Размещено на http://www.allbest.ru/

Міністерство освіти і науки України

Національний технічний університет України

«Київський політехнічний інститут»

Доповідь з курсу:

Релейний захист

на тему:

«Розрахунок захисту кабельної лінії»

Виконав

Ст.V курсу ІЕЕ

Групи ОЕ-51

Зорик О.В.

Київ 2010



Зміст

• 1. ВСТУП
• 2. ЗАГАЛЬНА МЕТОДИКА РОЗРАХУНКІВ ЗАХИСТУ
• 2.1 Розрахунок струмів нормальних режимів і параметрів ліній
• 2.2 Розрахунок струмів міжфазних коротких замикань
• 2.3 Розрахунок струмів при однофазних замиканнях на землю
• 2.4 Вибір і розрахунок релейних захистів
• 3. ЗАГАЛЬНА СХЕМОТЕХНІКА РЕЛЕЙНИХ ЗАХИСТІВ
• 3.1 Вибір типових схем релейних захистів
• 3.2 Вибір і розрахунок електричних апаратів
• 3.3 Релейна автоматика кабельних ліній
• ДОДАТКИ

• 1. ВСТУП
• Коротка історична довідка розвитку кабельних мереж міста Києва.
• Історія розвитку електричних мереж м. Києва є цікавою і на різних етапах багатою на розробки інженерних працівників, які зробили вагомий внесок у технічне удосконалення та надійність мереж. 1920 року Київські електромережі налічували 243 ТП напругою 2,2 кВ. Довжина мережі напругою 2,2 кВ становила: кабельної - 148 км; повітряної - 89,4 км; довжина розподільчої низьковольтної мережі: кабельної - 23,4 км; повітряної - 364 км.
• 1933 року вперше в СРСР інженери Маркевич В.П., Бєлінський В.М. та інші впровадили індуктивний метод визначення проходження траси та місця пошкодження кабелю, а інженери Іносов В.Л. та Корнієнко Є.Ф. також вперше в країні розробили та впровадили пристрої релейного захисту на змінному оперативному струмі із швидконасичуваними трансформаторами.
• 1936 рік. Інженери Іносов В.Л. та Слонім О.Я. розробили і впровадили оригінальну кабельну воронку для зовнішніх пристроїв, яка дала можливість виконувати кабельний ввід від повітряних мереж. Сучасні конструкції таких пристроїв ґрунтуються на розробках Київенерго.
• У цей період київська енергосистема була однією з передових у розробленні перших пристроїв автоматики на електростанціях та в електромережах.
• 1934 року застосовували захист від замикання на "землю" кабельних мереж, диференційний захист генераторів за принципом порівняння контрольних кіл.
• У 1948-1950 рр. в електричних мережах міста почалося успішне впровадження системи телемеханіки, у 1951 р. - телемеханізованого диспетчерського пункту.
• 1950 року ввели в дію перші кабельні мережі 35 кВ, а 1952 року розпочали переведення мереж з напруги 0,23 кВ на 0,4 кВ, яке повністю завершили 1960 року.
• У 1979 р. усі 5 районів кабельних мереж були обладнані новими пультами і диспетчерськими щитами. 1977 року вперше ввели в експлуатацію кабельні мережі 110 кВ.
• 1979 р., було розроблено та впроваджено в роботу покажчик замикання кабелів "УЗК-1" малих габаритів та прискореного пошуку пошкодження ділянок мереж, покажчик струму короткого замикання "УТКЗ-2Л", автоматичний регулятор налагодження компенсації.
• За ці роботи у 1981-82 рр. розробників нагороджено срібними та бронзовими медалями, а Київські кабельні мережі - дипломом ВДНГ СРСР ІІ і ІІІ ступеня.У 1983 р. проведено перші досліди з автоматичного контролю за енергоспоживанням.
• З 1988 р. виконуються роботи зі створення диспетчерського пункту контролю за споживанням електричної енергії з використанням контролерів типу "К-544" і "ЦТ-500". Починаючи з 1987 р., інтенсивно впроваджуються автоматизовані робочі місця на базі персональних ЕОМ.
• У 1989 р. в РКМ "Центральний" впроваджено один з перших у країні програмний комплекс телемеханіки "Граніт".
• Загальна довжина кабельних ліній електропередавання становить 9,4 тис. км, повітряних ліній - 1,5 тис. км. Переважну частину кабельних ліній електропередавання становлять лінії розподільчої мережі 10 кВ та 0,4 кВ.
• У Кабельних мережах встановлено 5040 силових трансформаторів напругою 10/110 кВ та 4243 вимикачі.
• На сучасному етапі захист кабельних ліній є важливою складовою в процесі експлуатації енергопостачальних мереж. До даного питання варто приділити чималу увагу, адже специфіка таких ліній зв'язана зі значними труднощами при пошуку пошкодження, а особливо при його усуненні. Тому важливо уникати аварійних ситуацій, а також розробляти механізми попередження пошкоджень на ранніх стадіях КЗ.


2. ЗАГАЛЬНА МЕТОДИКА РОЗРАХУНКІВ ЗАХИСТУ

2.1 Розрахунок струмів нормальних режимів і параметрів ліній

Струм навантаження кожної кабельної лінії залежить від кількості підключених до неї трансформаторів 10/0,4 кВ і в нормальному режимі визначається за формулою,

, А, (2.1)

де - сумарна номінальна потужність одного або декількох трансформаторів 10/0,4 кВ, підключених до кожної лінії, кВА;

= 10 кВ - лінійна напруга мережі.

Максимальний струм навантаження лінії у післяаварійному режимі визначають для випадку виходу з ладу одного з трансформаторів підстанції 10/0,4 кВ, коли другий працює з перевантаженням 140%, тобто

. (2.2)

Поперечний переріз кожної з кабельних ліній розраховують за економічною щільністю струму, тобто

, (2.3)

де - розрахункове значення поперечного перерізу лінії, мм;

- економічна щільність струму, А/ мм.

Значення економічних щільностей струму наведені у “Правилах улаштування електроустановок” (ПУЕ) і для кабелів з алюмінієвими жилами при максимальному завантаженні 3000-5000 год. на рік становлять =1,4 А/ мм.

За розрахунковими значеннями поперечного перерізу приймають, як правило, найближче в більшу або меншу сторону стандартне значення поперечного перерізу згідно з , які наведені в додатку А, табл. А.1. Прийняте значення поперечного перерізу перевіряють на тривало-допустимий струм згідно з ПУЕ , значення яких наведено в табл. А.1 додатку А.

За прийнятими значеннями поперечних перерізів кожної з кабельних ліній розраховують активний і реактивний опори для них за формулами

;, (2.4)

де , - питомі активний і реактивний опори 1 км кабельної лінії з алюмінієвими жилами, значення яких для ліній відповідного поперечного наведені в додатку А, табл. А.1;

- довжина кожної з кабельних ліній відповідного перерізу, км.

Результати розрахунків параметрів кабельних ліній та їх струмових режимів зводять у таблицю, як показано в Додатку В (табл.2.1).

2.2 Розрахунок струмів міжфазних коротких замикань

Розрахунок струмів у кабельних лініях при міжфазних коротких замиканнях виконують на основі схеми заміщення, приклад якої показаний у контрольному прикладі в Додатку В. У цій схемі реальні елементи мережі - лінії і трансформатори - представлені активними і реактивними опорами.

Величини активних і реактивних опорів схеми заміщення визначають наступним чином. Реактивний опір,Ом енергосистеми знаходять за формулою

, (2.5)

де = 110 кВ - номінальна напруга енергосистеми;

- потужність енергосистеми, МВА.

Активний і реактивний опори повітряної лінії 110 кВ розраховується за формулами

; , (2.6)

де , - питомі активний і реактивний опори 1км сталеалюмінієвих проводів марки АС, які для відповідних поперечних перерізів визначаються згідно з табл. А.3 Додатку А;

- довжина повітряної лінії 110 кВ, км.

Схеми заміщення трансформаторів двохобмоткових, триобмоткових та з розщепленими обмотками показані на рис. 2.1. Активний і реактивний опори двохобмоткових трансформаторів 110/10 кВ і 10/0,4 кВ знаходять за формулами

,, ,(2.7)

де , , - повний, активний і реактивний опори трансформатора в режимах короткого замикання, Ом;

- напруга короткого замикання трансформатора;

- номінальна потужність трансформатора, МВА;

, - номінальні значення первинних напруги, кВ і струму, який розраховують за формулою (2.1) в амперах;

- потужність короткого замикання трансформатора, кВт.

Триобмотковий трансформатор в режимах короткого замикання представляється трипроменевою схемою заміщення (рис.2.1) тільки з індуктивними опорами розсіювання, бо триобмоткові трансформатори виготовляють потужністю більше 6300 кВа і первинною напругою більше 110 кВ, що дозволяє нехтувати активним опором трансформатора. Індуктивні опори схеми заміщення трансформатора дорівнюють

Х_ВН =0.5(Х_ВН-СН + Х_ВН-НН - Х_СН-НН),

Х_СН =0.5(Х_ВН-СН + Х_СН-НН - Х_ВН-НН),(2.8)

Х_НН =0.5(Х_ВН-НН + Х_СН-НН - Х_ВН-СН).



У виразах (2.8) опори Х_ВН-СН, Х_ВН-НН, Х_СН-НН обчислюють за першою формулою (2.7), та відповідними значеннями напруг короткого замикання И_{К. ВН-СН,} И_{К. ВН-НН,} И_{К. СН-НН,} тому що в даному випадку індуктивні опори схеми заміщення дорівнюють його повному опору. Індуктивний опір трансформатора залежно від типу короткого замикання на сторонах середньої чи низької напруги дорівнює сумі опорів відповідних променів схеми заміщення (рис.2.1 ).

Трансформатори з розщепленою обмоткою низької напруги представляють трипроменевою схемою заміщення (рис.2.1), в якій один промінь відповідає обмотці високої напруги, а два інших - розщепленій обмотці низької напруги, що складається з двох обмоток НН1 та НН2, потужність кожної з яких дорівнює половині потужності обмотки високої напруги.

Індуктивні опори променів схеми заміщення для практичних розрахунків визначають за емпіричними формулами

Х_ВН = 0.125 Х_ВН-НН,Х_НН1= Х_НН2 = 1.75 Х_ВН-НН, (2.9)

де Х_ВН-НН - індуктивний опір трансформатора при паралельному з'єднанні розщеплених обмоток, який визначається за першою формулою (2.8) і за напругою короткого замикання відповідно до паралельного з'єднання розщеплених обмоток, про що вказується у паспорті на трансформатор, тому що в даному випадку індуктивні опори схеми заміщення дорівнюють його повному опору. Індуктивний опір трансформатора дорівнює сумі опорів відповідних променів схеми заміщення (рис. 2.1 ).

Активний і реактивний опори кабельних ліній і трансформаторів 10/0,4 кВ необхідно привести до напруги 110 кВ за формулами

,, (2.10)

де , - розрахункові дійсні значення активних і реактивних опорів ліній і трансформаторів 10/0,4 кВ, Ом ;

, - приведені до напруги 110 кВ значення активних і реактивних опорів;

= 11- коефіцієнт трансформації трансформатора 110/10 кВ.

Результати розрахунків приведених активних і реактивних опорів схеми заміщення за вищенаведеними формулами зводимо у таблиці як показано у контрольному прикладі додатку В (табл. 2.2, 2.3, 2.4).

Розрахунок приведених до 110 кВ струмів в лініях при три- та двофазних коротких замиканнях розраховують за формулами

; (2.11)

, (2.12)

де , - сума відповідно активних і реактивних опорів схеми заміщення від джерела живлення до відповідної точки короткого замикання, значення яких зводяться в таблицю (див. додаток Г, табл. 2.5).

Слід зазначити, що отримані за формулами (2.11) і (2.12) струми короткого замикання в кабельних лініях 10 кВ є приведеними до напруги 110 кВ. Для отримання дійсних значень струмів необхідно приведені значення помножити на коефіцієнт трансформації трансформатора 110/10 кВ, тобто

. (2.13)

Результати розрахунків зводять у таблицю (див. додаток Г, табл. 2.6).

2.3 Розрахунок струмів при однофазних замиканнях на землю

Однофазне замикання жил кабельних ліній на землю через заземлену металеву оболонку кабелів має свої особливості, обумовлені режимом ізольованої нейтралі мережі 10 кВ. Кожна жила кабельної лінії має ємність відносно металевої оболонки кабеля, яка з`єднана із заземлюючим пристроєм на підстанції 110/10 кВ і, отже, має ємність відносно землі. Це означає, що по жилах кабельної лінії протікають струми ємнісного характеру. Величина цих так званих власних ємнісних струмів кожної з ліній визначається формулою

, (2.14)

де - власний ємнісний струм лінії, А;

- питомий ємнісний струм на одиницю довжини лінії, визначається за табл. А1 у Додатку А, А/км;

- довжина кабельної лінії, км.

При замиканні однієї жили кабеля на його металеву оболонку і, отже, на землю ємнісний струм у цій пошкодженій жилі зростає у три рази відносно власного ємнісного струму. В двох інших непошкоджених жилах ємнісний струм зростає відповідно у з урахуванням того, що в стільки ж разів зростає напруга непошкоджених жил відносно землі:.

У загальному випадку мережа 10 кВ складається з декількох кабельних ліній і ємності кожної з жил відносно землі додаються. Це означає, що при замиканні однієї жили будь-якої з кабельних ліній її ємнісний струм буде визначаться сумарною ємністю мережі відносно землі:

. (2.15)

Тут - струм однофазного замикання на землю, який протікає пошкодженою жилою кабеля, А ;

- власний ємнісний струм кожної з кабельних ліній за формулою (2.14).

Якщо власний ємнісний струм кожної з кабельних ліній невідомий, то струм однофазного замикання на землю в амперах можна розрахувати за формулою = (U*L)/10, де U- напруга мережі, кВ, L - загальна довжина кабельної мережі, км. Якщо 15 А, то необхідно з метою його обмеження на цьому рівні встановити в нейтралі обмотки НН трансформатора 110/10 кВ дугогасну котушку, з`єднану другим виводом із землею. При цьому мережа 10 кВ з ізольованою нейтраллю перетворюється у мережу з компенсованою нейтраллю, а струм однофазного замикання на землю приймається на рівні 15А. Розрахунок струму однофазного замикання на землю зводимо у таблицю (див. Додаток Г, табл.2.7).

На цьому розрахунок струмових режимів кабельних ліній вважається закінченим і його результати використовують при розрахунках уставок спрацьовування релейних захистів.

2.4 Вибір і розрахунок релейних захистів

Для кабельних ліній 10кВ з одностороннім живленням передбачається згідно з ПУЕ двоступеневий струмовий захист від міжфазних коротких замикань на лініях і захист нульової послідовності від однофазних замикань на землю.

Перший ступінь струмового захисту - струмова відсічка без витримки часу - захищає кабельну лінію і частково обмотку 10 кВ трансформаторів 10/0,4 кВ від міжфазних коротких замикань. Вона діє на миттєве вимикання лінії від живлення.

Другий ступінь струмового захисту - максимальний струмовий захист (МСЗ) з витримкою часу - забезпечує резервування струмової відсічки і запобіжників на стороні10 кВ трансформаторів 10/0,4 кВ при їх неспрацьовуванні.

Уставку спрацьовування струмової відсічки розраховують, виходячи з наступних умов: 1) вона повинна захищати всю лінію і частково первинні обмотки трансформаторів 10/0,4 кВ; 2)вона не повинна спрацьовувати при коротких замиканнях на стороні 0,4 кВ трансформаторів і при кидках струмів при їх вмиканні під напругу, за формулою

, (2.16)

де - уставка струмової відсічки, А;

- значення струмів у лініях при трифазних коротких замиканнях на стороні 0,4 кВ трансформаторів 10/0,4 кВ, дійсні значення яких беруть з табл. 2.6 Додатку В.

Умови перевірки струмової відсічки на правильність функціювання згідно з ПУЕ такі: 1) на відповідність коефіцієнта чутливості струмової відсічки нормам ПУЕ за формулою

, (2.17)

де - струм у лініях при двофазних коротких замиканнях в кінці ліній,А; 2) на неспрацьовування від кидка струму при одночасному вмиканню під напругу трансформаторів 10/0,4 кВ за формулою

, (2.18)

де - сумарний номінальний струм трансформаторів 10/0,4 кВ, підключених до лінії, визначається за формулою (2.1).

Розрахунок і перевірку струмових відсічок кабельних ліній 10 кВ зводимо в таблицю, як показано у Додатку В (табл. 2.8).

Уставку спрацьовування максимального струмового захисту (МСЗ) ліній розраховуємо за формулою

, (2.19)

де = 1,2 - коефіцієнт запасу;

= 1,2 - коефіцієнт самозапуску електродвигунів;

= 0,85 - коефіцієнт повернення струмового реле;

- максимальний робочий струм лінії (див. у табл. 2.1).

Умови перевірки МСЗ на правильність функціонування полягає у відповідності коефіцієнта чутливості МСЗ нормам ПУЕ встановлюють за формулою

>1.2, (2.20)

де - струм в лінії при однофазному к.з. на шинах 0,4 кВ визначають за формулою:

, (2.21)

де - струм в лінії при трифазному к.з. на шинах 0,4 кВ. Якщо уставка (струм) спрацьовування МСЗ не відповідає вимогам ПУЕ за коефіцієнтом чутливості МСЗ, то необхідно використати комбінований струмовий захист з пуском за мінімальною напругою або симетричними складовими за напругою чи струмом [3,4,5].

Уставку витримки часу при спрацьовуванні МСЗ вибирають, виходячи з наступних умов: 1) витримка часу повинна бути меншою інтервалу часу термостійкості кабеля при протіканні через нього струму трифазного к.з; 2) витримка часу повинна бути більшою ніж у три рази згідно з ПУЕ від часу спрацьовування запобіжників на стороні ВН трансформаторів 10/0,4 кВ.

Інтервал часу термостійкості кабелю обчислюють за формулою

, (2.22)

де - прийнятий поперечний переріз ліній, мм;

- струм в лініях при трифазному к.з. на початку лінії ( на шинах 10 кВ), А;

= 0.01- розрахунковий коефіцієнт для кабелів з алюмінієвими жилами.

Запобіжники на стороні ВН трансформаторів 10/0,4 кВ вибирають наступним чином. Розрахунковий струм плавкої вставки обчислюють за формулою

, (2.23)

де - номінальний струм первинної обмотки трансформатора 10/0,4 кВ, А.

За розрахунковим струмом згідно з рис. А1 (див. Додаток А) приймають плавку вставку із стандартним номінальним струмом, найближчим до розрахункового значення в більшу або меншу сторону з урахуванням похибки спрацьовування запобіжника плюс-мінус 20%. За захисною характеристикою запобіжника (див. рис. А.1 Додатку А) визначають час спрацювання (плавлення) плавкої ставки таким чином: на нижній осі ( вісь абсцис) струмів відкладають значення струму в лінії і, отже, в обмотці ВН трансформатора 10/0,4 кВ при двофазному к.з. на шинах 0,4 кВ і піднімають перпендикуляр до перетину з кривою, що відповідає вибраній плавкій вставці. Від точки перетину опускають перпендикуляр на вісь часу (вісь ординат). Перевірку чутливості запобіжника виконують за формулою

> 3, (2.24)

де - коефіцієнт чутливості запобіжника;

- струм в лінії і в первинній обмотці трансформатора при однофазному к.з. на виводах його вторинної обмотки, визначають за формулою (2.21);

- номінальний стандартний струм прийнятої плавкої вставки запобіжника. Якщо < 3, то необхідно прийняти номінальний стандартний струм плавкої вставки на крок менше.

Вибір і перевірку запобіжників на стороні первинної обмотки трансформаторів 10/0,4 кВ зводимо в таблиці, як показано в Додатку В, табл. 2.9.

Витримку часу спрацьовування МСЗ приймаємо в три рази більшою за час спрацьовування запобіжника, тобто

T_МСЗ > 3Т_ПВ. (2.24а)

Вона повинна бути меншою за час термічної стійкості кабеля. Результати розрахунку МСЗ зводимо в таблиці, як показано в Додатку В, табл.. 2.10.

За результатами розрахунків релейних захистів будуємо так звану карту селективності захистів, яка показує зони дії захистів відносно довжини лінії і узгодження часу їх спрацьовування. Приклад карти селективності захистів показано в Додатку В, яку будуємо наступним чином. На горизонтальній осі абсцис відкладаємо довжину самої довгої лінії у кілометрах, на вертикальній осі - струми коротких замикань. Будуємо прямолінійну залежність струмів дво- і трифазних коротких замикань від довжини лінії за трьома точками:1) початок лінії (шини 10 кВ), 2) кінець лінії, 3) шини 0,4 кВ. На осі струмів відкладаємо значення уставок спрацьовування струмової відсічки та максимального струмового захисту і проводимо прямі лінії, паралельні осі абсцис. Точки перетину ліній уставок з лініями струмів к.з. і визначають зони дії захистів. Побудова карти узгодження часів спрацьовування захистів зрозуміла з рисунку Г.3 Додатку В. Для захисту кабельних ліній 10 кВ від однофазних замикання на землю прийнято захист нульової послідовності, який діє на сигналізацію для оперативного персоналу підстанції 110/10 кВ. Уставку спрацьовування захисту розраховуємо за умовою відстройки захисту від власного ємнісного струму за формулою

, (2.25)

де = 1,5 - коефіцієнт кидка струму при вмиканні лінії під напругу;

= 1,2 - коефіцієнт відстройки;

- сумарний власний ємнісний струм ліній, підключених до одного вимикача 10 кВ, де встановлений цей захист.

Перевірку захисту нульової послідовності виконуємо за коефіцієнтом чутливості за формулою



>1.5, (2.26)

де І_С^1К, І_ВС визначаємо за формулами (2.14), (2.15).

Розрахунок захисту зводимо в таблиці, як показано в Додатку В, табл. 2.11. На цьому розрахунок релейних захистів вважається закінченим.

3. ЗАГАЛЬНА СХЕМОТЕХНІКА РЕЛЕЙНИХ ЗАХИСТІВ

3.1 Вибір типових схем релейних захистів

При побудові схем релейних захистів треба керуватися вимогами ПУЕ, зокрема тим, що схеми релейних захистів ліній будуються в двох фазах А і С на основі комплектних пристроїв релейного захисту, внутрішні схеми деяких з них наведені в Додатку Б. Тип схеми залежить від заданих початкових даних до проектування, а саме типу струмового реле і типу оперативного струму для живлення схеми. При цьому мається на увазі, що привод вимикачів 10 кВ електромагнітний, тобто для вмикання та вимикання вимикачів використовують відповідно електромагніти вмикання та вимикання.

При постійному оперативному струмові використовують два комплекти релейного захисту типу КЗ - 12, один з яких як струмова відсічка без витримки часу, а другий в як максимальний струмовий захист з витримкою часу. При змінному оперативному струмові і струмовому реле типу РТ-40 використовують один комплект релейного захисту типу КЗ - 37. Якщо в якості струмового реле задане реле типу РТ-85, то воно дозволяє будувати двоступеневий релейний захист: струмову відсічку без витримки часу і максимальний струмовий захист з витримкою часу.

Креслення схеми релейного захисту повинно мати пояснювальну схему, де показано, в якому місці силової схеми вмикають трансформатори струму, які використовують в якості вимірювачів струму, безпосередньо принципову схему релейного захисту і автоматики і перелік електричних апаратів у схемі з вказівкою їх типів. Приклад виконання схеми показаний в Додатку В.

Пояснювальна записка повинна мати опис схеми релейного захисту і автоматики: спочатку переліковують електричні апарати схеми та їх призначення в схемі, потім описують роботу схеми при міжфазних коротких замиканнях та однофазних замиканнях на землю і далі принцип дії схеми релейної автоматики.

3.2 Вибір і розрахунок електричних апаратів

Як вимірювачі струму в схемах релейних захистів використовують трансформатори струму (ТС), які вибирають за умовою

, (3.27)

де - номінальний первинний струм трансформаторів струму, стандартні значення яких є такими: 50, 75,100,150,200,300,400,500 А;

- максимальний робочий струм лінії, А.

Вибір струмового реле типу РТ-40 вибирають за таблицею в Додатку А і за умовою, щоб максимальна уставка його спрацьовування була більшою за значення уставки спрацьовування струмової відсічки та максимального струмового захисту.

Якщо як струмове реле використовують реле типу РТ-85/1, то його технічні характеристики РТ-85/1: максимальна потужність реле -10 ВА; уставки струму спрацьовування індукційного елемента реле дискретні - 4; 5; 6; 7; 8; 9; 10 А;уставки електромагнітного елемента реле кратні до струму спрацьовування індукційного елемента і регулюють плавно від 2 до 8 крат ; витримку часу спрацьовування індукційного елемента регулюють плавно від 0,5 до 4 с.

Методика розрахунку параметрів спрацьовування реле РТ-85/1 наступна. Розрахункову уставку спрацьовування індукційного елемента реле (максимальний струмовий захист) обчислюють за формулою



,(3.28)

де - уставка спрацьовування максимального струмового захисту, А;

- коефіцієнт трансформації ТС, = І_1ТА/ 5.

З урахуванням того, що уставки спрацьовування індукційного елемента реле встановлюються дискретно, розрахункове значення округлюють до найближчого цілого числа 4,5,6,7,8,9,10, яке і є прийнятою уставкою спрацьовування індукційного елементу реле.

Уставку спрацьовування електромагнітного елемента реле (струмова відсічка) обчислюють відповідно в амперах і у крайностях

, (3.29)

, (3.30)

де - уставка спрацьовування струмової відсічки;

- уставка спрацьовування електромагнітного елемента реле як кратне число до уставки спрацьовування індукційного елемента реле ( може бути дробним числом).

Опір котушки реле РТ-85/1 обчислюють за формулою

, Ом. (3.31)

Реле РТ-85/1 має потужні перемикаючі контакти, тому його використовують у схемах релейного захисту з дешунтуванням котушки електромагніта вимикання (ЕВ) масляного вимикача . Як електромагніт вимикання ЕВ застосовують реле прямої дії типу РТМ, струм спрацьовування якого 5А. Якщо уставка спрацьовування реле РТ-85/1 менше 5 А, то як джерело оперативного струму живлення реле РТМ необхідно використати попередньо заряджені конденсатори.

Схеми захисту нульової послідовності кабельних ліній від однофазних замикань на землю будують на основі спеціального трансформатора нульової послідовності типу ТЗЛ. Останній являє собою тороподібне осердя з намотаною на ньому вторинною обмоткою, роль первинної обмотки виконує безпосередньо кабель, пропущений через вікно осердя.

Розрахунок схеми захисту нульової послідовності полягає у визначенні вторинного струму трансформатора ТЗЛ за допомогою графіка його залежності від первинного струму, яким є струм нульової послідовності 3, на числовій осі якого і знаходиться уставка спрацьовування ( див. рис. А.2 Додатку А). За величиною вторинного струму ТЗЛ вибирають тип захисного реле, струм спрацьовування якого має бути менше від нього. Типи захисних реле для підключення до вторинної обмотки ТЗЛ наведені в табл. А.2 (див. Додаток А)

Перевірка трансформаторів струму (ТС) на 10%-ну похибку полягає у визначенні допустимого опору його навантаження при відомій кратності первинного струму к.з. за графіком рис. А.3 Додатку А. Для цього визначають кратність первинного струму к.з. діленням максимального струму трифазного к.з. на номінальний первинний струм трансформаторів струму, на осі ординат відкладають значення кратності і проводять пряму, паралельну осі абсцис до перетину з графіком. Від точки перетину опускають перпендикуляр на вісь абсцис і таким чином визначають допустимий опір вторинної обмотки трансформаторів струму. Реальний розрахунковий опір визначається як сума опорів котушки реле РТ-85/1 і з`єднувальних проводів 0,1 Ом, він повинен бути меншим за допустимий.



3.3 Релейна автоматика кабельних ліній

струм замикання автоматика кабельний

На кабельних лініях як релейну автоматику застосовують автоматичне повторне вмикання (АПВ), яке полягає у тому, що після вимикання лінії неоперативним персоналом відбувається одноразове автоматичне повторне вмикання лінії. Якщо лінія при цьому залишається в роботі, таке АПВ називають успішним. Використання АПВ значно підвищує надійність електропостачання, тому необхідне при живленні споживачів 1-ї категорії і рекомендоване при живленні споживачів 2-ї категорії. Спрацьовування АПВ відбувається через 0,5-1,5 сек. після вимикання лінії.

Рис. 3.1 - Схема підключення реле типу РПВ-58

Основним елементом схеми АПВ є комплектне реле типу РПВ-58, схема якого показана на рис 3.1. Схема містить в собі реле часу КТ1 для створення витримки часу від моменту вимкнення вимикача до моменту подачі живлення на електромагніт вмикання, RC- ланку ( R=1,1 кОм, C=20 мкФ), що забезпечує однократність дії АПВ і створює витримку часу для автоматичного повернення схеми реле в початковий стан, проміжне реле KL1 з двома котушками, одна з яких включається паралельно конденсатору С і забезпечує спрацьовування реле, а друга, послідовна, забезпечує утримання якоря реле в притянутому стані після розряду конденсатора С, резистор R1 =1 кОм у колі для зменшення струму через неї після його спрацьовування, що забезпечує термічну стійкість котушки, резистор R3= 510 Ом, через який відбувається розряд конденсатора С у випадку заборони АПВ при ручному вимиканні вимикача оперативним персоналом за допомогою ключа керування SA, проміжні реле KQT, KQS положення вимикача 10 кВ, що контролюють цілісність кіл відповідно вмикання та вимикання.

Схема АПВ працює таким чином. Після вимикання вимикача 10 кВ не від ключа виникає невідповідність між положенням ключа керування SA (положення “ввімкнено”) і положенням вимикача 10 кВ (положення “вимкнено”), при якому змикається розмикаючий блок-контакт у колі живлення котушки контактора КМ. Котушка проміжного реле KQS знеструмлюється через розмикання блок-контакта вимикача 10 кВ, а котушка проміжного реле KQT отримує живлення. Контакт KQT (3-5) змикається і котушка реле часу КТ1 отримує живлення через контакт 1-3 ключа керування SA. З витримкою часу 0,5-1,5 секунди змикається його контакт КТ1.2 і підключає конденсатор С до паралельної котушки проміжного реле KL1. Його контакт KL1.1 (3-4) змикається у колі котушки контактора КМ і послідовної котушки проміжного реле KL1 для утримання реле після розряду конденсатора С. У випадку успішного АПВ, тобто лінія залишається ввімкненою, контакт проміжного реле KQT розмикає пускове коло АПВ. Конденсатор С дешунтується при розмиканні контакту КТ1.2 і починає заряджатися через резистор R2 упродовж 15-20 сек. до готовності для нового спрацьовування реле РПВ-58. При неуспішному АПВ, тобто повторному вимиканні вимикача 10 кВ релейним захистом реле РПВ-58 знову запускається і контакт КТ1.2 знову з витримкою часу 0,5-1,5 сек. підключає конденсатор С до паралельної котушки проміжного реле KL1. Але проміжне реле KL1 не спрацює, тому що конденсатор С не встигне зарядитися до напруги спрацьовування котушки проміжного реле KL1, чим і забезпечується однократність спрацьовування схеми АПВ.

При оперативному вимиканні лінії ключем керування SА схема АПВ не спрацює, тому що розмикається його контакт 1-3. Якщо при оперативному вмиканні лінії ключем керування SА лінія вмикається на стійке коротке замикання, то АПВ не спрацює, тому що вмикання лінії відбувається двома контактами: один ковзаючий (імпульсний), другий стаціонарний. У процесі вмикання ковзаючий (імпульсний) контакт розряджає конденсатор С через резистор R3 і АПВ не спрацює. Багатократне АПВ на стійке коротке замикання можливе у випадку зварювання контактів проміжного реле KL1. Цього не допускає спеціальне проміжне реле KBS, яке має дві котушки: напруги (паралельну) і струмову (послідовну). Якщо контакт проміжного реле KL1 постійно замкнутий або постійно замкнутий ковзаючий (імпульсний) контакт 5-7 ключа керування SА, то при спрацьовуванні релейного захисту у випадку короткого замикання струмова котушка проміжного реле KBS спрацює і його контакт поставить котушку напруги проміжного реле KBS на саможивлення. При цьому розмикаючий контакт реле KBS розмикає коло живлення котушки контактора КМ, який вмикає коло живлення котушки електромагніта вмикання YAC. Для повторного вмикання вимикача треба ключ керування SА повернути у положення “вимкнено”, при цьому розмикається коло живлення котушки напруги проміжного реле KBS і готується коло для успішного вмикання вимикача.

Автоматичне частотне розвантаження (АЧР) і автоматичне повторне вмикання після спрацьовування АЧР, яке називають частотне автоматичне повторне вмикання (ЧАПВ) застосовують для підвищення надійності роботи енергосистеми шляхом відключення частини споживачів 3-ї категорії за надійністю електропостачання при дефіциті активної потужності в енергосистемі. При дефіциті активної потужності знижується значення частоти струму. Небезпечним значенням частоти струму, при якому порушується паралельна робота генераторів електростанцій і відбувається значне зниження напруги, є величина 45,5 Гц.

При організації автоматичного частотного розвантаження (АЧР) утворюється черга споживачів на відключення залежно від їх категорії за надійністю електропостачання. Перша черга споживачів - при частоті 48 Гц, друга черга споживачів - при частоті 47,5 Гц, третя черга споживачів - при частоті 47 Гц і т.д.

Рис. 3.2 - Схеми АЧР та ЧАПВ

Для прискорення відновлення електропостачання споживачів вимкнених АЧР застосовують частотне автоматичне повторне вмикання (ЧАПВ), яке спрацьовує після відновлення нормального рівня частоти і дає команду на підключення електропостачання споживачів через 10 -20 сек. Схемна реалізація АЧР і ЧАПВ має багато варіантів, один з яких показаний на рис. 3.2. При цьому використовують реле частоти з різним принципом дії. Для побудови АЧР з великим числом черг застосовують кілька реле частоти, оскільки число уставок ступенів одного реле частоти обмежене. Для розширення можливостей одного реле частоти використовують схеми перемикання уставок спрацьовування реле. Розглянемо одну з таких схем. Схема АЧР передбачає використання одного реле частоти KF, уставка спрацьовування реле змінюється на меншу частоту при зниженні напруги мережі. При зниженні частоти в мережі реле частоти KF спрацьовує, коли частота досягає значення першої уставки спрацьовування реле. Реле частоти KF запускає реле часу КТ, миттєвий контакт реле часу КТ подає напругу на котушку проміжного реле KL1 і воно спрацьовує. Своїм контактом проміжне реле KL1 вмикає проміжне реле KL2, яке стає на саможивлення за допомогою контакту KL2.1. Контакти реле KL2.2 вимикають першу чергу споживачів, а контакти реле KL2.3 змінюють уставку спрацьовування реле на меншу частоту, включаючи резистор в коло живлення котушки реле. При цьому всі реле повертаються у початковий стан. При подальшому зниженні частоти в мережі реле частоти KF спрацьовує на другій уставці і знову спрацюють вищезгадані реле. Після замикання контактів реле часу КТ2.1 з найбільшою витримкою часу спрацьовує реле KL3 і своїми контактами відключає другу чергу споживачів.

Як зазначалося вище, важливо не тільки відключити споживачів при зниженні частоти, а й відновити їх живлення при поверненні частоти до нормального рівня. Для цього використовують частотне автоматичне повторне вмикання (ЧАПВ), яке спрацьовує після відновлення нормального рівня частоти і дає команду на підключення електропостачання споживачів через 10 -20 сек. Схемна реалізація АЧР і ЧАПВ має багато варіантів, один з яких показаний на рис. 3.2. При цьому використовують реле частоти з різним принципом дії. Схема передбачає роботу в одну чергу. Спрацьовування реле частоти KF при заданому рівні зниження частоти забезпечує вмикання реле часу КТ1, яке, в свою чергу, запустить своїми контактами КТ1.1 проміжне реле KL1 і відімкне споживачів. Реле KL1 виконує ряд допоміжних операцій: контакти KL1.2 забезпечують спрацьовування реле KL2, яке стає на саможивлення через контакти KL2.2; контакти KL1.2 розмикають коло реле часу КТ2, підготовляючи його до подальшої роботи; контакти KL1.4 змінюють уставку спрацьовування реле частоти KF в сторону підвищення.

При зростанні частоти реле KF, реле часу КТ1 і проміжне реле KL1 повертаються у початковий стан, оскільки контакти реле KF розімкнуться. При цьому збирається коло живлення реле часу КТ2, бо контакти KL2.1 ще будуть замкнуті. Реле часу КТ2 відліковує витримку часу, своїми контактами КТ2.1 вмикає проміжне реле KL3 і дає команду на вмикання споживачів під напругу. Контакти Реле часу КТ2.2 з максимальною витримкою часу закорочують котушку реле KL2 і його якір відпадає. Розмикається коло живлення котушки реле часу КТ2 і схема повертається у початковий стан.



Список літератури

1.Правила устройства электроустановок/Минэнерго СССР/. - М.: Энергоатомиздат, 1986.

2.Белоруссов Н.И. и др. Электрические кабели, провода и шнуры: Справочник. - М.: Энергоатомиздат, 1988.

3.Андреев В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения. - М.: Высш. шк.,1991.

4.Шабад М.А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. - Л.: Энергия, 1972.

5.Федосеев А.М. Релейная защита электрических систем. - М.: Энергия, 1976.

6.Релейний захист і автоматика в системах електропостачання. /Говоров П.П. та ін. - К., 1996.

Размещено на Allbest.ru