючий опір трансформатора з розщепленням вторинної обмотки, Ом,.
=2,17+30,38=7,3832,55. (4.6)
Приймаємо результуючий опір трансформатора =7,3832,55 Ом.
|
Схема заміщення |
Розрахункові данні для іменованих одиниць |
|
|
Реактивний опір енергосистеми 1/23 |
||
|
Реактивний опір ділянки 2/6,4 |
||
|
==115 кВ |
||
|
Результуючий реактивний опір трансформатора 3/32,55 |
Рис.4.2 Схема заміщення для визначення струмів к. з. для блока "лінія-трансформатор”
Опір ланцюга системи до точки К3, Ом,
=29,4+32,55=263,5161,95. (4.7)
Розрахунок струмів короткого замикання при роботі системи в режимі максимального навантаження
Струм трифазного короткого замикання в точці К1, кА,
=115/ (1,73•23) =1,632,89. (4.8)
Струм трифазного короткого замикання в точці К2, кА,
=115/ (1,73•29,4) =1,542,26. (4.9)
Струм трифазного короткого замикання в точці К3, кА,
=115/ (1,73•61,95) =0,251,07. (4.10)
Визначаємо струми двухфазних коротких замикань. Струм двохфазного короткого замикання в точці К1, кА,
= (1,73/2) • 2,89=1,412,49. (4.11)
Струм двохфазного короткого замикання в точці К2, кА,
= (1,73/2) • 2,26=1,331,95. (4.12)
Струм двохфазного короткого замикання в точці К3, кА,
= (1,73/2) • 1,07=0,220,93. (4.13)
4.2 Розрахунок струмів короткого замикання при роботі системи в режимі мінімального навантаження
Режим мінімального навантаження системи (або мінімальний режим роботи системи, що живить трансформатор,) відрізняється від максимального режиму (звичайно відповідного нормальному) меншою кількістю живлячих ліній, меншою потужністю генеруючих джерел.
Мінімальна потужність короткого замикання на шинах системи живлення (по завданню ), МВА
=0,85•575=276488,75 (4.14)
Опір системи в мінімальному режимі роботи, Ом,
=1152/488,75=47,9227,06 (4.15)
Опір лінії електропередачі від системи до підстанції (до трансформатора Т1), Ом, із (4.2) =2,406,4.
Опір системи і лінії електропередачі до точки к. з. К2, в мінімальному режимі роботи, Ом,
=27,06+6,4=50,3233,46. (4.16)
Результуючий опір трансформатора, Ом, із (4.6) =32,54.
Опір ланцюга системи до точки К3, в мінімальному режимі роботи, Ом,
=33,46+32,54=270,74066. (4.17)
Розрахунок струмів короткого замикання при роботі системи в режимі мінімального навантаження.
Струм трифазного короткого замикання в точці К1 в мінімальному режимі роботи, кА,
=115/ (1,73•27,06) =1,392,46. (4.18)
Струм трифазного короткого замикання в точці К2 в мінімальному режимі роботи, кА,
=115/ (1,73•33,46) =1,321,98. (4.19)
Струм трифазного короткого замикання в точці К3 в мінімальному режимі роботи, кА,
=115/ (1,73•66) =0,251,01. (4.20)
Визначаємо струми двухфазних коротких замикань. Струм двохфазного короткого замикання в точці к1 в мінімальному режимі роботи, кА,
= (1,73/2) •2,46=1,202,13. (4.21)
Струм двохфазного короткого замикання в точці К2 в мінімальному режимі роботи, кА,
= (1,73/2) • 1,98=1,141,71. (4.22)
Струм двохфазного короткого замикання в точці К3 в мінімальному режимі роботи, кА,
= (1,73/2) • 1,01=0,220,87. (4.23)
Результати розрахунків зводимо в табл. 4.1.
Таблиця 4.1
|
Струм к. з. \ Точки к. з. |
К1 |
К2 |
К3 |
|
|
2,89 |
2,26 |
1,07 |
||
|
2,49 |
1,95 |
0,93 |
||
|
2,46 |
1,98 |
1,01 |
||
|
2,13 |
1,71 |
0,87 |
4.3 Вибір трансформаторів струму
Максимальний робочий струм лінії, А,
=1,4•80•103/ (1,73•115) =44,3562,96 А (4.24)
Струмове відсічення і максимальний струмовий захист МСЗ підключаються до трансформаторів струму на стороні 115 кВ ТА11, ТА12, рис. 1.1.
За набутим значення =562,96 А вибираємо із справочника [2] табл. Б.1 [9] і приводимо в табл. 4.2 трансформатор струму (ТА11, ТА12, рис. 1.1)
Таблиця 4.2
Параметри трансформаторів струму для напруги 115 кВ для внутрішньої і зовнішньої установки
|
Тип |
Номінальний струм, А, |
Коефі-цієнт трансформації, |
Струм електродінамічної стійкості, кА |
Термічна стійкість |
Номінальна гранична кратність вторинної обмотки для захисту, |
|||
|
первинний,50| |
Вторинний, 5| |
Допустимий струм, кА |
Допустимий час, с |
|||||
|
ТФЗМ110Б-1 |
600 |
5 |
120 |
126 |
26 |
3 |
20 |
Коефіцієнт трансформації трансформатора струму ТА11, ТА12
=600/5=10120. (4.24а)
4.4 Розрахунок струмової відсічки лінії високої напруги
Однією з ознак виникнення к. з. є збільшення струму в лінії. Ця ознака використовується для виконання захисту, званому струмовим. Струмовий захист приходить в дію при збільшенні струму у фазах лінії понад певного значення. Як реле, що реагують на зростання струму, служать максимальні струмові реле. Струмовий захист підрозділяється на максимальний струмовий захист і струмову відсічку. Головна відмінність між цими захистами полягає в способі забезпечення селективності. Селективність дії максимального захисту досягається за допомогою витримки часу. Селективність дії струмової відсічки забезпечується відповідним вибором струму спрацьовування.
Розрахуємо першу ступінь захисту лінії - струмову відсічку. Струмова відсічка є різновидом струмового захисту, що дозволяє забезпечити швидке відключення к. з. Струмові відсічки підрозділяються на відсічки миттєвої дії і відсічки з витримкою часу (близько 0,3-0,6 с).
По умові селективності, струм спрацьовування відсічки вибирається більше максимального значення струму к. з. в кінці ділянки, що захищається (точка К3), кА, [3]:
=1,3•1,07=0,3251,39, (4.25)
де - коефіцієнт надійності струмової відсічки, що враховує похибку в розрахунку струму к. з. і похибку в струмі спрацьовування реле, =1,3;
- максимальний струм трифазного короткого замикання в точці К3, А, (4.10).
Перевіряємо коефіцієнт чутливості відсічки в точці К1.
=2,49/1,39=4,341,79. (4.26)
Так як =1,79>1,5, то захист задовільняє вимогам роботи мережі.
Зону дії струмової відсічки визначимо графічно (рис.4.3.). Для цього необхідно визначити струми к. з. на відмітці по аналогії з попередніми розрахунками (де - довжина ділянки лінії, =16 км). Струми к. з. в точках К1, К2, К3 відомі. Опір лінії електропередачі до відмітки , Ом,
=6,4/2=1,203,2 (4.27)
Опір системи і лінії електропередачі до відмітки при роботі системи в режимі максимального навантаження, Ом,
=23+3,2=41,8926,2. (4.28)
Струм трифазного короткого замикання на відмітці при роботі системи в режимі максимального навантаження, кА,
=115/ (1,73•26,2) =1,592,54. (4.29)
Опір системи і лінії електропередачі до відмітки при роботі системи в режимі мінімального навантаження, Ом,
=27,06+3,2=49,1230,26. (4.30)
Струм трифазного короткого замикання на відмітці при роботі системи в режимі мінімального навантаження, кА,
=115/ (1,73•30,26) =1,352,2. (4.31)
В табл. 4.3 приведено результати розрахунків струмів для автоматизованої побудови зони дії струмкової відсічки за допомогою програми ”Excel”
Таблиця 4.3а
Найменування струмів, (позначення розрахункових формул)
|
0 |
0,5 |
1 |
1,45 |
|
|
, (4.8) |
, (4.29) |
, (4.9) |
, (4.10) |
|
|
, (4.18) |
, (4.31) |
, (4.19) |
, (4.20) |
|
|
, (4.25) |
, (4.25) |
, (4.25) |
, (4.25) |
Таблиця 4.3б
Чисельні значення струмів
|
0 |
0,5 |
1 |
1,45 |
|
|
2,89 |
2,54 |
2,26 |
1,07 |
|
|
2,46 |
2,2 |
1,98 |
1,01 |
|
|
1,39 |
1,39 |
1,39 |
1,39 |
За одержаними даними табл. 4.3б будуємо криві зміни струмів к. з. на рис.4.3 Зона спрацювання відсічки знаходиться на всій довжини лінії від точок К1 до К2 (так як криві 1 і 2 знаходяться вище кривої 3). Відсічка не спрацьовує при короткому замиканню в точці К3 (так як криві 1 і 2 в точці К3 знаходяться нижче кривої 3)
Струм спрацьовування реле струмової відсічки, А,
=1•1,39•103/120=3311,58. (4.32)
де - коефіцієнт схеми при підключення трансформатора струму ТА11, =1;
- струм спрацьовування відсічки, А, із (4.25)
- коефіцієнт трансформації трансформатора струму на початку лінії ТА11, з (4.24а).
За набутим значенням струму спрацьовування реле вибираємо із табл. А3 реле РТ-40 і приводимо в табл. 4.4 його характеристики (див. додаток В [9]).
При >200 А необхідно вибрати трансформатор струму ТА11 на більший номінальний первинний струм з табл. Б.1 [9]. Технічні параметри вибраного трансформатора струму вставити в табл. 4.2 і повторити розрахунки (4.24а), (4.32).
Рис.4.2 Графічне визначення зони дії струмового відсічення:
|
- струм трифазного короткого замикання в максимальному режимі, |
||
|
- струм трифазного короткого замикання в мінімальному режимі, |
||
|
- струм спрацювання відсічки, =1,39 кА |
Таблиця 4.4
Параметри реле РТ-40 для токової відсічки лінії високої напруги 115 кВ
|
Реле |
Діапазон уставок, А |
З'єднання котушок |
Споживана потужність при струмі мінімальної уставки, ВА |
||||||
|
послідовне |
паралельне |
||||||||
|
Струм спрацювання, А |
Термічна стійкість, А |
Струм спрацювання, А |
Термічна стійкість, А |
||||||
|
тривало |
протягом 1 с |
тривало |
протягом 1 с |
||||||
|
РТ-40/20 |
5-20 |
5-10 |
19 |
400 |
10-20 |
38 |
800 |
0,5 |
З'єднання котушок реле паралельне. Уставка на спрацьовування реле =11,58 А.
4.5 Розрахунок максимального струмового захисту лінії високої напруги
Струм спрацьовування максимального струмового захисту МСЗ розраховують з умови відстроєння від робочого максимального струму навантаження, А,:
=1,2•1,5•562,96/0,85=187,61192,15 (4.33)
де - коефіцієнт надійності, =1,2;
- коефіцієнт самозапуску, =1,5;
=1,52 для диференційного захисту трансформаторів згідно з наступними джерелами:
1. "Справочник по проектированию электроснабжения" под ред. Ю.Г. Рыбина, Л.Е. Федотова, М.Г. Зименкова и др., Энергоатомиздат, М.: 1990 стр.470, 473
2. ПУЭ §3.2.21, изд. 1985 г.
- максимальний робочий струм лінії з (4.24);
- коефіцієнт повернення, =0,85.
Перевірка чутливості максимального струмового захисту МСЗ
=2,13•103/1192,15=6,41,79 (4.34)
де - струм двохфазного короткого замикання в точці К1 в мінімальному режимі роботи, кА, з (4.21);
- струм спрацьовування максимального струмового захисту, А,
з (4.33).
Перевіряємо виконання умови =1,79>1,5. Умова виконується. Чутливість МСЗ достатня.
Струм спрацьовування реле максимального струмового захисту, А,
=1•1192,15/120=18,89,9. (4.35)
де - коефіцієнт схеми при підключенні трансформатора струму ТА11, =1;
- струм спрацьовування максимального струмового захисту, А, із (4.33)
- коефіцієнт трансформації трансформатора струму на початку лінії ТА11, з (4.24а).
За набутим значенням струму спрацьовування реле максимального струмового захисту вибираємо із табл. Д1 [9], реле РТ-40 і приводимо в табл.4.5 його характеристики.
Таблиця 4.5
Параметри реле РТ-40 для максимального струмового захисту лінії високої напруги 115 кВ
|
Реле |
Діапазон уставок, А |
З'єднання котушок |
Споживана потужність при струмі мінімальної уставки, ВА |
||||||
|
послідовне |
паралельне |
||||||||
|
Струм спрацювання, А |
Термічна стійкість, А |
Струм спрацювання, А |
Термічна стійкість, А |
||||||
|
тривало |
протягом 1 с |
тривало |
протягом 1 с |
||||||
|
РТ-40/10 |
2,5-10 |
2,5-5 |
17 |
400 |
5-10 |
34 |
800 |
0,5 |
З'єднання котушок реле паралельне. Уставка на спрацьовування реле 9,9 А.
5. Розрахунок захисту трансформатора
5.1 Розрахунок диференціального захисту трансформатора
Диференціальний захист силових трансформаторів виконують в основному на реле серії РНТ і Д3Т. Розрахунок захисту складається у визначенні струмів спрацювання захисту і реле, числа витків обмоток реле і коефіцієнта чутливості. Первинний струм спрацювання захисту з реле РНТ-565 вибирають за умовами відбудови від кидка струму намагнічення при увімкненні ненавантаженого силового трансформатора Т1 під напругу і максимального струму небалансу при зовнішніх к. з. Необхідно попередньо ознайомитися з додатком В.
5.1.1 Визначаємо номінальні струми силового трансформатора Т1 по його номінальній потужності .
Струм обмотки силового трансформатора з високої сторони 115 кВ, А,
=80•103/ (1,73•115) =31,7402,11 (5.1)
Струм однієї розщепленої обмотки силового трансформатора з низької сторони 10,5 кВ, А,
=80•103/ (2•1,73•10,5) =1835,02202. (5.2б)
Приймаємо струм обмотки силового трансформатора з низької сторони =18352202А.
5.1.2 Визначаємо коефіцієнт трансформації трансформаторів струму і вибираємо стандартні трансформатори для диференціального захисту силового трансформатора Т1.
Визначаємо коефіцієнт трансформації трансформаторів струму для високої сторони 115 кВ (ТА21, ТА22, див. рис.1.1 і рис.5.1) і для низької сторони 10,5 кВ (ТА31, ТА41, ТА32, ТА42) з умови, що трансформатори струму повинні тривало допускати протікання номінального струму силового трансформатора, що захищається, і забезпечити рівність струмів в плечах захисту (див. рис.5.1).
Силовий трансформатор Т1 має з'єднання фазних обмоток з високої сторони 115 кВ в зірку, а з низької сторони 10,5 кВ має з'єднання фазних обмоток в трикутник. Тому для компенсації кутового зрушення трансформатори струму ТА21, ТА22 на стороні високої напруги (115 кВ) сполучаємо в трикутник, а на стороні низької напруги трансформатори струму ТА31, ТА41, ТА32, ТА42 (10,5 кВ) - в неповну зірку. Тому приймаємо коефіцієнт з'єднання трансформаторів струму на високій стороні ==1,73, на низької стороні =1.
Розрахунковий коефіцієнт трансформації трансформатора струму ТА21, що підключено до сторони високої напруги 115 кВ силового трансформатора,
=402,11•1,73/5=217,7139,13. (5.3)
де - номінальний вторинний струм трансформатора струму, =5 А.
З метою підвищення надійності захисту, для зменшення повних погрішностей трансформаторів струму приймаємо завищений коефіцієнт трансформації в порівнянні з розрахунковим, тим самим знижуємо кратність струмів короткого замикання і одночасно збільшуємо можливість тривалого перевантаження трансформатора струму. Таким чином, коефіцієнт трансформації стандартного трансформатора струму ТА21 , що підключено до сторони високої напруги силового трансформатора повинен бути більше розрахункового коефіцієнта трансформации =139,13, >
Приймаємо =300150.
Первинний струм стандартного трансформатора струму ТА21, що підключено до сторони високої напруги силового трансформатора, А,
=150•5=1500750. (5.4)
За прийнятим значення =750 А вибираємо із табл. Б.2 додатка Б і приводимо в табл.5.1 параметри стандартного трансформатора струму (для ТА21, ТА22, рис.1.1, рис.5.1).
Таблиця 5.1.
Параметри трансформаторів струму для напруги 115 кВ ТА21, ТА22, що вбудовані в силові трансформатори
|
Тип |
Номінальний струм, А, |
Коефіцієнт трансформації, |
Струм електродінамічної стійкості, кА |
Термічна стійкість |
Номінальна гранична кратність вторинної обмоткидля захисту, |
|||
|
первинний,, рис.5.1| |
вторинний, , рис.5.1| |
Кратність струму |
Допустимий час, с |
|||||
|
ТВТ110-І-600/5 |
600 |
5 |
120 |
- |
25 |
3 |
20 |
Кількість трансформаторів на одному вводі - 2. Номінальний клас точності для захисту - 10Р.
Для сторони низької напруги (6,3 кВ) приймаємо схему з'єднання паралельно на суму струмів двох розщеплених обмоток силового трансформатора Т1 (див. рис.5.1). Таким чином, розрахунковий коефіцієнт трансформації трансформаторів струму ТА31, ТА41 що підключено до сторони низької напруги силового трансформатора Т2
=2202/5=367,0440,4. (5.5б)
Приймаємо розрахунковий коефіцієнт трансформации трансформаторів струму ТА31, ТА41 що підключено до сторони низької напруги силового трансформатора Т1 з формули (5.7а) або (5.7б) в залежності від типу трансформатора згідно табл.1.1 (без розщеплення (5.7а), з розщепленням (5.7б)) =367441
Рис.5.1 Паралельне з'єднання вторинних обмоток трансформаторів струму ТА31 і ТА41 для двох розщеплених обмоток силового трансформатора Т1
Коефіцієнт трансформации стандартного трансформатора струму , що підключено до сторони низької напруги силового трансформатора повинен бути більше розрахункового коефіцієнта трансформации =441, >
Приймаємо =400600
Первинний струм стандартного трансформатора струму ТА21, що підключено до сторони низької напруги силового трансформатора, А,
=600•5=20002000. (5.6)
За прийнятим значення =2000 А вибираємо із табл. Б.3 і приводимо в табл.5.2 параметри стандартного трансформатора струму (для ТА31, ТА41, ТА32, ТА42, рис.1.1)
Таблиця 5.2
Параметри трансформаторів струму для напруги 6,3 кВ для внутрішньої і зовнішньої установки.
|
Тип |
Номінальний струм, А, |
Коефіцієнт трансформації, |
Струм електродінамічної стійкості, кА |
Термічна стійкість |
Номінальна гранична кратність вторинної обмотки для захисту, |
|||
|
первинний,, рис.5.1| |
вторинний, , рис.5.1| |
Допустимий струм, кА |
Допустимий час, с |
|||||
|
ТШЛ-10 |
3000 |
5 |
600 |
- |
35 |
3 |
25 |
Трансформатор має обмотки: першу - класу 0,5 для вимірювальних приладів (для амперметра, струмової обмотки ватметра або лічильника електроенергії); другу обмотку - класу 10Р (призначаються для релейного захисту).
5.1.3 Визначаємо струми в плечах диференціального захисту силового трансформатора Т1
Вторинний струм в плечі захисту, що підключено до сторони високої напруги 115 кВ силового трансформатора Т1 (див. рис.5.1), А,
=402,11•1,73/120=3,65,79. (5.7)
Вторинний струм в плечі захисту, що підключено до сторони низької напруги 6,3 кВ силового трансформатора Т1 (див. рис.5.1), А,
=2•2202/400=9,27,34. (5.8)
Маємо два плеча диференціального захисту силового трансформатора Т1 з циркулюючими струмами: =5,79 А і =7,34 А. Плече з більшим струмом називається основним.
Доцільно відмітити, що вторинний струм стандартних трансформаторів струму ТА3, ТА4, що встановлені в розщеплені обмотки (рис.5.1б), не перевершує 5 А:
=7,34/2=4,63,67<5 А. (5.9)
5.1.4 Вибирається струм спрацьовування диференціального захисту
Він повинен бути відбудований від максимального струму небалансу при зовнішньому короткому трифазному замиканні на однієї із секцій шин 6,3 кВ (перша умова) і він повинен бути відбудований від первинного кидка струму намагнічування при включенні не навантаженого силового трансформатора Т1 (друга умова). Таким чином перевіряємо можливість застосування диференціального захисту без гальмування з реле РНТ - 565 за двома умовами.
Для виконання першої умови визначаємо максимальний струму небалансу при зовнішньому короткому замиканні
При зовнішніх к. з. забезпечити повний баланс вторинних струмів і , що поступають в реле РТ (див. рис.5.1), не вдається. Унаслідок нерівності вторинних струмів і в реле РТ при зовнішніх к. з. з'являється струм небалансу , який може викликати неправильну роботу захисту. Нерівність вторинних струмів і обумовлюється:
1) погрішністю трансформаторів струму;
2) зміною коефіцієнта трансформації силового трансформатора при регулюванні напруги при експлуатації трансформатора;
3) неповною компенсацією нерівності вторинних струмів в плечах захисту при настройці реле РНТ - 565;
4) наявністю намагнічуючого струму силового трансформатора, що вносить спотворення ("искажения" рос.) в його коефіцієнт трансформації.
Кожна з цих причин породжує свою складову небалансу . Проаналізуємо ці причини і ці складові.
1. Складова небалансу викликається наявністю погрішностей від струмів намагнічення трансформаторів струму ТА2, ТА3, ТА4, що живлять захист (рис.5.1). Ця складова струму небалансу має найбільшу величину і є основною.
2) Складова небалансу з'являється при зміні коефіцієнта трансформації силового трансформатора. На силових трансформаторах передбачаються відгалуження, що дозволяють змінювати в межах =5% від номінального (середнього) значення для регулювання напруги в мережі без збудження (ПБЗ, після відключення усіх обмоток від мережі). У трансформаторів з регулюванням N під навантаженням (РПН, без відключення обмоток від мережі) =10-15%. При зміні N компенсація струмів порушується і в диференціальному реле з'являється струм небалансу . Звичайно параметри компенсуючого пристрою в реле РНТ - 565 підбираються для середнього значення N. При відхиленні від нього на з'являється струм небалансу.
3) Складова небалансу , що виникає при неточній компенсації струмів плечей і (див. рис.5.1). Цей небаланс з'являється в тих випадках, коли регулюючі можливості компенсуючого пристрою в реле РНТ - 565 не дозволяють підібрати розрахункові значення числа витків обмотки насичуючого трансформатора реле РНТ - 565, які необхідні для повної компенсації.
4) Складова небалансу, що обумовлена наявністю струму намагнічення у силового трансформатора. Струм намагнічення порушує розрахункове співвідношення між первинним і вторинним струмами силового трансформатора, і викликає струм небалансу = трансформатора.
У нормальному режимі силового трансформатора не перебільшує 1 - 5% номінального струму; при к. з. струм намагнічення зменшується; при несталому режимі, пов'язаному з раптовим збільшенням напруги на трансформаторі, струм намагнічення силового трансформатора різко зростає. У режимі навантаження і к. з. звичайно не враховується із-за малої величини його.
Таким чином, повний струм небалансу в диференціальному захисті трансформаторів при зовнішніх к. з. визначається в основному і . Таким чином визначаємо первинний струм спрацьовування захисту (в амперах, А) по умові відстройки від максимального струму небалансу при зовнішньому трифазному к. з. на шинах низької напруги (6,3 кВ), по формулі, в якої перший додаток в дужках впливає на , а другий впливає на ,:
(5.10)
де - коефіцієнт надійності спрацювання реле, для РНТ 565 =1,3;
- коефіцієнт однотипності, який враховує відмінність в похибці трансформаторів струму, створюючих диференціальну схему, = 0,5 - 1; при істотній відмінності умов роботи і конструкцій трансформаторів струму відмінність їх похибок досягає максимального значення і приймається =1.
- відносна погрішність трансформаторів струму, (приймаємо 10%), =0,1;
- струм трифазного короткого замикання в точці К3, кА, із (4.10);
- відносне максимальне відхилення напруги силового трансформатора від номінальної при установці РПН в одному з крайніх положень,
=9,0•1,78/100=0,140,1602. (5.11)
де - кількість ступенів регулювання напруги силового трансформатора від номінального (середнього) значення (із табл.1.1);
- зміна напруги на одному ступеню регулювання (із табл.1.1).
Отже визначаємо , А:
=1,3• (1•0,1+0,1602) •1,07•103=411,8361,9. (5.12)
Для виконання другої умови (струм спрацьовування диференціального захисту повинен бути відбудований від кидка струму намагнічення силового трансформатора Т1) визначаємо первинний струм спрацьовування захисту від кидка струму намагнічення при включенні ненавантаженого трансформатора під напругу
На підставі досвіду експлуатації і спеціальних експериментів встановлено, що за наявності швидко насичуючого трансформатора струму (НТС) в реле РНТ - 565, струм намагнічування, що потрапляє в реле (через трансформатор струму ТА3, ТА4), не містить аперіодичної складової кидка струму намагнічування і тому струм в реле не перевищує 100-150% номінального струму первинної обмотки трансформатора (в перерахунку на вторинний ток трансформатора тока ТА2, так як реле РНТ - 565 підключено до вторинної обмотки трансформатора ТА2 і цей ток трансформується через трансформатор ТА2 і поступає в реле.).
З урахуванням цього приймаємо
= =
=1,2•80•103/ (1,73•115• (1-0,1602)) =951,0574,58, (5.13)
де - коефіцієнт надійності, для реле РНТ 565 =1,2;
- струм силового трансформатора, відповідний номінальній потужності найбільш потужної обмотки трансформатора (у даному випадку обмотки по високій стороні 115 кВ) при крайньому негативному ("отрицательному” рос.) положенні регулятора напруги РПН. При цьому положені РПН кидок струму намагнічування найбільший;
- номінальна потужность найбільш потужної обмотки трансформатора (в даному випадку дорівнює номінальній потужності трансформатора, із табл.1.1);
- номінальна напруга найбільш потужної обмотки трансформатора (в даному випадку напруга обмотки високої сторони =115 кВ);
- відносне максимальне відхилення напруги силового трансформатора від номінальної при установці РПН в одному з крайніх положень, із (5.13).
За струм спрацьовування приймаємо більше значення із струмів:
1) повного струму небалансу в диференціальному захисті трансформаторів при зовнішніх к. з. =361,9 А (5.12) і
2) струму спрацьовування диференціального захисту відбудований від кидка струму намагнічування силового трансформатора =574,58 А (5.13). Приймаємо =411,8361,9А. (5.14)
Визначаємо коефіцієнт чутливості:
=0,867•1,01•103/361,9=2,72,41. (5.15)
Перевіряємо виконання умови =2,41>2. Умова виконується. Чутливість захисту достатня. Приймаємо до установки диференціальний захист на базі реле РНТ-565.
5.1.5 Розрахунок числа витків обмоток насичуючого трансформатора струму (НТС) реле РНТ - 565
Згідно рис.5.1 маємо два плеча диференціального захисту силового трансформатора Т1 з циркулюючими струмами: =5,79А (із 5.7) і =7,34 А (із 5.8). Плече з більшим струмом приймаємо за основне плече.
Для силових трансформаторів з великим діапазоном регулювання напруги на стороні ВН (10 %) і великою відмінністю струмів і при зовнішніх к. з. при крайніх положеннях регулятора РПН вибір числа витків обмотки НТС, що включається в плече ВН, зручніше проводити для значень, приведених до цього ж регульованого плеча ВН, навіть якщо на цьому плечі ВН менший вторинний струм (тобто плече ВН може бути і неосновним плечем) (рис.5.1).
Враховуючи попереднє, по вибраному первинному струму спрацьовування захисту =574,58 А знаходиться вторинний струм спрацьовування реле РНТ - 565. Визначаємо струм спрацьовування реле РНТ на стороні високої напруги 115 кВ, А:
=361,9•1,73/600=2,371,04. (5.16)
- коефіцієнт трансформации трансформатора струму ТА21, що підключен до сторони високої напруги силового трансформатора; - коефіцієнт з'єднання трансформаторів струму.
Силовий трансформатор Т1 має з'єднання фазних обмоток з високої сторони 115 кВ в зірку, а з низької сторони 10,5 кВ має з'єднання фазних обмоток в трикутник. Тому для компенсації кутового зрушення трансформатори струму ТА21, ТА22 на стороні високої напруги (115 кВ) сполучаємо в трикутник, а на стороні низької напруги трансформатори струму ТА31, ТА41, ТА32, ТА42 (10,5 кВ) - в зірку. Тому приймаємо коефіцієнт з'єднання трансформаторів струму на високій стороні ==1,73, на низької стороні =1.
Визначаємо розрахункове число витків обмотки насичуючого трансформатора НТС реле для сторони високої напруги 115 кВ.
=100/1,04=42,1996,2. (5.17)
Приймаємо найближче ціле число витків =4296 витків. Визначаємо відповідний струм спрацьовування реле на стороні 115 кВ, А:
=100/96=2,381,04. (5.18)
Визначаємо струм спрацювання захисту на стороні 115 кВ, А:
=1,04•300/1,73= 412,7361,27. (5.19)
Струм спрацювання захисту на стороні низької напруги 10,5 кВ, А,
=361,9•115/10,5=2407,43963,67. (5.20)
Визначаємо розрахункове число витків обмотки насичуючого трансформатора реле на стороні 10,5 кВ
=96·5,79/7,34=16,4375,72. (5.21)
Приймаємо найближче ціле число витків =1775 витків.
Визначаємо складову первинного струму небалансу, обумовлену округленням розрахункового числа витків на стороні низької напруги 10,5 кВ, для розрахункового к. з. на стороні 10,5 кВ, А,
= (75,72-75) •1,07 •103/75,72=45,810,17. (5.22)
Уточнений струм небалансу, А,
==
0,1•1,07•103+0,1602•1,07•103+10,17=362,6288,58 (5.23)
Уточнений струм спрацьовування захисту
=288,58•1,3=471,4375,15. (5.24)
Порівняємо значення струмів спрацьовування в %:
= (375,15-361,9) •100/ 361,9=14,23,66%, (5.25)
де із (5.14).
відрізняється від менше ніж 5 %, що допустимо.
Остаточно прийняті числа витків (рис.5.2)
(Сторона високої напруги 115 кВ) - 96 витків;
(Сторона низької напруги 6,3 кВ) - 75 витків.
Перевірка умови:
3,6• =9,2•147,6147,6=147,2147,2
Рис.5.2 Схема включення обмоток реле РНТ-565| в диференціальному захисті трансформатора (для однієї фази) без використання робочої обмотки
Для струмового захисту стандартних трансформаторів з схемами з'єднання обмоток Y/коефіцієнт чутливості рекомендується визначати по вторинних струмах к. з. за допомогою формули (5.34). Розрахунковим видом пошкодження є двофазне к. з. за трансформатором. Струм в реле при двофазному к. з. за трансформатором Y/у мінімальному режимі роботи системи, А
=1,5•1,01•103/300=6,452,53. (5.26)
де - струм трифазного к. з. за трансформатором в точці К3 в мінімальному режимі роботи системи, А, з (4.20);
- коефіцієнт трансформації струму трансформатора струму на високій стороні 115 кВ, з (5.7).
Коефіцієнт чутливості при 2-х фазному к. з. в зоні захисту на стороні 10,5 кВ (точка К3 рис.4.1) при остаточно вибраних числах витків і струмі спрацьовування реле при проходженні струму к. з. по стороні ВН, =2,442,44 А, (із 5.18)
=2,53/1,04=2,642,43.
Коефіцієнт =2,43>1,5, що задовольняє вимогам ПУЕ і ПТЕ.
5.2 Розрахунок захисту трансформатора від перевантаження
На двохобмоткових трансформаторах захист встановлюється з боку живлення (на стороні 115 кВ) по одному реле у фазі з дією на сигнал.
Струм спрацьовування захисту від перевантаження, що діє на сигнал, визначається по формулі:
=1,05•402,11/0,85=777,2496,7, (5.27)
де - коефіцієнт настроєння, що враховує помилку реле і необхідний запас, може бути прийнятим =1,05;
- коефіцієнт повернення, =0,8.0,85;
- струм обмотки силового трансформатора з високої сторонни, А, із (5.1).
Струм спрацювання реле, А,
=1•496,7/600=2,60,82, (5.28)
де - коефіцієнт схеми, =1;
- струм спрацьовування захисту від перевантаження силового трансформатора, що діє на сигнал, А, із (5.26);
- коефіцієнт трансформации трансформатора струму, що підключений до сторони високої напруги силового трансформатора.
Вибираємо реле РТ 40/6. За набутим значенням струму спрацьовування реле захисту від перевантаження вибираємо із табл. Д1 реле РТ-40 і приводимо в табл.5.3 його характеристики.
Таблиця 5.3
Параметри реле РТ-40 для захисту трансформатора від перевантаження
|
Реле |
Діапа-зон уставок, А |
З'єднання котушок |
Споживана потужність при струмі мінімальної уставки, ВА |
||||||
|
послідовне |
паралельне |
||||||||
|
Струм спрацювання, А |
Термічна стійкість, А |
Струм спрацювання, А |
Термічна стійкість, А |
||||||
|
тривало |
протягом 1 с |
тривало |
протягом 1 с |
||||||
|
РТ-40/2 |
0,5-2 |
0,5-1 |
4,15 |
100 |
1-2 |
8,3 |
200 |
0,2 |
З'єднання котушок реле послідовне. Уставка на спрацьовування реле 0,82.
5.3 Вибір газового захисту трансформатора
Газовий захист застосовується для захисту трансформатора від внутрішніх пошкоджень, пов'язаних з виділенням газу і пониженням рівня масла. Захист діє на сигнал і відключення трансформатора. Вибираємо реле РГЧЗ - 66.
5.4 Розрахунок максимального струмового захисту на стороні низької напруги
Максимальний струмів захист МСЗ трансформатора відбудовується від його номінального струму, А,
Подобные документы
Вибір і обґрунтування схеми електричних з’єднань електричної підстанції. Розрахунок струмів короткого замикання. Вибір комутаційного обладнання та засобів захисту ізоляції від атмосферних перенапруг. Розрахунок заземлення та блискавко захисту підстанції.
курсовая работа [1,7 M], добавлен 27.04.2011Вибір оптимальної схеми цехової силової мережі, розрахунок електричних навантажень, вибір кількості та потужності трансформаторів цехової підстанції. Вибір перерізу провідників напругою понад і до 1 кВ, розрахунок струмів короткого замикання і заземлення.
курсовая работа [844,7 K], добавлен 12.03.2015Техніко-економічний вибір схем зовнішнього електропостачання підприємства. Розрахунок електричних навантажень, релейного захисту силового трансформатору, заземлюючого пристрою, сили токов короткого замикання. Вибір електроустаткування підстанції.
курсовая работа [1,1 M], добавлен 27.05.2012Розрахунок електричних навантажень населеного пункту. Компенсація реактивної потужності. Визначення координат трансформаторної підстанції та аварійних режимів роботи мережі. Вибір апаратури захисту від короткого замикання, перевантаження та перенапруги.
курсовая работа [361,3 K], добавлен 07.01.2015Вибір потужностей понижуючих трансформаторів підстанції, їх навантажувальна здатність. Обгрунтування принципової електричної схеми. Розрахунок струмів короткого замикання. Компонування устаткування підстанції і конструкції розподільчих пристроїв.
курсовая работа [517,3 K], добавлен 15.03.2012Розрахунок захисту від замикань на землю та ступеневого струмового захисту лінії. З’єднання трансформаторів струму та реле. Вибір трирелейної схеми диференційного захисту. Ампер-секундні характеристики для запобіжника. Опір узагальненого трансформатора.
курсовая работа [648,9 K], добавлен 17.04.2015Опис функціональної схеми релейного захисту підстанції 330/110 кВ "Зоря" Запорізької області. Розробка і технічне обґрунтування вимог для установки пристроїв релейного захисту фірми ABB і General Multilin. Можливості захисної автоматики підстанції.
дипломная работа [1,1 M], добавлен 08.07.2011Визначення електричних навантажень на вводах споживачів електричної енергії. Електричний розрахунок мережі 10 кВ, струмів короткого замикання лінії 10кВ. Вибір електричної апаратури розподільного пристрою. Релейний захист комірки лінії 10 кВ підстанції.
курсовая работа [692,1 K], добавлен 04.09.2014Аналіз видів пошкоджень та ненормальних режимів роботи. Трансформатори та живильна повітряна лінія 220 кВ. Попередній вибір типів захистів. Розрахунок уставок, вибір типів реле та з’ясування способів захисту. Захист лінії, опис взаємодії захистів.
курсовая работа [225,0 K], добавлен 12.07.2010Розрахунок режиму роботи мережі для вихідної схеми. Характеристика підстанції "Добромиль-14". Вибір кількості та номінальної потужності трансформаторів підстанції. Розрахунок режимів роботи електричної мережі. Коротка характеристика комплексу "DAKAR".
дипломная работа [1,8 M], добавлен 23.03.2010
