Разработка полных принципиальных схем релейной защиты ЛЭП 110 кВ и понизительного трансформатора 110 кВ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Расчёт токов короткого замыкания

1.1 Составление схемы замещения прямой последовательности

1.2 Составление схемы замещения нулевой последовательности

1.3 Расчёт величин токов КЗ для различных режимов

2. Выбор коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов

3. Выбор принципов построения релейной защиты

3.1 Выбор принципов построения релейной защиты для линии Л1

3.2 Выбор принципов построения релейной защиты для трансформатора Т3

4. Выбор параметров настройки релейной защиты для ЛЭП 110 кВ и понизительного трансформатора 110 кВ

4.1 Релейная защита ЛЭП 110 кВ

4.1.1 Расчет уставок дифференциально-фазной защиты линии на базе шкафа типа ШЭ2607 083

4.1.2 Расчет уставок шкафа типа ШЭ2607 016

4.2 Релейная защита трансформатора 110 кВ

4.2.1 Расчет продольной дифференциальной токовой защиты трансформаторов на базе реле типа ДЗТ-11

4.2.2 Расчёт максимальной токовой защиты

4.2.3 Газовая защита трансформатора

4.2.4 Защита от перегрузок трансформатора

4.2.5 Сигнализация о повышении температуры масла

5. Проверка трансформаторов тока

5.1 Проверка ТТ шкафа основной защиты линии типа ШЭ2607 083

5.2 Проверка ТТ шкафа резервной защиты линии типа ШЭ2607 016

5.3 Проверка ТТ защит трансформатора

6. Разработка схем релейной защиты

Заключение

Список использованных источников

Приложения



Введение

Релейная защита является основным видом электрической автоматики и предназначена для локализации повреждений, предотвращения или сокращения ущерба при внезапном возникновении повреждений или ненормальных режимов работы электроэнергетических устройств, обеспечения устойчивости, надежности и живучести системы электроснабжения.

Защита первых электрических установок от коротких замыканий осуществлялась с конца XIX столетия плавкими предохранителями. Пройдя большой путь развития, в настоящее время техника релейной защиты связана с использованием микропроцессорных комплексов [2]. К основным преимуществам микропроцессорных комплексов можно отнести: многофункциональность, точность измерения, компактность, удобство фиксации возникших неисправностей. Основными недостатками являются их высокая стоимость (в том числе стоимость обслуживания), узкий диапазон рабочих температур, более низкая по сравнению с электромеханическими реле электромагнитная совместимость [3].

Реальное проектировании релейной защиты электроэнергетических систем проводится в несколько этапов. Одним из наиболее сложных и объемных расчетов при проектировании является расчет токов КЗ, поэтому его целесообразно автоматизировать с использованием ПЭВМ. Одним из средств автоматизации расчетов токов КЗ является промышленный комплекс программ ТКЗ-3000 для расчетов электрических величин при повреждениях и расчетов уставок РЗА.

Целью данного курсового проекта является получение знаний и приобретение практических навыков по расчету уставок и разработке схем устройств релейной защиты. Задачей курсового проекта является разработка полных принципиальных схем релейной защиты ЛЭП 110 кВ и понизительного трансформатора 110 кВ.

Задачей курсового проекта является разработка полных принципиальных схем релейной защиты ЛЭП 110 кВ и понизительного трансформатора 110 кВ.

В содержание курсового проекта входит [1]:

1. Расчёт токов короткого замыкания в объеме, необходимом для выбора защит.

2. Выбор коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения, необходимых для выполнения релейной защиты и автоматики.

3. Выбор принципов построения релейной защиты для ЛЭП 110 кВ и понизительного трансформатора 110 кВ.

4. Выбор параметров настройки релейной защиты для ЛЭП 110 кВ и понизительного трансформатора 110 кВ.

5. Выбор сечения проводов вторичных токовых цепей исходя из условия работы трансформаторов тока с погрешностью не более 10%.

6. Выбор реле защиты и их уставок срабатывания.

7. Разработка полных принципиальных схем релейной защиты ЛЭП 110 кВ и понизительного трансформатора 110 кВ.

Исходные данные приведены в табл.1, схема сети приведена на рис.1.

трансформация ток напряжение автоматика

Таблица 1 - Исходные данные

Последние цифры зачётной книжки	11
Выполнение расчётов уставок ЛЭП	Л1(S6)
Выполнение расчётов уставок трансформатора	Т3
Тип выключателя	ВГТ-110-40/3150ХЛ1
Напряжение оперативного постоянного тока, В	220
Расстояние от трансформаторов тока до панелей релейной защиты, м	90
Отношение сопротивлений нулевой и прямой последовательностей линий: Х0Л / Х1Л	3
Сопротивления прямой последовательности системы в максимальном режиме, Ом	11
Сопротивления прямой последовательности системы в минимальном режиме, Ом	16
Сопротивления нулевой последовательности системы в максимальном режиме, Ом	16
Сопротивления нулевой последовательности системы в минимальном режиме, Ом	21
Линии
Параметры линий	Л1	Л2	Л3	Л4
Длина, км	30	20	25	10
Марка провода	АС-120	АС-120	АС-120	АС-70
Макс. мощности, передаваемые по линиям, МВА (cosц =0.9)	S1	S2	S3	S4	S5	S6	S7
	25	25	12	10	30	12	12
Трансформаторы
Параметры	Т1, Т2	Т3, Т4	Т5, Т6
S, MBA	16	16	6,3
uк, %	10,5	В-С	В-Н	С-Н	10,5
		10,5	17	6
Режим нейтрали	Т1	Т2	Т3	Т4	Т5	Т6
	+	+	+	-	+	+
Турбогенераторы
Р, МВт	Cos ц
12	0,8	0,125

Рисунок 1 - Исходная схема сети



1. Расчёт токов короткого замыкания

Расчет токов короткого замыкания (далее КЗ) выполняется для определения величин токов, необходимых для расчета уставок срабатывания и проверки чувствительности защит, причем в первом случае необходимы максимальные, а во втором - минимальные значения токов КЗ, протекающих через защищаемый элемент. Расчет токов КЗ выполняется с учетом рекомендаций в [4].

Расчет будем проводить в именованных единицах с приближенным приведением.

1.1 Составление схемы замещения прямой последовательности

Для расчета токов КЗ в именованных единицах принимаем среднее номинальное напряжение сети кВ.

Сопротивление генераторов:

(1.1)

(Ом).

Сопротивление двухобмоточных трансформаторов Т1 и Т2, Т5 и Т6:

. (1.2)

(Ом);

(Ом).

Определим расчетные значения напряжений короткого замыкания обмоток трёхобмоточных трансформаторов:

;

; (1.3)

.

%;

%;

%.

Сопротивление трёхобмоточных трансформаторов Т3 и Т4:

(Ом);

(Ом);

(Ом).

Сопротивление воздушных линий:

. (1.4)

где - модуль удельного сопротивления прямой последовательности линии; - длина линии.

Параметры линии приведены в табл. 1.1 (согласно [5]).

Таблица 1.1 - Параметры линий

	Длина, км	Марка провода	Ом/км	Ом/км
Л1	30	АС-120	0,245	0,43
Л2	20	АС-120	0,245	0,43
Л3	25	АС-120	0,245	0,43
Л4	10	АС-70	0,42	0,444

(Ом);

(Ом);

(Ом);

(Ом).

На основании исходной схемы сети составляем схему замещения прямой последовательности (рис. 1.1).

Рисунок 1.1 - Схема замещения прямой последовательности для рассматриваемой сети



1.2 Составление схемы замещения нулевой последовательности

Сопротивления нулевой последовательности линий определяются с учетом соотношения сопротивлений нулевой и прямой последовательности линий, которое по исходным данным равно 2,5:

(Ом);

(Ом);

(Ом);

(Ом).

Для трансформаторов при составлении схем замещения нулевой последовательности можно применить следующее правило: сопротивления обмоток, соединенных в треугольник, подключают к земле; сопротивления обмоток, соединенных в звезду, включают последовательно в схему при заземленной нейтрали и размыкают цепь обмотки при изолированной нейтрали. Пример составления схем замещения показан на рис.1.2.

Рисунок 1.2 - Схемы замещения нулевой последовательности трансформатора

В схему замещения нулевой последовательности не включаются те трансформаторы, которые не имеют заземлённой нейтрали в обмотке, электрически связанной с местом КЗ. Поэтому трансформатор Т1 не включаем в схему.

Схема замещения нулевой последовательности для рассматриваемой сети изображена на рис.1.3.

1.3 Расчёт величин токов КЗ для различных режимов

Для расчета параметров аварийного режима используем комплекс программ ТКЗ 3000, который позволяет рассчитывать электрические величины в трехфазной симметричной сети любого напряжения при однократной продольной или поперечной несимметрии.

Для правильной работы комплекса программ ТКЗ-3000 необходимо, чтобы номера узловых точек схемы замещения прямой последовательности полностью совпадали с номерами соответствующих узловых точек в схеме замещения нулевой последовательности. Для обеспечения этого условия в схему нулевой последовательности необходимо ввести фиктивные сопротивления в местах установки генераторов и в цепи обмоток трансформаторов, соединенных в треугольник.



Рисунок 1.3 - Схема замещения нулевой последовательности для рассматриваемой сети

Ввод схем замещения разных последовательностей в программу осуществляется в виде таблиц. При вводе прямой последовательности предусмотрены следующие типы ветвей:

0 - простая ветвь;

1 - ветвь с нулевым сопротивлением;

3 - трансформаторная ветвь;

4 - генераторная ветвь.

Вводимые в программу данные для прямой последовательности представлены в табл. 1.2.



Таблица 1.2 - Ветви схемы замещения прямой последовательности для максимального режима сети

Тип	Парал.	Узел1 (У1)	Узел2 (У2)	R1, Ом	X1, Ом	Е/К/В(С), кВ/-/мкСм	Фаза	№ эл.
4	0	0	1	0	110,21	115	0	0
4	0	0	2	0	110,21	115	0	0
4	0	0	17	0	11	115	0	0
0	0	1	3	0	86,79	0	0	0
0	0	2	4	0	86,79	0	0	0
0	0	3	17	7,47	12,81	0	0	0
0	0	4	6	4,98	8,54	0	0	0
0	0	6	7	4,28	4,44	0	0	0
0	0	7	8	0	220,42	0	0	0
0	0	7	9	0	220,42	0	0	0
0	0	6	10	0	88,86	0	0	0
0	0	10	11	0	51,66	0	0	0
0	0	10	15	0	-2,07	0	0	0
0	0	16	13	0	88,86	0	0	0
0	0	13	12	0	51,66	0	0	0
0	0	13	14	0	-2,07	0	0	0
0	0	16	17	6,23	10,68	0	0	0
1	0	1	2	0	0	0	0	0
1	0	3	4	0	0	0	0	0
1	0	6	16	0	0	0	0	0
1	0	8	9	0	0	0	0	0
1	0	11	12	0	0	0	0	0
1	0	14	15	0	0	0	0	0

Затем выполняем ввод сопротивлений нулевой последовательности (табл.1.3). Следует отметить, что в нулевой последовательности отсутствует 4-й тип ветви - генераторная ветвь.

Таблица 1.3 - Ветви схемы замещения нулевой последовательности для максимального режима сети

Тип	Парал.	Узел1 (У1)	Узел2 (У2)	R1, Ом	X1, Ом	К/В(С)
1	0	0	1	0	0	0
1	0	0	2	0	0	0
0	0	0	17	0	16	0
0	0	2	4	0	86,79	0
0	0	3	17	22,41	38,43	0
0	0	4	6	14,94	25,62	0
0	0	6	7	12,84	13,32	0
0	0	7	8	0	220,42	0
0	0	7	9	0	220,42	0
1	0	0	8	0	0	0
1	0	0	9	0	0	0
0	0	6	10	0	88,86	0
0	0	10	11	0	51,66	0
1	0	0	11	0	0	0
0	0	1	3	0	86,79	0
0	0	16	17	18,69	32,025	0
1	0	1	2	0	0	0
1	0	3	4	0	0	0
1	0	6	16	0	0	0
1	0	8	9	0	0	0

После заполнения таблиц прямой и нулевой последовательностей для выполнения расчета выбираем в программе пункт “Расчет ТКЗ по месту повреждения”. Затем последовательно заполняем все пункты подготовки, определяющие: исходные данные, места и виды КЗ, форму вывода результатов.

Результаты расчётов токов КЗ в расчётных точках и расчётных режимах представлены в табл. 1.4 и табл. 1.5.

Таблица 1.4 - Результаты расчётов токов КЗ для расчёта защит линии Л1

Точка КЗ	Тип КЗ	Последовательность	Величина тока в точке КЗ, А	Величина тока КЗ через защиту Л1, А
			max режим	min режим	max режим	min режим
К1	(1,1)	Прямая	-	-	1361	876
		Обратная	-	-	822	418
	(2)	Полный	1387	-	-	993
	(3)	Полный	-	-	-	1216
	(1)	Нулевая	-	-	-	987
К3	(1,1)	Прямая	-	-	378	117
		Обратная	-	-	216	69
	(2)	Полный	-	-	-	1378
	(3)	Полный	-	-	544	186
	(1)	Нулевая	-	-	578	392
К16	(3)	Полный	397	-	95	-
К17	(3)	Полный	379	-	85	269

Таблица 1.5 - Результаты расчётов токов КЗ для расчёта защит трансформатора Т3

Точка КЗ	Тип КЗ	Величина тока в точке КЗ при параллельной работе тр-ов ТЗ и Т4, А	Величина тока в точке КЗ при работе тр-ра Т3, А
		max режим	min режим	max режим	min режим
К6	(2)	-	293	-	209
	(3)	613	-	-	-
К10	(2)	-	269	-	316
	(3)	586	-	-	-



2. Выбор коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов

Коэффициент трансформации трансформаторов тока принимается, как правило, в соответствии со шкалой номинальных токов, ближайшим большим к рабочему току данного элемента сети, причем для линий электропередачи это будет длительно допустимый по условиям нагрева ток, а для силовых трансформаторов - их номинальный ток.

Допустимый длительный ток провода АС-120, используемого на защищаемой линии, равен 330 А. Для защиты линии выбираем трансформатор тока ТФНД-110М [6] с коэффициентом трансформации 400/5.

Номинального ток трансформатора определяется по формуле:

. (2.1)

(А);

(А);

(А).

Для защиты трансформатора выбираем следующие трансформаторы тока:

- со стороны 110 кВ: ТФНД-110М с коэффициентом трансформации 100/5 [6];

- со стороны 35 кВ: ТФНД-35М с коэффициентом трансформации 300/5 [7];

- со стороны 10 кВ: ТЛК-10 с коэффициентом трансформации 1000/5 [8].

Коэффициенты трансформации трансформаторов напряжения принимаются по каталогу в соответствии с напряжением места установки трансформатора.

Для защиты линии выбираем трансформатор напряжения ЗНОГ-110 [9], а для защиты трансформатора выбираем трансформаторы напряжения ЗНОГ-110, ЗНОЛ-35 и ЗНОЛ-10 [10].



3. Выбор принципов построения релейной защиты

3.1 Выбор принципов построения релейной защиты для линии Л1

Согласно [11] и [12] на линиях с двухсторонним питанием, отнесенным к ЕНЭС, а также отходящих от подстанций ЕНЭС, должны устанавливаться две независимые защиты от всех видов повреждения: быстродействующая защита с абсолютной селективностью и комплект ступенчатых защит (резервная).

В качестве основной быстродействующей защиты в [12] рекомендуется применять один из следующих вариантов:

продольную дифференциальную защиту (ДЗЛ);

дифференциально-фазную защиту (ДФЗ);

защиту с высокочастотной блокировкой (направленная высокочастотная фильтровая защита);

комплект ступенчатых защит с передачей блокирующих или разрешающих сигналов.

Для обеспечения взаимодействия полукомплектов быстродействующих защит должны использоваться высокочастотные каналы связи (ВЧКС), кабельные линии связи (КЛС) и волоконно-оптические линии связи (ВОЛС).

В случае наличия волоконно-оптическая линия связи в [12] рекомендуется в качестве основной защиты применять ДЗЛ, которая при повреждениях обеспечивает более быстрое отключение, является более простой и имеет более надежную схему. Принимаем, что в рассматриваемых условиях волоконно-оптическая линия связи отсутствует.

Из-за отсутствия полноценного резервирования по типу защиты, нецелесообразно применение в качестве основной защиты комплекта ступенчатых защит, рекомендованного для использования в качестве резервной защиты.

При выборе между ВЧБ и ДФЗ предпочтение отдается ДФЗ, которая имеет ряд преимуществ, обусловленных принципом её действия, что обеспечивает правильную её работу в неполнофазных режимах (нагрузочном или при внешних КЗ), а также при качаниях и асинхронном ходе. Правильная работа ДФЗ при качаниях исключает необходимость использования блокировки при качаниях. Использование в ДФЗ однотипных органов, действующих на пуск приемопередатчика и на отключение, облегчает их согласование, что также является преимуществом перед ВЧБ.

Поэтому для рассматриваемой линии Л1 в качестве основной быстродействующей защиты принимается комплект ДФЗ, а в качестве резервной - комплект ступенчатых защит, включающий в себя: дистанционную защиту (ДЗ); токовую защиту нулевой последовательности (ТЗНП) и резервную токовую отсечку (ТО). Выбранные защиты должны обеспечивать полноценное ближнее и дальнее резервирование, как того требуют правила устройства установки [11].

В качестве основной защиты для линии Л1 выбран шкаф дифференциально-фазной защиты типа ШЭ2607 083 производства НПП «ЭКРА» [13]. Защита шкафа содержит релейную и высокочастотную части. Релейная часть защиты выполнена на базе микропроцессорного терминала типа БЭ2704V083. Программное обеспечение предназначено для использования терминала в качестве основной быстродействующей защиты типа ДФЗ на линиях напряжением 110-220 кВ, оборудованных устройствами трехфазного автоматического повторного включения (ТАПВ), при всех видах КЗ.

В состав высокочастотной части входят приемопередатчик, обеспечивающий передачу ВЧ сигналов по линии, и аппаратура автоматического контроля канала связи.

В качестве резервной защиты для линии Л1 из каталога НПП «ЭКРА» выбран шкаф микропроцессорной защиты линии и автоматики управления выключателем типа ШЭ2607 016 [14]. Шкаф предназначен для защиты линии 110-220 кВ и управления выключателем как с трехфазным, так и пофазным приводом. Содержит трехступенчатую ДЗ, четырехступенчатую ТЗНП, ТО, автоматику разгрузки при перегрузке по току (АРПТ), а также автоматику управления выключателем (АУВ) и устройство резервирования отказов выключателя (УРОВ).

В целом защита линии будет выполнена на базе двух шкафов НПП «ЭКРА»: ШЭ2607 083 - шкаф дифференциально-фазной защиты линии (основная защита) и ШЭ2607 016 - шкаф ступенчатых защит линии и автоматики управления выключателем (резервная защита).

3.2 Выбор принципов построения релейной защиты для трансформатора Т3

По заданию необходимо рассмотреть защиты для трёхобмоточного трансформатора ТЗ мощностью 16 МВА. Согласно [11] для трансформаторов должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

1) многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

2) витковых замыканий в обмотках;

3) токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;

4) токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

5) понижения уровня масла.

Газовая защита от повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла должна быть предусмотрена для трансформаторов мощностью 6,3 МВ·А и более (согласно п.3.2.53 [11]).

Для защиты от повреждений на выводах, а также от внутренних повреждений на трансформаторах мощностью 6,3 МВ·А и более должна быть предусмотрена продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени, которая должна действовать на отключение всех выключателей трансформатора (согласно п.3.2.54 [11]).

На понижающих трансформаторах мощностью 1 МВ·А и более в качестве защиты от токов в обмотках, обусловленных внешними многофазными КЗ, должна быть предусмотрена максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения или без него (согласно п.3.2.59 [11]).

На трансформаторах мощностью 0,4 МВ·А и более в зависимости от вероятности и значения возможной перегрузки следует предусматривать максимальную токовую защиту от токов, обусловленных перегрузкой, с действием на сигнал (согласно п.3.2.69 [11]).

В качестве защит трансформатора выбираем:

продольную дифференциальную защиту (для защиты от многофазных КЗ в обмотках и на их выводах);

максимальную токовую защиту (для защиты от токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ, и резервирования действия защиты от внутренних повреждений);

максимальную токовую защиту (для защиты от токов в обмотках, обусловленных перегрузкой с действием на сигнал с выдержкой времени);

газовую защиту (для защиты от витковых замыканий в обмотках и понижения уровня масла);

термосигнализатор с действием на сигнал (для сигнализации о повышении температуры масла).



4. Выбор параметров настройки релейной защиты для ЛЭП 110 кВ и понизительного трансформатора 110 кВ

4.1 Релейная защита ЛЭП 110 кВ

При расчёте уставок релейных защит, выполненных на микропроцессорных терминалах, возникают трудности с расчетом параметров самих терминалов. Если расчет первичных параметров срабатывания защит жестко определен руководящими указаниями, то расчет параметров для настройки терминалов определяется производителями по индивидуальным методикам.

4.1.1 Расчет уставок дифференциально-фазной защиты линии на базе шкафа типа ШЭ2607 083

Расчет уставок ДФЗ производится, согласно методическим указаниям [15, 16, 17]. Работа ДФЗ подробно изложена в [2, 18-21].

Выбор уставок токовых органов с пуском по вектору разности фазных токов

? Уставка органа, действующего на блокировку

Уставку блокирующего токового органа с пуском по векторной разности фазных токов определяем исходя из отстройки от максимального рабочего тока, А, по формуле:

, (4.1)

где - максимальный рабочий ток, протекающий через защиту, А; - коэффициент отстройки, (согласно [15]).

Максимальный рабочий ток линии Л1 определяется исходя из максимальной мощности, передаваемой по линии:

, (4.2)

где - максимальная мощность, передаваемая по линии, кВА;

- номинальное напряжение линии, кВ.

(А).

(А).

Диапазон регулирования уставки в первичных величинах, А:

, (4.3)

где - номинальный ток вторичной обмотки трансформаторов тока (обычно Iном = 5 А), А; - коэффициент трансформации трансформаторов тока.

(А).

Рассчитанная уставка попадает в диапазон регулирования уставки терминала [15].

? Уставка органа, действующего на отключение

Уставку отключающего токового органа с пуском по векторной разности фазных токов Iл от уст определяют исходя из отстройки от Iл бл уст того конца линии, с которым согласовывается данный комплект, с учетом коэффициента ответвления, А, по формуле:

, (4.4)

где - коэффициент ответвления, , так как линия без ответвлений; kс - коэффициент согласования, , согласно [15].

(А).

Диапазон регулирования уставки Iл от уст в первичных величинах, А,

. (4.5)

(А).

Рассчитанная уставка попадает в диапазон регулирования уставки терминала [15].

Выбор уставок токовых органов с пуском по току обратной последовательности

? Уставка органа, действующего на блокировку

Уставку блокирующего токового органа с пуском по току обратной последовательности определяем исходя из отстройки от тока небаланса, определяемого погрешностями трансформаторов тока, частотными небалансами фильтров обратной последовательности и погрешностями их настройки, а также небалансами нагрузочного режима сети, А, по формуле

, (4.6)

где - расчетный ток небаланса обратной последовательности, А; - коэффициент отстройки, [15]; - коэффициент возврата, [15].

Расчетный ток небаланса обратной последовательности, А, рассчитывается по формуле:

, (4.7)

где - полная погрешность ТТ, ; - коэффициент частотной зависимости фильтра тока обратной последовательности, ; - относительная погрешность отклонения частоты, ; - относительная погрешность настройки фильтра с учётом погрешности датчиков тока, ; - коэффициент несимметрии тока обратной последовательности, .

(А).

(А).

Диапазон регулирования уставки в первичных величинах, А, определяется по формуле:

. (4.8)

(А).

Рассчитанная уставка не попадает в диапазон регулирования уставок, поэтому принимаем наименьшую уставку, которую можно выставить [15]:

(А).

? Уставка органа, действующего на отключение

Уставку отключающего токового органа с пуском по току обратной последовательности, А, определяют исходя из отстройки от I2бл уст того конца линии, с которым согласовывается данный комплект, с учетом коэффициента ответвления, по формуле:

, (4.9)

где - коэффициент ответвления, , так как линия без ответвлений;

kс - коэффициент согласования, , согласно [15].

(А).

Диапазон регулирования уставки I2 от уст в первичных величинах, А, определяется по формуле:

А. (4.10)

(А).

Рассчитанная уставка попадает в диапазон регулирования уставки терминала.

Определение коэффициентов чувствительности

Для достаточной чувствительности защиты к КЗ коэффициенты чувствительности должны быть больше 2,0 [16].

Коэффициент чувствительности ДФЗ к несимметричным КЗ определяется с использованием значения уставки отключающего реле тока обратной последовательности по формуле

, (4.11)

где - минимальный ток короткого замыкания обратной последовательности, А.

Коэффициент чувствительности ДФЗ к симметричным КЗ определяется с использованием значения уставки отключающего реле разности фазных токов по формуле:

, (4.12)

где - минимальный ток трехфазного КЗ, А.

Коэффициенты чувствительности ДФЗ к КЗ для полукомплекта, установленного на П/ст 1:

;

.

Коэффициенты чувствительности к ДФЗ КЗ для полукомплекта, установленного на П/ст 0:

;

.

Так как уставки токовых органов, действующие на отключение с пуском по вектору разности фазных токов и с пуском по току обратной последовательности, не обеспечивают выполнение требований чувствительности защиты, то необходимо использовать ПО нулевой последовательности 3I0бл, 3I0от.

Выбор уставок токовых органов с пуском по току нулевой последовательности

? Уставка органа, действующего на блокировку

Уставку блокирующего токового органа с пуском по току обратной последовательности определяем исходя из отстройки от максимального тока нулевой последовательности в нормальном режиме работы:

, (4.13)

где - коэффициент надёжности, ; - ток небаланса нулевой последовательности, А; - ток нулевой последовательности в нормальном режиме работы, А.

При отсутствии в качестве уставки необходимо принимать минимально возможное для ввода в значение.

Диапазон регулирования уставки в первичных величинах, А, определяется по формуле:

А. (4.14)

(А).

Принимаем (А).

? Уставка органа, действующего на отключение

Уставку отключающего токового органа с пуском по току нулевой последовательности, А, определяют исходя из отстройки от противоположного конца линии, по формуле:

, (4.15)

где kс - коэффициент согласования, .

(А).

Диапазон регулирования уставки в первичных величинах, А, определяется по формуле:

А. (4.16)

(А).

Рассчитанная уставка попадает в диапазон регулирования уставки терминала.

В случае использования в защите ПО тока нулевой последовательности необходимо дополнительно рассчитать чувствительность ДФЗ к однофазным КЗ по формуле:

, (4.17)

где - минимальное значение утроенного тока нулевой последовательности при однофазном КЗ на землю в конце защищаемой линии, А.

Коэффициенты чувствительности ДФЗ к КЗ для полукомплекта, установленного на П/ст 1:

Коэффициенты чувствительности ДФЗ к КЗ для полукомплекта, установленного на П/ст 0:

Орган направления мощности нулевой последовательности M0 используется только для линий с ответвлениями без питания и выбирается одинаковым для обоих концов линии [16]. В нашем случае ответвлений нет, поэтому данный орган не используем.

Выбор уставок токового органа с пуском по скорости изменения тока обратной последовательности

? Уставка органа, действующего на блокировку

Уставку блокирующего токового органа с пуском по скорости изменения тока обратной последовательности, А, определяем по формуле:

, (4.18)

где - коэффициент отстройки, согласно [15].

(А).

Диапазон регулирования уставки , А, в первичных величинах:

. (4.19)

(А).

Рассчитанная уставка не попадает в диапазон регулирования уставок, поэтому принимаем наименьшую уставку, которую можно выставить [15]:

(А).

? Уставка органа, действующего на отключение

Уставку отключающего токового органа с пуском по скорости изменения тока обратной последовательности выбираем исходя из отстройки от уставки блокирующего токового органа с пуском скорости изменения тока обратной последовательности, А, по формуле

, (4.20)



где - коэффициент отстройки, согласно [15].

(А).

Диапазон регулирования уставки , А, в первичных величинах

. (4.21)

(А).

Рассчитанная уставка попадает в диапазон регулирования уставки терминала. Коэффициент чувствительности этого органа, согласно [16], не проверяется.

Выбор уставки токового органа с пуском по скорости изменения тока прямой последовательности

? Уставка органа, действующего на блокировку

По данным разработчика [15] уставку блокирующего токового органа с пуском по скорости изменения тока прямой последовательности выбираем больше уставки блокирующего токового органа с пуском по скорости изменения тока, А, обратной последовательности и рассчитываем по формуле

, (4.22)

где - коэффициент отстройки, согласно [15].

(А).

Диапазон регулирования уставки DI1 бл уст в первичных величинах, А, определяется по формуле

. (4.23)

(А).

Рассчитанная уставка попадает в диапазон регулирования уставки терминала.

? Уставка органа, действующего на отключение

По данным разработчика [15] уставку отключающего токового органа с пуском по скорости изменения тока прямой последовательности выбираем больше уставки отключающего токового органа с пуском по скорости изменения тока обратной последовательности, А, и рассчитывается по формуле

, (4.24)

где - коэффициент отстройки, , согласно [15].

(А).

Диапазон регулирования уставки DI1 от уст в первичных величинах

. (4.25)

(А).

Рассчитанная уставка попадает в диапазон регулирования уставки терминала. Коэффициент чувствительности этого органа согласно [16] не проверяется.

Выбор коэффициента комбинированного фильтра токов органа манипуляции

Коэффициент комбинированного фильтра токов рассчитывается по формуле:



, (4.26)

где - коэффициент надежности, , согласно [15]; - максимальный ток прямой последовательности двухфазного КЗ на землю, А; - максимальный ток обратной последовательности двухфазного КЗ на землю, А.

Коэффициент комбинированного фильтра токов для полукомплекта, установленного на П/ст 0:

.

Так как коэффициент комбинированного фильтра токов для полукомплекта, установленного на П/ст 0, получился меньше 6, согласно [16], принимаем K = 6.

Коэффициент комбинированного фильтра токов для полукомплекта, установленного на П/ст 1, рассчитывается аналогично:

.

Так как коэффициент комбинированного фильтра токов для полукомплекта, установленного на П/ст 1, получился меньше 6, согласно [16], принимаем K = 6.

Определение коэффициента чувствительности манипуляции

Так как пуск органа манипуляции происходит при токе, равном I2 бл уст, то коэффициент чувствительности органа манипуляции при несимметричных КЗ рассчитывается по формуле:

, (4.27)

где - минимальный ток прямой последовательности двухфазного КЗ на землю, А; - минимальный ток обратной последовательности двухфазного КЗ на землю, А.

По данным разработчиков терминалов разрешение на манипуляцию происходит при токе, равном I2 бл уст, поэтому коэффициент чувствительности манипуляции также определяется при симметричных КЗ рассчитывается по формуле

, (4.28)

где - минимальный ток прямой последовательности трехфазного КЗ, А.

Для достаточной чувствительности защиты к КЗ коэффициенты чувствительности должны быть больше 1,3 [16].

Коэффициенты чувствительности для полукомплекта, установленного на П/ст 0:

;

.

Коэффициенты чувствительности для полукомплекта, установленного на П/ст 1,

;

.

Выбранная уставка коэффициента комбинированного фильтра токов обеспечивает выполнение требований чувствительности органа манипуляции как к симметричным, так и к несимметричным КЗ.

Выбор уставки органа сравнения фаз по углу блокировки

Так как длина линии менее 60 км, то, согласно [16], принимаем уставку органа сравнения фаз по углу блокировки .

Выбор уставки реле сопротивления отключения

? Уставка по активной составляющей

Уставку реле сопротивления по активной составляющей выбираем исходя из двух условий:

1) отстройки от сопротивления до места повреждения с учетом сопротивления дуги, Ом, при междуфазных КЗ по формуле

, (4.29)

где - активное сопротивление линии, для которой рассчитывается защита, Ом; - активное сопротивление дуги, Ом; - коэффициент надежности, [16].

Активное сопротивление дуги, Ом, определяется по формуле [15]:

, (4.30)

где - длина дуги, м, согласно [22]; - минимальный ток двухфазного КЗ на линии, А.

(Ом).

(Ом).

2) отстройки от минимального сопротивления нагрузки, Ом, линии, по формуле

, (4.31)

где - минимальное активное сопротивление в нагрузочном режиме, Ом; - минимальное реактивное сопротивление в нагрузочном режиме, Ом; - угол линии, град.; kн - коэффициент надежности, [16].

Минимальное активное сопротивление в нагрузочном режиме, Ом, определяем по формуле

, (4.32)

где - номинальное напряжение линии, В; - угол нагрузки, град.

(Ом).

Минимальное реактивное сопротивление в нагрузочном режиме, Ом, определяем по формуле

. (4.33)

(Ом).

Угол линии, град., определяется по формуле

, (4.34)

где - удельные активное и индуктивное сопротивления линии, Ом/км.

.

(Ом).

Итоговая уставка должна быть не больше и не меньше . Поэтому принимаем уставку по активной составляющей (Ом).

? Уставка по реактивной составляющей

Согласно [15] уставка по реактивному сопротивлению определяется исходя из двойного охвата основной защищаемой линии и рассчитывается по формуле:

, (4.35)

где - реактивное сопротивление линии, Ом.

(Ом).

Коэффициент чувствительности, согласно [16], проверять не требуется.

Выбор уставки реле сопротивления по углу максимальной чувствительности

Угол максимальной чувствительности вычисляется алгоритмом защиты. Исходя из заданных удельных параметров линии угол максимальной чувствительности равен углу линии.

Рассчитанные параметры занесены в табл. 4.1, на рис. 4.1 построена характеристика срабатывания отключающего реле сопротивления.

Таблица 4.1 - Уставки ДФЗ шкафа защиты линии типа ШЭ2607 083

Наименование величин	Значения в первичных величинах
Ток срабатывания ПО по току обратной последовательности, блокирующего I2 бл, А	20
Ток срабатывания ПО по току обратной последовательности, отключающего I2 от, А	40
Ток срабатывания ПО по току нулевой последовательности, блокирующего , А	40
Ток срабатывания ПО по току нулевой последовательности, отключающего , А	80
Ток срабатывания ПО по разности фазных токов, блокирующего Iл бл, А	141,8
Ток срабатывания ПО по разности фазных токов, отключающего Iл от, А	184,35
Ток срабатывания ПО по скорости изменения тока прямой последовательности, блокирующего DI1бл, А	64
Ток срабатывания ПО по скорости изменения тока прямой последовательности, отключающего DI1от, А	128
Ток срабатывания ПО по скорости изменения тока обратной последовательности, блокирующего DI2бл, А	16
Ток срабатывания ПО по скорости изменения тока обратной последовательности, отключающего DI2от, А	32
Уставка ОМ по коэффициенту комбинированного фильтра токов	6
Уставка ОСФ по углу блокирования действия защиты на отключение, град.	50
Уставка по реактивной составляющей отключающего реле сопротивления Xот, Ом	25,8
Уставка по активной составляющей отключающего реле сопротивления Rот, Ом	50
Угол наклона характеристики ИО Zот (1), град	59



Рисунок 4.1 - Вид характеристики срабатывания для отключающего реле сопротивления

4.1.2 Расчет уставок шкафа типа ШЭ2607 016

Расчет уставок дистанционной защиты

Расчет уставок дистанционной защиты (ДЗ) производится, согласно методикам, представленным в [18, 19, 23]. Параметрами срабатывания ступеней ДЗ являются сопротивление срабатывания и выдержка времени. При выборе сопротивления срабатывания ступеней необходимо учитывать влияние следующих факторов: переходного сопротивления дуги в месте повреждения, токов подпитки от смежных подстанций, погрешностей трансформаторов тока и напряжения и др. [18-20].

Расчет сопротивления срабатывания первой ступени ДЗ. Полное сопротивление срабатывания первой ступени выбираем таким, чтобы дистанционный орган не срабатывал при КЗ на шинах смежной подстанции (П/ст 1, точка К2 на рис. 1.1), и рассчитывается по формуле:

, (4.36)

где - полное сопротивление линии, Ом; - коэффициент отстройки, , согласно [23].

(Ом).

Для ввода этой уставки в микропроцессорный терминал необходимо определить и с учетом возможного переходного сопротивления в месте КЗ (сопротивление дуги).

Реактивное сопротивление, Ом, срабатывания первой ступени ДЗ определяется по формуле

, (4.37)

где - угол линии Л1, град.

(Ом).

Активное сопротивление срабатывания первой ступени ДЗ, Ом, определяется по формуле:

, (4.38)

где - активное сопротивление дуги, Ом.

Активное сопротивление дуги определяем по формуле:

(4.39)

где - длина дуги, м; - минимальный ток двухфазного КЗ на линии, А.

(Ом).

Тогда активное сопротивление срабатывания первой ступени ДЗ:

(Ом).

Углы наклона характеристики реле сопротивления первой ступени принимаем согласно [24]:

- угол наклона правой стороны характеристики принимается равным углу линии ;

- угол наклона нижней левой части характеристики принимается ;

- угол наклона верхней части характеристики, обеспечивающий выполнение селективности при внешних дуговых КЗ, принимается ;

- угол наклона нижней части характеристики, обеспечивающий надежное срабатывание при близких повреждениях через переходное сопротивление, принимается .

Расчет сопротивления и времени срабатывания второй ступени ДЗ.

Уставку второй ступени ДЗ выбираем исходя из следующих условий:

1) согласования с первой ступенью защиты смежной линии Л3, Ом, по формуле

(4.40)

где - сопротивление срабатывания защиты резервной линии Л3, Ом; - коэффициент отстройки, [23]; - коэффициент токораспределения.

(Ом).

2) отстройки от коротких замыканий за трансформаторами смежной ПС с учетом их параллельной работы в максимальном режиме по формуле

(4.41)

где - коэффициент токораспределения, учитывающий неравенство токов в месте повреждения и в месте установки защиты; - сопротивление трансформатора в максимальном режиме на смежной ПС, Ом.

Напряжения обмотки ВН и напряжения короткого замыкания при крайних положениях РПН приняты в соответствии с [25] и представлены в табл. 4.2 для рассматриваемого трансформатора.

Таблица 4.2 - Напряжения обмотки ВН и напряжения короткого замыкания при крайних положениях РПН для трехобмоточных трансформаторов

Тип трансформатора	Напряжение обмотки ВН, кВ	Напряжение короткого замыкания, %
		ВН-СН	ВН-НН
	Max РПН	Min РПН	Max РПН	Min РПН	Max РПН	Min РПН
ТДТН 16000/110	133,42	96,58	36,68	35,09	18,57	17,14

Сопротивление трехобмоточных трансформаторов для максимального режима рассчитывается как сумма сопротивлений обмоток высшего и среднего напряжений при минимальном положении РПН:

(Ом).

Для минимального режима сопротивление трансформатора находится как сумма сопротивлений обмоток высшего и низшего напряжений при максимальном положении РПН:

(Ом).

(Ом).

3) согласование с первой ступенью защиты S3 при каскадном отключении повреждения на параллельной линии:

(4.42)

(Ом).

Из рассчитанных сопротивлений в качестве уставки срабатывания второй зоны ДЗ принимается наименьшее:

(Ом).

Далее определяют коэффициент чувствительности второй ступени при КЗ на шинах смежной ПС, Ом, по формуле

. (4.43)

.

Рассчитанный коэффициент чувствительности больше 1,5, следовательно, вторая ступень ДЗ чувствительна к к.з. на шинах П/ст 1 и полностью охватывает линию Л1.

Время срабатывания второй ступени ДЗ рассчитываем с учетом отстройки от быстродействующих защит трансформатора и резервной линии, установленных на смежной ПС, и с учетом отстройки от времени срабатывания УРОВ на смежной ПС, с, по формуле

, (4.44)



где - наибольшее время срабатывания быстродействующих защит на смежной ПС, с; - время срабатывании УРОВ на смежной ПС, сек; - ступень селективности, с (принимаем с).

(с).

Для ввода уставки в микропроцессорный терминал необходимо определить и с учетом возможного переходного сопротивления в месте КЗ.

Реактивное сопротивление срабатывания второй ступени ДЗ определяется по (4.37).

(Ом).

Для медленнодействующих резервных ступеней, когда отключение происходит с большой выдержкой времени, необходимо учитывать существенное возрастание длины дуги вследствие влияния ветра и динамических усилий в самой дуге. В этом случае результирующее сопротивление дуги, Ом, рассчитывается по формуле

(4.45)

где и - сопротивление и длина дуги в начальный момент времени; v - скорость ветра, м/с (принимаем м/с); t - время срабатывания защиты, с.

(Ом).

Активное сопротивление срабатывания второй ступени ДЗ определяется по формуле (4.38):

(Ом).

Углы наклона характеристики реле сопротивления второй ступени принимаются, согласно [22, 24], в их число входят:

- угол наклона правой стороны характеристики принимается ;

- угол наклона нижней левой части характеристики принимается ;

- угол наклона нижней части характеристики, обеспечивающий надежное срабатывание при близких повреждениях через переходное сопротивление, принимается .

Расчет сопротивления и времени срабатывания третьей ступени ДЗ.

Третья ступень защиты служит для резервирования присоединений (линий и трансформаторов), отходящих от шин смежной ПС. Дистанционные органы этой ступени должны действовать при КЗ в конце отходящей линии и за трансформаторами ПС.

Реактивное сопротивление срабатывания третьей ступени ДЗ, Ом, определяется по условию чувствительности к КЗ в конце резервируемых участков по формулам:

, (4.46)

, (4.47)

где - сопротивление трансформатора на ПС в минимальном режиме, Ом; kч - коэффициент чувствительности, , согласно [23]; kт.р - коэффициент токораспределения, учитывающий подпитку со стороны второго источника питания.

(Ом).

Коэффициент токораспределения определяется по формуле:

, (4.48)

где - максимальный ток КЗ, протекающий по основной защищаемой линии, при КЗ за трансформатором ПС, А; - максимальный ток в месте КЗ при КЗ за трансформатором ПС (ток приведен к напряжению питающей ВЛ), А.

.

(Ом).

Из рассчитанных сопротивлений в качестве уставки по реактивному сопротивлению третьей ступени ДЗ принимаем наибольшее из рассчитанных:

Ом.

Активное сопротивление срабатывания третьей ступени ДЗ, Ом, определяем с учетом отстройки от сопротивления нагрузки по формуле:

, (4.49)

где - угол наклона нижней правой части характеристики, град.;

- коэффициент надежности, , согласно [24].

Минимальное активное сопротивление в нагрузочном режиме определяем по формуле (4.32). Минимальное реактивное сопротивление в нагрузочном режиме определяем по формуле (4.33).

(Ом).

Время срабатывания третьей ступени ДЗ, с, определяется с учетом отстройки от времени срабатывания резервных защит трансформаторов и резервируемой линии, установленных на смежной ПС, по формуле

, (4.50)

где - наибольшее время срабатывания резервных защит на ПС, с (принимаем с).

(с).

Углы наклона характеристики реле сопротивления третьей ступени принимаются, согласно [22, 24], в их число входят:

- угол наклона правой стороны характеристики принимается (для надёжного срабатывания при КЗ приняли равным не углу линии, а минимально возможному);

- угол наклона нижней левой части характеристики принимается ;

- угол наклона нижней правой части характеристики принимается .

Для удобства заносим рассчитанные параметры в табл. 4.3 и строим угловую характеристику срабатывания реле сопротивления ступеней ДЗ (рис. 4.2).



Таблица 4.3 - Уставки ДЗ шкафа защиты линии типа ШЭ2607 016

Наименование величин	Значения в первичных величинах
Уставка по оси Х характеристики РС I ступени, Ом	10,82
Уставка по оси R характеристики РС I ступени, Ом	12,85
Задержка на срабатывание I ступени, с	0
Угол наклона ц1 характеристики РС I ступени, град.	59
Угол наклона ц4 верхней части характеристики РС I ступени, град.	-10
Уставка по оси Х характеристики РС II ступени, Ом	69,2
Уставка по оси R характеристики РС II ступени, Ом	66,96
Задержка на срабатывание II ступени, с	0,7
Угол наклона ц1 характеристики РС II ступени, град.	59
Угол наклона ц3 нижней левой части характеристик РС I и II ст., град	130
Угол наклона ц2 нижней правой части характеристик РС I и II ст., град.	-15
Уставка по оси Х характеристики РС III ступени, Ом	784,3
Уставка по оси R характеристики РС III ступени, Ом	106,13
Задержка на срабатывание III ступени, с	3,8
Угол наклона ц1 характеристики РС III ступени, град.	59
Угол наклона ц3 нижней левой части характеристики РС III ст., град.	130
Угол наклона ц2 нижней правой части характеристики РС III ст., град.	0

Расчет уставок токовой защиты нулевой последовательности

Расчет уставок ТЗНП производим согласно методическим указаниям [26].

Расчет уставок первой ступени ТЗНП. Ток срабатывания первой ступени выбираем по условию отстройки от утроенного тока нулевой последовательности, протекающего в месте установки защиты при КЗ на землю на шинах смежной ПС, А, и вычисляем по формуле:

, (4.51)

где - коэффициент отстройки, учитывающий погрешность защиты, ошибки расчета, влияние апериодической составляющей и необходимый запас, [26]; - максимальное значение тока нулевой последовательности однофазного КЗ на шинах ПС в конце основной защищаемой линии (точка К2 на рис. 2), А.

Рисунок 4.2 - Характеристики срабатывания реле сопротивления ступеней ДЗ

(А).

Выдержка времени первой ступени принимается равной нулю.

Расчет уставок второй ступени ТЗНП. Ток срабатывания второй ступени выбираем по условию согласования с первой ступенью ТЗНП резервной линии Л3, отходящей от смежной ПС, А, рассчитывается по формуле

, (4.52)

где - коэффициент отстройки, учитывающий погрешность защиты и необходимый запас, [26]; - максимальный коэффициент токораспределения (в схеме замещения нулевой последовательности) при КЗ на резервной линии; - уставка тока срабатывания первой ступени ТЗНП резервной линии Л3, отходящей от шин смежной ПС, А.

(А).

Коэффициент чувствительности второй ступени ТЗНП, определяемый к КЗ в конце основной линии (точка К2 на рис.1.1), должен быть больше 1,5, определяется по формуле

, (4.53)

где - минимальный ток нулевой последовательности, протекающий через защиту при однофазном КЗ на шинах смежной П/ст 1 (т. К2 на рис. 1.1), А.

Выдержка времени второй ступени, с, согласуется с выдержкой времени первой ступени ТЗНП, установленной на резервной линии, с учетом времени УРОВ, установленном на смежной ПС, и рассчитывается по формуле

, (4.54)

где - время срабатывания первой ступени ТЗНП на резервной линии, отходящей от смежной ПС, принимаем с; принимаем равным 0,3 с:

(с).

Расчет уставок третьей ступени ТЗНП. Ток срабатывания третьей ступени выбираем по условию согласования со второй ступенью ТЗНП резервной линии, отходящей от ПС, А, и определяется по формуле

, (4.55)

где kотс - коэффициент отстройки, учитывающий погрешность защиты и необходимый запас, [26]; - уставка второй ступени ТЗНП резервной линии на смежной ПС, А.

(А).

Коэффициент чувствительности третьей ступени ТЗНП определяется при КЗ на шинах П/ст 1 по (4.53):

Выдержка времени третьей ступени согласуется с выдержкой времени второй ступени ТЗНП, установленной на резервной линии, отходящей от смежной ПС, с, и рассчитывается по формуле

, (4.56)

где - время срабатывания второй ступени ТЗНП, установленной на резервной линии, отходящей от смежной ПС, принимаем с.

(с).

Расчет уставок четвертой ступени ТЗНП. Ток срабатывания четвертой ступени выбираем исходя из двух условий:

1) отстройки от тока небаланса в нулевом проводе трансформаторов тока при максимальном нагрузочном режиме, А, по формуле:

, (4.57)

где kотс - коэффициент отстройки, учитывающий погрешность защиты и необходимый запас, [26]; - коэффициент возврата реле, ; - первичный ток небаланса в нулевом проводе ТТ в максимальном нагрузочном режиме, А.

Первичный ток небаланса в нулевом проводе ТТ в максимальном нагрузочном режиме, А, определяется по формуле

, (4.58)

где - коэффициент небаланса, [26].

(А).

(А).

2) согласования с третьей ступенью ТЗНП резервной линии, отходящей от смежной ПС, А, по формуле

, (4.59)

где kотс - коэффициент отстройки, учитывающий погрешность защиты и необходимый запас, [26]; - уставка третьей ступени ТЗНП резервной линии, отходящей от смежной ПС, А.

(А).

В качестве уставки принимается ток, имеющий наибольшее значение из первого или второго условий (4.57) и (4.59), то есть А.

Коэффициент чувствительности четвертой ступени ТЗНП определяется к КЗ в конце резервной линии (точка К6 на рис. 1.1) по формуле (4.53). Коэффициент чувствительности должен быть не менее 1,2 [11, 26].

Выдержка времени четвертой ступени согласуется с выдержкой времени третьей ступени ТЗНП, установленной на резервной линии, с, и рассчитывается по формуле

, (4.60)

где - время срабатывания третьей ступени ТЗНП резервной линии, отходящей от шин смежной ПС, принимаем с.

(с).

Для удобства и наглядности рассчитанные уставки заносим в табл. 4.4.

Таблица 4.4 - Уставки ТЗНП шкафа защиты линии типа ШЭ2607 016

Наименование величин	Значения в первичных величинах
Ток срабатывания I ступени ТНЗНП, А	751,4
Задержка на срабатывание I ступени, с	0
Ток срабатывания II ступени ТНЗНП, А	728,8
Задержка на срабатывание II ступени, с	0,7
Ток срабатывания III ступени ТНЗНП, А	222,07
Задержка на срабатывание III ступени, с	1,8
Ток срабатывания IV ступени ТНЗНП,	67,7
Задержка на срабатывание IV ступени, с	2,8



Расчет параметров токовой отсечки

Расчет тока срабатывания ТО выполняется согласно методике, приведенной в [18, 19].

Уставка срабатывания ТО, А, определяется по формуле

, (4.61)

где - коэффициент отстройки, [19]; - максимальное значение трехфазного тока КЗ на шинах смежной ПС (точка К2 на рис. 1.1), А.

(А).

Чувствительность ТО определяется к КЗ в месте установки защиты (точка К1 на рис. 1.1) в минимальном режиме по формуле:

, (4.62)

где - минимальное значение тока двухфазного КЗ в месте установки защиты, А.

4.2 Релейная защита трансформатора 110 кВ

4.2.1 Расчет продольной дифференциальной токовой защиты трансформаторов на базе реле типа ДЗТ-11

Дифференциальная защита в трансформаторах используется в качестве основной. Она применяется для защиты трансформаторов от КЗ между фазами, на землю и от замыканий витков одной фазы. Согласно принципу действия защиты, трансформаторы тока устанавливаются со всех сторон трёх-обмоточного трансформатора. Для компенсации сдвига фаз токов силовых трансформаторов, соединенных по схеме «звезда - треугольник», необходимо ТТ на стороне «звезды» соединить в «треугольник», а на стороне «треугольника» - в «звезду» [19].

Следует отметить, что в согласно [27] использование дифференциальных защит трансформаторов, выполненных с реле серии РНТ-560, на проектируемых ПС не рекомендуется, поскольку на трансформаторах с РПН такие защиты в большинстве случаев не удовлетворяют требованиями чувствительности, регламентируемым ПУЭ [11].

Расчет дифференциальной защиты, выполненной с реле серии ДЗТ-11, производим в следующем порядке в соответствии с [27]:

Определяются первичные токи для всех сторон защищаемого трансформатора, соответствующие его номинальной мощности. Затем по этим токам определяются соответствующие вторичные токи в плечах защиты, исходя из коэффициентов трансформации трансформаторов тока и коэффициентов схемы. Расчёты сведены в табл. 4.5.

Выбирается сторона, к трансформаторам тока которой наиболее целесообразно присоединить тормозную обмотку НТТ реле.

Тормозную обмотку целесообразно включить на сумму токов трансформаторов тока, установленных на сторонах среднего и низшего напряжений, так как при подключении тормозной обмотки только к трансформаторам тока, установленным на одной из сторон (среднего или низшего напряжения) защищаемого трансформатора, определяющим условием для выбора тока срабатывания защиты остается отстройка от внешнего КЗ.

Минимальный ток срабатывания защиты определяется по условию отстройки от броска намагничивающего тока при включении ненагруженного трансформатора под напряжение. Для трёхобмоточных трансформаторов с включением тормозной обмотки реле на сумму токов трансформаторов тока, установленных на сторонах среднего и низшего напряжений, выбор минимального тока срабатывания защиты производится по условию отстройки от броска намагничивающего тока при включении защищаемого трансформатора под напряжение по формуле:

(4.63)

где k -- коэффициент, используемый при отстройке защиты от броска намагничивающего тока, принимаем ; -- коэффициент выгодности, для трансформаторов принимается ; -- номинальный ток, соответствующий номинальному напряжению среднего ответвления устройства РПН и номинальной мощности трансформатора.

(А).

Определяются числа витков рабочей обмотки НТТ реле для основной стороны 110 кВ (стороны с наибольшим вторичным током в плече защиты) и для других сторон-- 35 и 10 кВ, исходя из значения минимального тока срабатывания защиты ( А).

Число витков обмотки НТТ реле, соответствующее току срабатывания защиты для основной стороны трансформатора:

, (4.64)

где - магнитодвижущая сила (МДС) срабатывания реле, для реле типов ДЗТ-11 А; - ток срабатывания реле, отнесенный к основной стороне.

Числа витков обмоток НТТ реле для других (неосновных) сторон защищаемого трансформатора, которые определяются по условию равенства нулю (при неучёте небаланса) результирующей МДС в НТТ реле при нагрузочном режиме и внешних КЗ, определим по следующим формулам: