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

. (4.65)

. (4.66)

где ,- вторичные токи в плечах защиты для неосновных сторон; - принятое число витков обмотки НТТ реле для основной стороны.

Расчеты сведены в табл. 4.6.

Принимаются к использованию следующие числа витков: витков, что соответствует минимальному току срабатывания защиты А, и витков.

Выбирается необходимое число витков тормозной обмотки НТТ реле. При включении тормозной обмотки на сумму токов трансформаторов тока, установленных на сторонах среднего и низшего напряжений, расчетным является КЗ на стороне НН при параллельной работе трансформаторов. Исходя из полученных значений токов, определяется первичный ток небаланса и необходимое число витков тормозной обмотки.

Расчетный ток небаланса может быть определен как сумма трех составляющих:

, (4.67)



где - составляющая, обусловленная погрешностью трансформаторов тока; - составляющая, обусловленная регулированием напряжения защищаемого трансформатора; - составляющая, обусловленная неточностью установки на НТТ реле расчетных чисел витков для неосновных сторон.

В (4.67) учитываются абсолютные значения составляющих тока небаланса. Последние определяются по выражениям:

, (4.68)

, (4.69)

, (4.70)

где - периодическая составляющая тока (при t=0), проходящего через защищаемую зону при расчетном внешнем КЗ; - коэффициент, учитывающий переходный режим (наличие апериодической составляющей тока), для реле серии ДЗТ-11 принимаем равным 1; - коэффициент однотипности трансформатора тока, ; - относительное значение полной погрешности трансформаторов тока, ; , - относительные погрешности, обусловленные регулированием напряжения на сторонах защищаемого трансформатора и принимаемые равными половине используемого диапазона регулирования на соответствующей стороне; и - коэффициенты токораспределения, равные отношению слагающих тока расчетного внешнего КЗ, проходящих на сторонах, где производится регулирование напряжения, к току на стороне, где рассматривается КЗ; и - расчетные числа витков обмоток НТТ реле для неосновных сторон; и - принятые (целые) числа витков обмоток НТТ реле для соответствующих неосновных сторон; и - коэффициенты токораспределения, равные отношению слагающих тока расчетного внешнего КЗ, проводящих на сторонах, где используются соответственно числа витков и обмоток НТТ реле, к току на стороне, где рассматривается КЗ.

Использование знака «+» или «-» в (4.70) определяется направлением составляющих тока КЗ: при одинаковом направлении составляющих тока (например, к защищаемому трансформатору) используется знак «+», при противоположном - знак «--».

(А).

(А).

(А).

Для определения необходимого числа витков тормозной обмотки используем следующее выражение:

, (4.71)

где - тангенс угла наклона касательной, проведенной из начала координат к нижней расчетной по избирательности тормозной характеристике, .

Расчёты сведены в табл. 4.6.

Определяется чувствительность защиты при металлических КЗ в защищаемой зоне, когда торможение отсутствует. Рассматривается КЗ между двумя фазами на стороне низшего напряжения трансформатора при раздельной работе трансформаторов в минимальном режиме работы системы:

. (4.72)

.

Определяется чувствительность защиты при КЗ в защищаемой зоне, когда имеется торможение. Рассматривается КЗ между двумя фазами на стороне низшего напряжения при параллельной работе трансформаторов в минимальном режиме работы системы:

, (4.73)

где - рабочая МДС НТТ реле при рассматриваемом металлическом КЗ; - рабочая МДС срабатывания реле в условиях, когда защита находится на грани срабатывания при рассматриваемом КЗ, но не металлическом, а через переходное сопротивление.

Рабочая МДС HTT реле определяется по выражению:

, (4.74)

где - число витков рабочей (дифференциальной и уравнительной) обмотки НТТ реле, используемое на стороне n; - ток, подводимый к рабочей обмотке НТТ реле с числом витков с учетом его знака при рассматриваемом металлическом КЗ.

Первичный ток в защите на сторонах 110 и 35 кВ при рассматриваемом КЗ:

(А).

Вторичный ток, подводимый к рабочей обмотке НТТ реле на стороне 110 кВ:

(А).

Вторичный ток, подводимый к рабочей обмотке НТТ реле на стороне 35 кВ и тормозной обмотке:

(А).

Рабочая МДС НТТ реле:

(А).

Тормозная МДС НТТ реле определяется по формуле:

. (4.75)

(А).

По характеристике срабатывания реле, соответствующей максимальному торможению, графически определяется рабочая МДС срабатывания реле ; для рассматриваемых условий A, A -- по характеристике, соответствующей максимальному торможению, А.

Определяется коэффициент чувствительности защиты при рассматриваемом КЗ с торможением:

Как следует из приведенных расчетов, во всех рассмотренных случаях КЗ в защищаемой зоне как при отсутствии, так и при наличии торможения защита, выполненная с реле серии ДЗТ-11, обеспечивает минимально допустимый по [11] коэффициент чувствительности.

4.2.2 Расчёт максимальной токовой защиты

Устанавливается с каждой стороны силового трансформатора. Ток срабатывания защиты определяется по выражению [2, 18]:

(4.76)

где - коэффициент отстройки, учитывающий ошибку реле и необходимый запас, принимаем ; - коэффициент, учитывающий увеличение тока в условиях самозапуска заторможенных двигателей; зависит от удаленности, процентного содержания в нагрузке и порядка отключения двигателей, принимаем ; - коэффициент возврата принимается по каталогу, для данного типа реле принимаем ; - максимальное значение рабочего тока, протекающего через силовой трансформатор.

При наличии параллельно работающих трансформаторов одинаковой мощности:



(4.77)

Таблица 4.5 - Расчёт вторичных токов в плечах защиты трансформатора

Наименование величины	Обозначение и метод определения	Числовое значение для стороны
		110 кВ	35 кВ	6 кВ
Первичный ток на сторонах защищаемого трансформатора, соответствующий его номинальной мощности, А
Схема соединения трансформаторов тока	-	Д	Д	У
Коэффициент трансформации трансформаторов тока		100/5	300/5	1000/5
Вторичный ток в плечах защиты, соответствующий номинальной мощности защищаемого трансформатора, А



Таблица 4.6 - Расчёт дифференциальной защиты трансформатора

Ток срабатывания реле на основной стороне, А
Число витков обмотки НТТ реле для основной стороны: Расчетное
Принятое
Число витков обмотки НТТ реле для стороны 35 кВ: Расчетное Принятое		10
Число витков обмотки НТТ реле для стороны 6 кВ: Расчетное Принятое		15
Результирующий ток в тормозной обмотке, А
Первичный расчетный ток небаланса с учетом составляющей , А
Число витков тормозной обмотки НТТ реле: Расчетное Принятое		8

где - число параллельно работающих трансформаторов.

Приведём пример расчёта для стороны 110 кВ.

Ток срабатывания защиты, А: (А).

Коэффициент чувствительности: .

Поскольку чувствительность защиты на высокой стороне оказывается недостаточной, то целесообразно выполнить МТЗ с пуском минимального напряжения (блокировкой по напряжению).

Напряжение срабатывания определяется по формуле:

(4.78)

где - напряжение стороны силового трансформатора, где подключен трансформатор напряжения.

(кВ).

Ток срабатывания защиты при этом определяется по формуле:

(4.79)

Чувствительность защиты по току:

Чувствительность по напряжению:

(4.80)

где - максимальное значение остаточного напряжения на шинах со стороны питания (там, где подключен трансформатор напряжения), при КЗ на противоположной стороне силового трансформатора.

Значение остаточного напряжения на шинах со стороны питания определяется как:



(4.81)

(кВ).

Поскольку чувствительность по напряжению недостаточна, то устройство пуска минимального напряжения подключается со стороны силового трансформатора, противоположной питанию. В этом случае чувствительность по напряжению , так как в месте КЗ равно нулю.

Для других сторон трансформатора производим аналогичный расчёт и сводим его в табл. 4.7.

Вторичные уставки защиты определяются выражениями:

, . (4.82)

По ним выбираются типы реле тока и напряжения. Выдержка времени защиты должна быть на ступень больше максимальной выдержки времени максимальных защит отходящих присоединений:

. (4.83)

(с); (с); (с).

Для данной защиты выбираем соответствующие реле тока, реле напряжения, реле времени и промежуточное реле [28]. Сводим выбранные реле в табл. 4.8.

Таблица 4.8 - Выбранные реле для МТЗ трансформатора

Сторона тр-ра	Токовое реле	Реле времени	Промежуточное реле	Реле напряжения
110 кВ	РТ-40/20 (парал. соединение катушек)	РВ-134	РП-23	-
35 кВ	РТ-40/20 (парал. соединение катушек)	РВ-128	РП-23	РН-54/160
10 кВ	РТ-40/20 (парал. соединение катушек)	РВ-132	РП-23	РН-54/160

Таблица 4.7 - Расчёт МТЗ трансформатора

Наименование величины	Обозначение и метод определения	Числовое значение для стороны
		110 кВ	35 кВ	10 кВ
Ток срабатывания защиты, А
Коэффициент чувствительности
Пар-ры срабатывания: - по току, А - по напряжению, В

4.2.3 Газовая защита трансформатора

Газовая защита должна защищать трансформатор от внутренних повреждений, к которым относят:

- витковые замыкания в обмотках ВН и НН;

- пожар стали;

- утечка масла из бака.

Принцип работы газовой защиты основан на контроле разложения трансформаторного масла под действием повышенной температуры на газы (газогенерирование). Повышенная температура появляется локально при витковых замыканиях или при пожаре стали. Это место сильно разогревается и масло газогенерирует. Газы будут стремиться попасть в расширительный бак, проходя через корпус газового реле. Скапливаясь в корпусе газового реле, вызывают повышенное давление и снижение уровня масла, что приводит к опрокидыванию чашек и срабатыванию газового реле.

Газовое реле - это механическое реле с двумя парами контактов. Интенсивность газообразования зависит от характера и размеров повреждения. Это дает возможность выполнить газовую защиту, способную различать степень повреждения, и в зависимости от этого действовать на сигнал или отключение. Основным элементом газовой защиты является газовое реле, устанавливаемое в маслопроводе между баком и расширителем (рис. 4.3, а). Одним из видов газового реле является реле РГЧЗ-66 с чашкообразными элементами 1 и 2, изображенными на рис. 4.3, б [18].

В нашей стране широко используется газовое реле Бухгольца производства Германии с двумя шарообразными пластмассовыми поплавками типа BF80/Q. У них поплавки выполнены полыми из пластмассы. На поплавках укреплены постоянные магниты, которые управляют замыканием и размыканием герконов.

Рисунок 4.3 - Газовое реле защиты трансформатора

а - место установки газового реле; б - конструкция

Газовое реле, изображённое на рис. 4.4, имеет сигнальный элемент 1 и отключающие элементы 2, 3 (1, 2 - поплавки, 3 - пластина). В нормальных условиях работы корпус реле заполнен маслом, и все элементы занимают положение, при котором их контакты разомкнуты. При незначительном газообразовании в баке трансформатора газ по трубопроводу проходит в расширитель, скапливаясь в верхней части реле, где помещен сигнальный элемент 1.

При скоплении в реле определенного количества газа уровень масла в нем снижается так, что поплавок сигнального элемента 1 опускается под действием силы тяжести и сигнальный контакт замыкается; так же срабатывает сигнальный элемент и на уход масла по другим причинам.

При дальнейшем снижении уровня масла, когда корпус реле опорожняется практически полностью, поплавок 2 отключающего элемента также опускается под действием силы тяжести и отключающий контакт замыкается.

При внутренних повреждениях трансформатора в месте КЗ происходит бурное разложение масла и поток масла или смеси масла с газом устремляется из бака в расширитель. Под действием этого потока отклоняется на определенный угол пластина 3 отключающего элемента и отключающий контакт замыкается.

В зависимости от вида и развития повреждения трансформатора возможна последовательная работа сигнального и отключающего элементов или их одновременная работа.

Рисунок 4.4 - Конструкция газового реле Бухгольца

Сигнальным и отключающим контактами являются герконы (магнитоуправляемые реле), которые запаяны в стеклянные колбы и срабатывают от приближения к ним постоянного магнита, укрепленного на поплавках.

В начальном положении поплавки удерживаются за счет разницы в плотности воздуха и масла, а отключающая пластина - за счет постоянного магнита, силу которого должен будет преодолеть поток масла.

Пластина имеет круглое отверстие для прохождения части масла во избежание повреждения реле при бурных процессах. Пластина настраивается на одну из возможных скоростей протекания масла: 0,65 м/с, 1,0 м/с и 1,5 м/с. Уставка по скорости меняется с помощью изменения расстояния между постоянным магнитом и отключающей пластиной.

Так как защищаемый трансформатор снабжен устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН), то для этого устройства дополнительно предусматриваем отдельная газовая защита.

В данном курсовом проекте расчет газового реле не производим. Но укажем, что устанавливаем на трансформатор газовое реле Бухгольца типа BF-80/Q.

Расшифровка аббревиатуры реле: В - реле с двумя элементами; F - с фланцами; 80 - внутренний диаметр фланца; Q - фланец квадратной формы.

4.2.4 Защита от перегрузок трансформатора

Устанавливается со стороны питания с одним токовым реле, включенным на ток любой фазы [18]. Ток срабатывания защиты равен:

(4.84)

где - коэффициент надежности, пронимается равным 1,05.

(А).

Вторичный ток срабатывания защиты равен:

(4.85)

(А).

Для данной защиты выбираем соответствующие реле тока, реле времени и промежуточное реле [28]:

- токовое реле: РТ-40/10 (параллельное соединение катушек);

- реле времени: РВ-133 (для всех защит, действующих на сигнал, необходимо применять термически устойчивое реле времени);

- промежуточное реле: РП-23.

Время срабатывания защиты принимаем равным tс.з.=9с.

4.2.5 Сигнализация о повышении температуры масла

Для контроля температуры масла в баке и сигнализации о достижении предельно допустимых температур трансформаторы мощностью 1000 кВА и более снабжают термометрическим сигнализатором.

Термосигнализатор типа ТСМ-100 (рис. 4.5) представляет собой паровой манометрический дистанционный термометр с электроконтактным устройством. Термометр устанавливают со стороны НН трансформатора у края крышки, продольная ось фланца должна быть параллельна большой оси бака.

Принцип его действия основан на зависимости между температурой и давлением насыщенных паров заполнителя (метил хлористый технический), заключенного в герметически замкнутой термосистеме (рис. 4.6), состоящей из термобаллона 17, соединительного капилляра 1, защищенного металлической оплеткой, и манометрической пружины 2. Температура трансформаторного масла передается термобаллону, ввинченному в гильзу на крышке трансформатора. При повышении температуры термобаллона в нем увеличивается давление паров заполнителя. Это давление передается по капилляру в манометрическую пружину и вызывает ее упругую деформацию. Деформация пружины посредством рычажного передаточного механизма (18 и 15) вызывает отклонение показывающей стрелки 5 на шкале прибора 4.

Рисунок 4.5 - Термометрический сигнализатор типа ТСМ-100

Контактное устройство прибора состоит из контактных щеток 13, жестко связанных с осью 16 стрелки, и двух секторов с контактами 12 и 11. Секторы связаны с двумя передвижными стрелками-указателями - желтой 6 и красной 19. Контактная щетка при перемещении стрелки скользит по секторам. При установке стрелки-указателя при помощи арретира 7 на определенную происходит при подходе показывающей стрелки 5 к передвижному указателю 6. Если, например, желтая стрелка-указатель установлена на отметку шкалы, соответствующую + 50°С, а красная на +55°С, то при повышении температуры контакт замыкается при совпадении стрелки с концом желтой стрелки-указателя и при дальнейшем повышении температуры до 55°С замыкается второй контакт (конец стрелки совпал с концом красной стрелки-указателя), при этом первый контакт остается замкнутым. Для установки желтой или красной стрелки-указателя отвертывают соответствующую пробку на лицевой стороне корпуса прибора, закрывающую отверстие против установочного винта, и отверткой производят установку стрелки-указателя на требуемую отметку шкалы. После этого пробку плотно завинчивают во избежание попадания влаги внутрь прибора.

1 - капилляр; 2 - манометрическая пружина; 3 - ось; 4 - шкала прибора; 5 - показывающая стрелка; 6 - желтый указатель; 7- арретир; 8- рубильник на щите управления; 9 - сигнальные лампы, расположенные на щите управления; 10 - контактная плата прибора; 11 и 12 - сектора с контактами; 13 - контактные щетки; 14 - крепление щеток; 15 и 18 - передаточное устройство; 16 - ось стрелки; 17 - термобаллон: 19 - красный указатель.

Рисунок 4.6 - Электрокинематическая схема термосигнализатора типа ТСМ-100

Корпус сигнализатора устанавливают на трансформаторе на высоте около 1,5 м от уровня фундамента. От атмосферных осадков корпус обычно защищен металлическим козырьком.



5. Проверка трансформаторов тока

Пригодность трансформаторов тока (ТТ) для релейной защиты определяется из того, что их полная погрешность не должна превышать 10 % в пределах расчетных значений токов КЗ для подключенной защиты.

Проверку на 10 %-ную полную погрешность осуществляется по кривым предельной кратности, по которым определяют допустимое сопротивление вторичной нагрузки ТТ, используя методики изложенные в [29 или 30].

5.1 Проверка ТТ шкафа основной защиты линии типа ШЭ2607 083

Для того чтобы определить допустимое сопротивление вторичной нагрузки ТТ, к которым подключается защита, рассчитываем значение предельной кратности тока по формуле:

(5.1)

где - первичный номинальный ток ТТ ( А), А;

- расчетный ток, при котором ТТ должны работать с погрешностью не более 10 %, А.

Расчетный ток для данного типа защиты выбирается на 10 % больше уставки токового органа действующего на отключение по векторной разности фазных токов, А, и рассчитывается по формуле:

. (5.2)

(А).

Далее по (5.1):

Согласно коэффициенту трансформации и типу ТТ (ТФНД-110М) выбирается нужная кривая предельной кратности тока из [30] и по ней, используя рассчитанное значение предельной кратности тока, определяется допустимое сопротивление вторичной нагрузки. В данном случае оно составит Ом.

Так как вторичные обмотки трансформаторов тока обычно соединены в «звезду», фактическое значение сопротивления вторичной нагрузки ТТ, Ом, рассчитывается по формуле из [29]:

, (5.3)

где - сопротивление соединительных проводов, Ом; - сопротивление токовых цепей подключенной защиты, Ом; - переходное сопротивление контактов (согласно [29] Ом), Ом.

Согласно [11] сечение жил проводов вторичных токовых цепей по условию механической прочности должно быть для алюминия не менее 4 мм2.

Сопротивление соединительных проводов, Ом, рассчитывается по формуле:

, (5.4)

где - удельное сопротивление металла, из которого выполнены провода (для алюминия ), Ом·мм2/м; - длина провода, определяемая расстоянием от ТТ до панелей РЗ ( м), м; q - сечение провода (q = 4 мм2), мм2.

(Ом).

Сопротивление токовых цепей защиты, Ом, рассчитывается по формуле

, (5.5)

где - мощность, потребляемая токовыми цепями защиты (по [15] ВА), ВА; - номинальный ток защиты (), А.

(Ом).

Далее по (5.3) определяется

(Ом).

Так как фактическое сопротивление получилось меньше допустимого, можно сделать вывод, что ТТ будут работать с полной погрешностью меньше 10 %.

5.2 Проверка ТТ шкафа резервной защиты линии типа ШЭ2607 016

Расчетный ток для данного типа защиты также выбирается на 10 % больше максимального тока КЗ в конце основной защищаемой линии по формуле:

, (5.6)



где - ток трехфазного КЗ в конце первой ступени ДЗ, А.

(А).

Далее по (5.1) рассчитывается кратность тока

По кривой предельной кратности из [30] определяется допустимое сопротивление вторичной обмотки ТТ и в данном случае оно составит Ом.

Так как мощность, потребляемая данным шкафом [24], имеет такое же значение, что и для шкафа ШЭ 2607 083, фактическое сопротивление нагрузки будет принимать такое же значение Ом.

Так как фактическое сопротивление получилось меньше допустимого, ТТ будут работать погрешностью, не превышающей 10 %.

Проверка трансформаторов тока на 10%-ную погрешность показала, что все трансформаторы тока, при подключении к ним новых шкафов защиты будут работать в пределах 10 % полной погрешности, что обеспечивает правильную работу устанавливаемых защит.

5.3 Проверка ТТ защит трансформатора

Расчетный ток для защит трансформатора определяется по формуле:

, (5.7)

где - максимальный ток трехфазного КЗ, протекающий через рассматриваемую сторону трансформатора, А.

Приведём пример расчёта для ТТ, установленного на стороне 110 кВ.

(А).

Далее по (5.1) рассчитывается кратность тока:

По кривой предельной кратности из [30] определяется допустимое сопротивление вторичной обмотки ТТ и в данном случае оно составит Ом.

Для вторичных обмоток трансформатора тока, которые соединены в «звезду», фактическое значение сопротивления вторичной нагрузки ТТ, Ом, рассчитывается по формуле (5.3), а для обмоток, соединённых в «треугольник», по формуле:

, (5.8)

где - сопротивление реле, включённого в токовые цепи, Ом (принимаем согласно [29] Ом).

Отметим, что фактическое значение сопротивления вторичной нагрузки ТТ для обмоток, соединённых в «треугольник», больше аналогичного сопротивления для обмоток, соединённых в «звезду». Поэтому проверяем 10%-ную погрешность ТТ именно по обмоткам, соединённым в «треугольник».

(Ом).

Для ТТ, установленных на других сторонах трансформатора проведём аналогичные расчёты и получим:



Проверка трансформаторов тока на 10%-ную погрешность показала, что все трансформаторы тока, при подключении к ним защит трансформатора будут работать в пределах 10 % полной погрешности, что обеспечивает правильную работу устанавливаемых защит.



6. Разработка схем релейной защиты

В рамках данного курсового проекта выполняются следующие схемы:

Схема распределения по трансформаторам тока и напряжения устройств информационно-технологических систем (ИТС)

Схему выполняем в соответствии со стандартом [31], в котором определены типовые требования к оформлению схем распределения по ТТ и ТН устройств информационно-технологических систем: релейной защиты и автоматики, противоаварийной автоматики (РЗА), измерений автоматизированной системы управления технологическим процессом (АСУ ТП), автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ), контроля качества электроэнергии (ККЭЭ), систем мониторинга оборудования.

Схема распределения по ТТ и ТН устройств ИТС приведена в приложении А.

Логические схемы защит линии, выполненных на микропроцессорной базе

С появлением микропроцессорных терминалов и контроллеров в жизнь энергетиков прочно вошли логические схемы. Это наиболее точный способ описать принципы работы современной релейной защиты, когда на схеме множество элементов заменены одним “черным ящиком”.

Логические схемы приведены в приложении Б в соответствии с [15, 24].

Оперативная схема защит трансформатора

Данная схема выполнена с использованием следующей аппаратуры:

- АК1 -- комплект защиты типа КЗ-12;

- КА1, КА2-- реле тока типа РТ-40/Р, КАЗ-КА9 -- реле тока типа РТ 40;

- КAWI--KAW3 -- реле тока с торможением типа ДЗТ 11;

- КН1--КН5-- реле указательные типа РУ 1/0 05, КН6-- КН10-- реле указательные типа РУ 1;

- KLl--KL3, KL5--KL7-- реле промежуточные типа РП 23, KL4 -- реле промежуточное типа РП 252;

- KSG1, KSG2 -- реле газовые;

- КТ1 -- реле времени типа РВ 134, КТ2 -- реле временя типа РВ 128, КТЗ -- реле времени типа РВ 132, КТ4 -- реле времени типа РВ 114, КТ5-- реле времени типа РВ 133;

- KV1,KV2--реле напряжения типа РН-54/160;

- KVZ1, KVZ2 -- фильтры реле напряжения обратной последовательностей типа РНФ 1М;

- R1 -- резистор типа ПЭВ25 3900 Ом, R2 -- резистор типа ПЭВ 10, 100 0м, R3--резистор типа ПЭВ 50 1500 Ом;

- SG1-SG3, SG5 -- блоки испытательные типа БИ 4; SG4 -- блок испытательный типа БИ 6;

- SX1--SX6 -- накладки типа НКР 3.

Оперативная схема защит трансформатора приведена в приложении В в соответствии с [27].



Заключение

В ходе выполнения данного курсового проекта проектировали защиты ЛЭП 110 кВ и понизительного трансформатора 110 кВ, в результате чего получили знания и практические навыки по расчёту уставок и разработке схем устройств релейной защиты.

Начали проектирования защит с расчёта токов КЗ. Для расчета использовали комплекс программ ТКЗ 3000. Составив схемы замещения прямой и нулевой последовательностей и рассчитав параметры их элементов, внесли схемы в программу и выполнили необходимый расчёт. Затем произвели выбор коэффициентов измерительных трансформаторов.

Выбор принципов построения релейной защиты производили в соответствии с существующими нормативными документами. Для рассматриваемой линии в качестве основной быстродействующей защиты приняли ДФЗ, а в качестве резервной - комплект ступенчатых защит, включающий в себя ДЗ, ТЗНП и ТО. В качестве защит трансформатора выбрали продольную дифференциальную защиту, газовую защиту, МТЗ для защиты от токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ, и резервирования действия защиты от внутренних повреждений, МТЗ от перегрузки, термосигнализатор с действием на сигнал. Защита линии выполнялась на микропроцессорной базе с использованием шкафов защиты типа ШЭ2607 производства НПП «ЭКРА», а защита трансформатора выполнялась на электромеханической базе. Затем выполнили выбор параметров настройки релейной защиты для линии и трансформатора. Проверили трансформаторы тока на 10 %-ную полную погрешность.

Завершающим этапом курсового проекта была разработка схем релейной защиты, а именно: схемы распределения по трансформаторам тока и напряжения устройств информационно-технологических систем (ИТС), логических схем защит линии, выполненных на микропроцессорной базе, оперативной схемы защит трансформатора.

Список использованных источников

1. Пинчуков П. С., Логинов В.Ю. Релейная защита систем электроснабжения. Выбор параметров настройки устройств релейной защиты сети 110 кВ: Методические указания по выполнению курсового проекта [Текст] / П.С. Пинчуков, В.Ю. Логинов - Хабаровск : Изд-во ДВГУПС, 2017. - 46 с. : ил.

2. Фигурнов, Е.П. Релейная защита:учебник для вузов[Текст]. В 2 ч. Ч. 1 / Е. П. Фигурнов. - 3-е изд., перераб. и доп. - М. : ГОУ УМЦ ЖД, 2009. - 414 с.

3. Преимущества и недостатки микропроцессорных защит оборудования электроустановок [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://electrical

4. school.info/spravochnik/poleznoe/1249-preimushhestva-i-nedostatki.html

5. Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и вы-бору электрооборудования [Текст] / Под ред. Б.Н. Неклепаева. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2001. - 152 с.

6. Производство, передача и распределение электрической энергии. Электротехнический справочник [Текст]. В 4 т. Т. 3 / под общ. ред. проф. МЭИ В.Г. Герасимова [и др.] (гл. ред. А.И. Попов). - 10-е изд., стер. - М. : Издательский дом МЭИ, 2009. - 597 с.

7. Трансформаторы тока для наружной установки [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://leg.co.ua/info/podstancii/transformatory-toka-dlya-naruzhnoy-ustanovki.html

8. Энергосфера. Трансформатор ТФНД-35М [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://energosfera.org.ua/transformatory/izmeritelnye-transformatory-toka/maslyanye-izmeritelnye-transformatory-toka-35kv/transformator-tfnd-35m.html

9. ТЛК-10 ОЭнТ [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://forca.ru/spravka/tt-i-tn/tlk-10-oent.html

10. ЗЭТО. Трансформаторы напряжения (измерительные) [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.zeto.ru/products_and_services/high_voltage_equipment/transformatory-napryajeniya-izmeritelnye-elegazovye/znog-110-u1-uhl1-transformator-napryajeniya-elegazovyy

11. ЭТК Оникс. Класс напряжения ТН 12-66кВ [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.etk-oniks.ru/Klass-napryazheniya-TN-12-66kV.html

12. Правила устройства электроустановок [Текст] : [утв. Минэнерго Российской Федерации 08 июля 2002 г.]. - 7-е изд. - М. : СПб ДЕАН, 2009. - 701 с.

13. Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока напряжением 35-750 кВ [Текст]: СТО 56947007-29.240.10.028-2009. - М. : ОАО «ФСК ЕЭС», 2009 г. - 96 с.

14. НПП «ЭКРА». Защиты линии основные, ШЭ 2607 083 [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.ekra.ru/produkcija/rza-podstancionnogo-oborudovanija-110-220-kv/zashchity-linii-osnovnye/263-shkafy-differencialnofaznoy-zaschity-linii-she2607-081088.html

15. НПП «ЭКРА». Защиты линии резервные, ШЭ 2607 016 [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://www.ekra.ru/produkcija/rza-podstancionnogo-oborudovanija-110-220-kv/zashchity-linii-rezervnye/267-she2607-016.html

16. Шкаф дифференциально-фазной защиты линии типа ШЭ2607 083. Руководство по эксплуатации [Текст]: ЭКРА.656453.029-03 РЭ. - Чебоксары : НПП «ЭКРА». - 122 с.

17. Методические указания по выбору параметров срабатывания дифференциально-фазной и высокочастотной микропроцессорных защит сетей 220 кВ и выше, устройств АПВ сетей 330 кВ и выше производства ООО НПП «ЭКРА» [Текст]: СТО 56947007-29.120.70.032-2009. - М. : ОАО «ФСК ЕЭС», 2009. - 85 с.

18. Дифференциально-фазная высокочастотная защита линий 110-330 кВ [Текст]: РУ 9. - М. : Энергия, 1972 г. - 114 с.

19. Андреев, В.А. Релейная защита и автоматика систем электро-снабжения [Текст] / В.А. Андреев. - 5-е изд., стер. - М. : Высш. шк., 2007. - 640 с.

20. Чернобровов, Н.В. Релейная защита энергетических систем [Текст] / Н.В. Чернобровов, В.А. Семенов. - М. : Энергоатомиздат, 1998. - 800 с.

21. Федосеев, А.М. Релейная защита электроэнергетических систем : учебник для вузов [Текст] / А.М. Федосеев, М.А. Федосеев. - М. : Энергоатомиздат, 1992. - 528 с.

22. Басс, Э.И. Релейная защита электроэнергетических систем [Текст] / Э.И. Басс, В.Г. Дорогунцев. - М. : Изд-во МЭИ, 2002. - 296 с.

23. Циглер, Г. Цифровая дистанционная защита: принципы и применение [Текст] / Г. Циглер, А. Ф. Дьякова. - М. : Энергоиздат, 2005. - 322 с.

24. Дистанционная защита линий 35-330 кВ [Текст]: РУ 7. - М. : Энергия, 1966. - 172 с.

25. Шкаф защиты линии и автоматики управления выключателем типа ШЭ2607 016 [Текст]: ЭКРА.656453.050 РЭ. - Чебоксары : НПП «ЭКРА». - 110 с.

26. Трансформаторы силовые масляные общего назначения классов напряжения 110 и 150 кВ [Текст]: ГОСТ 12965-85. - М. : Государственный комитет СССР по стандартам, 1985. - 48 с.

27. Токовая защита нулевой последовательности от замыканий на землю линий 110-500 кВ. Расчеты [Текст]: РУ 12. - М. : Энергия, 1980. - 88 с.

28. Руководящие указания по релейной защите. Выпуск 13a. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ. Схемы [Текст]. ? М.: Энергоатомиздат, 1985 г. - 96 с., ил.8.

29. Справочник реле защиты и автоматики [Текст] / под ред. М.Э Хейфица. - 3-е изд., перераб. и доп. - М: «Энергия», 1972. - 344 с.

30. Кузнецов, Ф.Д. Техническое обслуживание измерительных трансформаторов тока и напряжения [Текст]/ Ф.Д. Кузнецов, Б.А. Алексеева. - М. : НЦ ЭНАС, 2001. - 96 с.

31. Королев, Е.П. Расчеты допустимых нагрузок в токовых цепях релейной защиты [Текст]/ Е.П. Королев. - М. : Энергия, 1980. - 208 с.

32. Схемы распределения по трансформаторам тока и напряжения устройств информационно-технологических систем (ИТС). Типовые требования к оформлению [Текст]: СТО 56947007-29.240.021-2008. - М. : ОАО «ФСК ЕЭС», 2009 г. - 16 с.



Приложение А

СХЕМА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ПО ТТ И ТН УСТРОЙСТВ ИТС



Приложение Б

ЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ТЗНП И ТО ШКАФА ЗАЩИТ ШЭ2607 016

Размещено на Allbest.ru