Расчет аварийных процессов в линии электропередачи Катраси - ТЭЦ-3

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Чувашский государственный университет им. И.Н. Ульянова

Кафедра ТОЭ

КУРСОВАЯ РАБОТА

Дисциплина: Основы проектирования релейной защиты

Расчет аварийных процессов в линии электропередачи Катраси - ТЭЦ-3

Выполнил: Смирнов А.Г.

Студент гр. ээ-22-00

Проверил: Ефремов В.А.

Чебоксары 2003 г.



Задание

Энергосистема: Чувашэнерго;

Сетевой район: Северные сети;

Подстанция: Катраси 110/10кВ

Линия: ВЛ-110кВ Катраси-ТЭЦ-3

Общая протяженность 43,3 км

Структурная схема ЛЭП Катраси 38,90 ТЭЦ-3

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Основная линия №1 “Катраси-ТЭЦ-3”

Участки и отпайки линии

№ уч.	Длина	№ опор	Наименование	Тип опор	Тип троса
1 2 3 4 01 5 6 7 8 02	20,9 10,3 1,45 2,2 0,01 2,2 3,12 0,84 0,05	1-126 126-188 188-195 195-X X-196 196-207 207-228 228-232	Катраси - Луч Луч(Оп126) - Оп188 Оп - 188 - Оп - 195 Опора-195 - Новая Новая Новая - Опора-196 Оп-196 - Оп-207 Оп-207 - Оп-228 Опора-228 - ТЭЦ-3 Нагрузка ТЭЦ-3	PB110-30 РВ110-30 РВ110-1 РВ110-30 РВ110-1	C-50 0

На всей линии тип провода АС-150/19, а на участке опора - 228 - ТЭЦ-3 тип провода АС-185/24.

Примечание: `0' означает, что на данном участке троса нет, точнее, он изолирован от опор через искровой промежуток.

Х неизвестные номера опор.

Отпайки и нагрузка «Катраси-ТЭЦ-3»

Наименование отп.(нагр.)	Длина отп.	Трансформатор	Нагрузка	R0/X0 нагрузки
		кол-во	S МВА	ток, А	cos
Новая ТЭЦ-3	0,01 0,01	2 0	40/40 0	100 8Е5	0,5 0,5	Разземлена 1,0/5,0

Сопротивление прямой и нулевой последовательности конечной нагрузки:

Z_Н1 = 0,756+j1,31 Ом;

Z_Н0 = 1+j5 Ом

Эквивалентная глубина обратного тока в земле D_З = 500 м.



Расчет удельных параметров линии электропередачи

Параметры Z⁰ зависят от типа провода (R) и типа опор (X₁⁰, B₁⁰).

Для провода АС-150/19 имеем

R₁⁰ = R₂₀⁰*(1+0.004(t⁰-20⁰)) = 0.1992(1+0.004(0-20)) = 0.1833 Ом/км,

где t = 0(февраль);

R₂₀⁰ = 0,1992 Ом/км (справочные данные)

Для провода АС-185/24 имеем

R₁⁰ = R₂₀⁰*(1+0.004(t⁰-20⁰)) = 0.157(1+0.004(0-20)) = 0.1444 Ом/км

Удельное индуктивное сопротивление X₁⁰ = X₂⁰ = X ⁰ определяются в основном типом опор.

Для РВ110-1 (см. рис.1):

S_AB = 2.5+1 = 3.5 м,

C S_BC = = 3.35 м,

A l_c B S_CA = = 3.61 м,

h_T Среднее геометрическое расстояние l_A l_B h_C между проводами:

h_A h_B d_ср = = 3,485 м.

Параметр X₁⁰ вычисляется по выражению: (для АС-150/19)

X₁⁰ = 0.145Lg(d_ср/r_э)

Опора одноцепных ЛЭП

0.145Lg(3,485/0,00798) = 0,3828Ом/км,

где эквивалентный радиус провода r_э = 0,95 r_п = 0,95(16,8/2) = 7,98мм.

Для РВ110-30 (см. рис.1):

S_AB = 3,2-2 = 1,2 м,

S_BC = = 4,46 м,

S_CA = 19,5-11,5 = 8 м,

Среднее геометрическое расстояние между проводами:

d_ср = = 3,498 м.

Параметр X₁⁰ вычисляется по выражению: (для АС-150/19)

X₁⁰ = 0.145Lg(d_ср/r_э) = 0.145Lg(3,498/0,00798) = 0,3830 Ом/км,

где эквивалентный радиус провода r_э = 0,95 r_п = 7,98мм.;

для АС-185/24

X₁⁰ = 0.145Lg(d_ср/r_э) = 0.145Lg(3,498/0,0089775) = Ом/км,

где эквивалентный радиус провода r_э = 0,95 r_п = 0.95(18.9/2) = 8.9775мм.;

Реактивная емкостная проводимость B₁⁰ воздушной лини:

Тип опоры РВ110-1

Для провода АС-150/19:

B₁⁰ = 10^-5/(1.32*Lg(d_ср/r_п)) = 10^-5/(1.32*Lg(3,485/0,0084)) =

= 0,295*10^-5См/км;

Тип опоры РВ110-30

Для провода АС-185/24:

B₁⁰ = 10^-5/(1.32*Lg(d_ср/r_п)) = 10^-5/(1.32*Lg(3,498/0,00945)) =

= 0,295*10^-5См/км;

Для провода АС-150/19:

B₁⁰ = 10^-5/(1.32*Lg(d_ср/r_п)) = 10^-5/(1.32*Lg(3,498/0,0084)) =

= 0,289*10^-5См/км.

Расчет параметров нулевой последовательности без учета троса и параллельных линий

Удельное активное сопротивление нулевой последовательности определяется по:

R₀⁰ = R₁⁰+0.15

Для провода АС-150/19

R₀⁰ = 0.1833+0.15 = 0.3333 Ом/км,

Для провода АС-185/24 имеем

R₀⁰ = 0.1444+0.15 = 0.2944 Ом/км.

Индуктивное сопротивление проводов нулевой последовательности X₀⁰

1) для опоры РВ110-30 (для АС-185/24)

r_ср = = = 0,478м;

X₀⁰ = 0.435Lg(d_з/r_ср) = 0,435 Lg(500/0,478) = 1,3131Ом/км;

2) для опоры РВ110-30 (для АС-150/19)

r_ср = = = 0,468м;

X₀⁰ = 0.435Lg(d_з/r_ср) = 0,435 Lg(500/0,468) = 1,3173Ом/км;

3) для опоры РВ110-1 (для АС-150/19)

r_ср = = = 0,4672м;

X₀⁰ = 0.435Lg(d_з/r_ср) = 0,435 Lg(500/0,4672) = 1,3178Ом/км;

d_з - эквивалентная глубина возвратного тока в земле.

1) Z₀⁰ = 0.2944+j1,3131 Ом/км;

2) Z₀⁰ = 0.3333+j1,3173Ом/км;

3) Z₀⁰ = 0.3333+j1,3178Ом/км.

Удельная емкостная проводимость лини B₀⁰ нулевой последовательности зависит от подвеса провода относительно земли.

1) для РВ110-30 (для АС-185/24):

d_i = 2/3*(h_A+h_B+h_C-3s_гир) = 2/3*(11,5+15,5+19,5-3*1,23) = 28,54 м,

где s_гир = 1,23 м справочные данные;

B₀⁰ = 10^-5/(3.96*Lg(d_i/r_ср)) = 10^-5/(3.96*Lg(28,54/4,872)) =

= 0,329*10^-5См/км

r_ср'- средний геометрический радиус системы трех проводов линии

r_ср' = = = 4,872м;

2) для РВ110-30 (для АС-150/19):

d_i = 2/3*(h_A+h_B+h_C-3s_гир) = 2/3*(11,5+15,5+19,5-3*1,23) = 28,54 м,

где s_гир = 1,23 м справочные данные;

B₀⁰ = 10^-5/(3.96*Lg(d_i/r_ср)) = 10^-5/(3.96*Lg(28,54/4,684)) =

= 0,321*10^-5См/км

r_ср'- средний геометрический радиус системы трех проводов линии

r_ср' = = = 4,684м;

3) для РВ110-1(для АС-150/19):

d_i = 2/3*(h_A+h_B+h_C-3s_гир) = 2/3*(15,5+15,5+18,5-3*1,23) = 30,54 м,

где s_гир = 1,23 м справочные данные;

B₀⁰ = 10^-5/(3.96*Lg(d_i/r_ср)) = 10^-5/(3.96*Lg(30,54/4,684)) =

= 0,310*10^-5См/км

r_ср'- средний геометрический радиус системы трех проводов линии

r_ср' = = = 4,684 м.

Тросы

Трос учитывается лишь в схеме нулевой последовательности

Активное сопротивление ”трос-земля”

R_Т⁰ = 0,15+3R_{Т НОМ}(1+0,004(t⁰-20⁰)) Ом/км.

Для троса С-50 при t⁰ = 0⁰С и R_{Т НОМ} = 2,73Ом/км получим

R_Т⁰ = 0,15+3*2,73(1+0,004(0-20⁰)) = 7,6848 Ом/км.

Индуктивное сопротивление троса

X_Т⁰ = 0,435Lg(d_з/r_э) Ом/км,

где r_э = 0,95 r_Т = 0,95*4,6 = 4,37мм; r_Т = 9,2/2 = 4,6мм - истинный радиус троса

X_Т⁰ = 0,435Lg(500/0,00437) = 2,004 Ом/км,

Z_Т⁰ = R_Т⁰+j X_Т⁰ = 7,6848+j2,004 Ом/км.

Сопротивление взаимной связи между проводами линии и тросом

Z_П,T⁰ = 0.15+j0.435 Lg(d_з/d_П,Т),

где d_П,Т - среднее геометрическое расстояние между проводами и тросом, равное

d_П,Т =

Для опоры РВ110-30:

S_AT = = 10.4777 м;

S_BT = = 7.0527 м;

S_CT = = 3.0366 м;

d_П,Т = = 6.0767м;

Z_П,T⁰ = 0.15+j0.435 Lg(500/6.0767) = 0.15+j0.8332 Ом/км.

Для опоры РВ110-1:

S_AT = = 5.099 м;

S_BT = = 5.5902 м;

S_CT = = 2.23606 м;

d_П,Т = = 3.9946м;

Z_П,T⁰ = 0.15+j0.435 Lg(500/3.9946) = 0.15+j0.9124 Ом/км.

релейный линия сопротивление ток



Сопротивление нулевой последовательности линии с учетом заземленных тросов

Z₀^(T) = Z₀⁰-( Z_П,T⁰)²/ Z_Т⁰

1) для опоры РВ110-30 (для АС-185/24):

Z₀^(T) = 0.2944+j1,3131-(0.15+j0.8332)²/(7,6848+j2,004) = 0.3683+j1.2613

Ом/км;

2) для опоры РВ110-30 (для АС-150/19):

Z₀^(T) = 0.3333+j1,3173-(0.15+j0.8332)²/(7,6848+j2,004) = 0.4072+j1.2655

Ом/км;

3) для опоры РВ110-1(для АС-150/19):

Z₀^(T) = 0.3333+j1,3178-(0.15+j0.9124)²/(7,6848+j2,004) = 0.4233+j1.2587

Ом/км;

Удельная емкостная проводимость линии нулевой последовательности с учетом троса

B₀^(T) = .

1) для опоры РВ110-30 (для АС-185/24):

r_Т - радиус троса; r_Т = 4,6мм

d_птi = (d_i+2h_T)/2 = (28,54+2*21.785)/2 = 36.055 м-среднее расстояние между проводами фаз А,В,С и зеркальным отражением троса, подвешенного на высоте h_T; h_T - высота подвеса троса;

r_ср' - средний геометрический радиус системы трех проводов;

B₀^(T) = = 0.35177*10^-5См/км

2) для опоры РВ110-30 (для АС-150/19):

r_Т = 4,6мм

d_птi = (d_i+2h_T)/2 = (28,54+2*21.785)/2 = 36.055

B₀^(T) = = 0.3809 *10^-5См/км

3) для опоры РВ110-1 (для АС-150/19):

r_Т = 4,6мм

d_птi = (d_i+2h_T)/2 = (30.54+2*20.5)/2 = 35.77

B₀^(T) = = 0.4327*10^-5См/км

Расчет сопротивлений прямой и нулевой последовательностей для отпаек

R_T = (dP_К U²_НОМ*10^-3)/S²_НОМ = 193*110²*10^-3/40² = 1.4596 Ом;

X_T = u_K%/100*U_НОМ²/S_НОМ = 12.7/100*110²/40 = 38.4175 Ом;

где dP_К = 193-потери короткого замыкания трансформатора, кВт

u_K% = 12,7-напряжение короткого замыкания обмотки, %

R_H = (U_HH/(I_HH))*k_TP²*cos = (10*10³/(*100)*(110/10)²*0.5 =

3492.969Ом;

X_H = (U_HH/(I_HH))*k_TP²*sin = (10*10³/(*100)*(110/10)²*0.8660 =

6049,823 Ом;

Z_H = 3492.969+j6049,823 Ом,

где k_TP = U_ВН/U_НН - коэффициент трансформации трансформатора отпайки,

U_НН, I_HH - напряжение и ток нагрузки (низшей стороны трансформатора)

U_НН = 10 кВ;

I_HH = 100 А

U_ВН - номинальное напряжение ВЛ (U_ВН = 110)

Z_ОТП = Z₁⁰*L+Z_T+ Z_H = (0,1992 +j0,3828)*2.2+1.4596+j38.4175+

+3492.969+j6049,823 = 3494.86684+j6089.08266 Ом.

Таблица 1

№ уч-ка	1	2	3	01	4	5	6	7
Длина, км	20.9	10.3	2.45	2.2	2.4	1.5	0.51	5.24
Тип опор	PB110-30	PB110-30	PB110-1	PB110-1	PB110-1	PB110-1	PB110-30	PB110-30
R01,Ом/км	0.1833	0.1833	0.1833	0.1833	0.1833	0.1833	0.1833	0.1444
R00,Ом/км без троса с тросом	0.3333 0.4072	0.3333 0.4072	0.3333 0.4233	0.3333 0.4233	0.3333 0.4233	0.3333 0.4233	0.3333 0.4072	0.2944 0.3683
X01,Ом/км	0,3830	0,3830	0,3828	0,3828	0,3828	0,3828	0,3830	0.3756
X00,Ом/км без троса с тросом	1,3173 1.2655	1,3173 1.2655	1,3178 1.2587	1,3178 1.2587	1,3178 1.2587	1,3178 1.2587	1,3173 1.2655	1,3131 1.2613
B01*10-5, См/км	0,289	0,289	0,295	0,295	0,295	0,295	0,289	0,295
B00*10-5, См/км без троса с тросом	0,321 0.3809	0,321 0.3809	0,310 0.4327	0,310 0.4327	0,310 0.4327	0,310 0.4327	0,321 0.3809	0,329 0.35177
Сопр.нагр. Zн, Ом	0	0	0	3494.867+ +j6089.083	0	0	0	0

Средние значения: R⁰₀ = 0,41039 Ом/км;

X⁰₀ = 1,26157 Ом/км;

B⁰₀*10^-5 = 0,40316 Ом/км.



Расчет аварийного максимального режима при однофазном КЗ

Точка КЗ	Токи и напряжения в месте кз *103
1	1	1,4310 -89,7	1,4232 -87,3	1,5112 -86,3	4,364 -87,7	0,0589 -30,5	0,1495 -63,3	61,298 -1,14	28,514 -177,5	22,698 -178,2	10,595 -17,4	86,559 -116,8	87,478 116,5
2	20	0,6600 -82,9	0,6609 -77,6	0,7765 -76,3	2,0948 -78,8	0,0826 -38,9	0,1758 -62,7	76,873 -2,1	13,242 -167,9	11,665 -168,2	53,048 -8,58	88,682 -119,2	89,353 119,0
3	42,3	0,378 -82,3	0,382 -73,1	0,552 -72,5	1,3081 -75,5	0,1299 -53,7	0,2281 -65,9	82,475 -1,5	7,648 -163,4	8,297 -164,4	67,447 -5,6	90,151 -120,4	90,068 120,4

Расчет аварийного максимального режима при однофазном КЗ (при сопротивлении дуги 20 0м)

Точка КЗ	Токи и напряжения в месте кз *103
1	1	0.8607 -43.3	0.9039 -40.6	0.959 -39.7	2.7222 -33.97	0.0850 19.9	0.1115 -41.9	79.130 -9.95	18.080 -130.9	14.392 -131.6	68.197 -33.9	86.121 -119.7	91.209 117.85
2	20	0.4647 -51.9	0.503 -46.5	0.5898 -45.1	1.5552 -47.6	0.0984 -0.6	0.1455 -46.00	82.734 -4.8	10.056 -136.8	8.861 -137.0	71.439 -16.1	88.618 -119.8	90.093 119.3
3	42.3	0.2667 -53.1	0.3054 -43.9	0.4410 -43.3	1.011 -46.0	0.135 -16.4	0.1938 -47.0	85.629 -2.93	6.109 -134.2	6.627 135.2	77.730 -9.9	90.247 -120.2	89.746 120.3

Расчет аварийного максимального режима при двухфазном КЗ

Точка КЗ	Токи и напряжения в месте кз *103
1	1	1,9921 -89,3	1,9920 -21,6	0,0002 0,0	3,4199 -58,4	3,4800 121,6	0,0596 -58,4	49,978 -1,72	39,845 -117,9	0,0024 0,0	48,284 -49,5	43,191 -71,7	89,774 120,0
2	20	0,9446 -81,9	0,9533 -18,4	0,0003 0,0	1,6130 -50,0	1,673 129,7	0,0593 -58,5	71,170 -3,0	19,075 -108,6	0,002 0,0	68,546 -18,6	59,409 -109,8	89,774 120,0
3	42,3	0,5783 -80,1	0,5902 -14,4	0,0003 0,0	0,9812 -46,9	1,0402 132,4	0,0592 -58,7	78,447 -2,3	11,808 -104,7	0,0013 0,0	76,783 -10,9	70,180 -115,8	89,774 120,0



Расчет аварийного максимального режима при двухфазном КЗ (при сопротивлении дуги 20 0м)

Точка КЗ	Токи и напряжения в месте кз *103
1	1	1,6820 -62,1	1,7093 -0,3	0,0002 0,0	2,9099 -30,9	2,9634 148,6	0,0596 -58,4	62,309 -15,7	34,196 -90,6	0,0017 0,0	78,502 -40,5	30,550 -118,9	89,774 120,0
2	20	0,8357 -64,8	0,8614 -1,1	0,0002 0,0	1,4420 -32,4	1,4961 146,6	0,0593 -58,5	75,093 -6,3	17,238 -91,4	0,002 0,0	78,472 -19,0	59,927 -119,3	89,774 120,0
3	42.3	0,5144 -63,2	0,5427 2,5	0,0003 0,0	0,8879 -29,4	0,9409 148,8	0,0592 -58,7	80,792 -4,1	10,861 -87,8	0,0008 0,0	82,695 -11,6	70,979 -120,6	89,774 120,0

Расчет аварийного максимального режима при трехфазном КЗ

Точка КЗ	Токи и напряжения в месте кз *103
1	1	3,9839 -88,4	0,0001 0,0	0,0001 0,0	3,9839 -88,4	3,9840 151,6	3,9838 31,6	10,563 -16,5	0,002 0,0	0,001 0,0	10,561 -16,5	10,565 -136,5	10,562 103,5
2	20	1,8973 -80,1	0,0001 0,0	0,0001 0,0	1,8975 -80,1	1,8972 159,9	1,8973 39,9	52,903 -8,17	0,0016 0,0	0,0019 0,0	52,905 -8,2	52,903 -128,2	52,901 111,8
3	42.3	1,1670 -77,2	0,0002 0,0	0,0001 0,0	1,1668 -77,2	1,1671 162,8	1,1669 42,8	67,284 -5,3	0,0004 0,0	0,0010 0,0	67,283 -5,3	67,285 -125,3	67,283 114,7

Расчет аварийного максимального режима при трехфазном КЗ (при сопротивлении дуги 20 0м)

Точка КЗ	Токи и напряжения в месте кз *103
1	1	2,5901 -43,5	0,0001 0,0	0,0001 0,0	2,5899 -43,6	2,5902 -163,5	2,5900 76,5	66,301 -35,6	0,0019 0,0	0,0013 0,0	66,303 -35,6	66,303 -155,6	66,299 84,4
2	20	0,0595 -178,6	0,0001 0,0	0,0001 0,0	0,0593 -178,5	0,0596 61,5	0,0594 -58,6	89,775 0,0	0,0017 0,0	0,0008 0,0	89,774 0,0	89,774 -120,0	89,777 120
3	42.3	0,9015 -46,8	0,0001 0,0	0,0001 0,0	0,9016 -46,8	0,9016 -166,8	0,9016 73,2	77,756 -10,0	0,0017 0,0	0,0011 0,0	77,754 -10,0	77,756 -130,0	77,758 110,0



Расчет аварийного максимального режима при двухфазном КЗ на землю

Точка КЗ	Токи и напряжения в месте кз *103
1	1	2,7610 -88,6	1,2229 -28,0	1,6317 -146,0	4,2522 -92,8	4,1527 156,9	0,1284 -104,3	34,660 -3,7	24,469 -118,3	24,493 122,1	10,435 -17,1	10,721 -136,8	83,523 119,6
2	20	1,2891 -80,6	0,6084 -19,2	0,8102 -135,6	2,0495 -84,2	1,9600 165,7	0,1527 -106,4	64,556 -4,7	12,175 -109,5	12,168 132,5	52,636 -8,5	53,325 -128,2	88,187 119,7
3	42.3	0,7628 -78,1	0,4046 -15,5	0,5367 -131,3	1,2724 -81,3	1,2021 169,2	0,1927 -112,9	74,966 -3,3	8,099 -105,8	8,065 136,8	67,084 -5,6	67,645 125,4	90,417 120,0

Расчет аварийного максимального режима при двухфазном КЗ на землю (при сопротивлении дуги 20 0м)

Точка КЗ	Токи и напряжения в месте кз *103
1	1	2,1189 -82,3	1,8405 -35,3	0,5941 -81,7	4,2359 -63,2	2,7016 129,0	0,0948 -61,4	48,234 -7,4	37,812 -125,6	8,918 -173,6	41,971 -66,2	42,705 -91,2	89,006 118,6
2	20	1,0635 -74,2	0,8469 -27,7	0,4236 -87,7	2,1220 -60,11	1,2513 146,9	0,1206 -69,5	69,647 -5,7	16,946 -117,9	6,362 -179,6	59,210 -21,7	63,556 -118,2	89,386 119,5
3	42.3	0,6510 -72,4	0,5214 -23,3	0,3179 -86,8	1,3378 -58,8	0,7595 153,4	0,1534 -75,4	77,529 -3,8	10,433 -113,5	4,775 -178,7	69,993 -12,2	73,650 -120,6	90,021 120,2

Осциллограмма и векторная диаграмма при однофазном КЗ: предшествующий режим

аварийный режим (фазные величины)

аварийный режим (симметричные составляющие)

режим отключения выключателя



установившийся режим

Расчет токовой защиты нулевой последовательности

Измерительные органы ТНЗНП - реле тока нулевой последовательности в I-IV ступенях защиты. Расчет уставок производим в соответствии с рекомендациями.

Расчет I ступени

Ток срабатывания выбирается из условия:

отстройки от тока замыкания в конце линии:

,

где k_отс = 1,3...1,5 - коэффициент отстройки.

или отстройки от утроенного тока нулевой последовательности при неодновременном включении фаз выключателя:

Ток срабатывания определяем по первому условию, так как считаем, что выключатели с трёхфазным приводом управления.

I0 = 1,5112L-86,3 к A

6,11955 кA

Чувствительность проверяем при K⁽¹⁾ в начале линии:

I0 = 1,5112L-86,3 к A

Требуемый уровень чувствительности не обеспечивается, хотя достаточно немалая величина. Это объясняется тем, что сопротивление линии относительно сопротивлений связи с источниками эдс мало.

II ступень

Ток срабатывания определяется из условий:

1) согласования с I ступенью защиты предыдущей линии:

;

2) отстройки от утроенного тока нулевой последовательности в защите в неполнофазном режиме в цикле ОАПВ.

В нашем случае между предыдущей линией и нашей стоит автотрансформатор. Поэтому второй ступенью защитим автотрансформатор.

Ток срабатывания при K⁽¹⁾.

;

Проверяем чувствительность прибора при K⁽¹⁾ на высоковольтной стороне автотрансформатора в минимальном режиме.



III ступень

Применяется в случаях неудовлетворительной чувствительности II ступени.

Чувствительность второй ступени оказалась недостаточной.

Поэтому определим ток срабатывания исходя из требуемого коэффициента чувствительности при однофазном КЗ в конце зоны.

;

Время срабатывания определяется из условия отстройки от t_с.з последних ступеней защиты трансформатора:

;

где Дt = 0,5 c - ступень селективности.

IV ступень

Ток срабатывания отстраивается от тока небаланса в нулевом проводе ТТ при трехфазных КЗ за автотрансформатором. Расчетный режим - K⁽³⁾ в узле 2.

,

где k_отс = 1,25; k_пер = 2, при и k_пер = 1, при  - учитывает увеличение тока небаланса в переходном режиме;

k_нб = 0,05 при I_расч = (2...3) I_ном.Т, при , k_нб = 0,05…1 - коэффициент небаланса, зависящий от кратности расчетного тока к номинальному току ТТ.

При трехфазном КЗ за автотрансформатором

Коэффициент чувствительности проверяем при K⁽¹⁾ в конце зоны резервирования (т.е. за автотрансформатором)



Список использованной литературы:

1. Релейная защита, 3-е издание, переработанное и дополненное М., издательство «Энергия», 1967. 760 стр.

2. Наблюдение аварийных процессов в линии электропередачи, варианты заданий на курсовую работу М., Чебоксары 1997.

3. Правила устройства электроустановок, 4-е издание, М., издательство «Энергия», 1965.

Размещено на Allbest.ru