Проектирование релейной защиты и автоматики

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Характеристика системы

В электрической системе имеются следующие источники: ТЭЦ-1, ТЭЦ-2, ТЭЦ-3, ТЭЦ-4, ТЭЦ-5, ГРЭС, СарГЭС и БАЭС. ТЭЦ-1, ГРЭС допускается отдельно не учитывать, так как их мощность по сравнению с другими источниками незначительна. Кроме того, не будем учитывать ТЭЦ-2, ТЭЦ-4, ТЭЦ-5, из-за удаленности и относительно маленькой мощности. ТЭЦ-3 учтена пятью генераторами суммарной мощностью 202 МВт, работающими в блоке с трансформаторами 20, 40, 63 и 125 МВА, на сборные шины 110 кВ. Мощность генераторов ГЭС 1360 МВт. Они имеют связь с ЭЭС через автотрансформаторы мощностью 7 х 275 МВА. Суммарная мощность генераторов БАЭС 4000 МВт.

Упрощенная схема связей между источниками ЭЭС представлена на рисунке 2.

2. Расчёт параметров сети

Расчёт параметров ЛЭП

ЛЭП моделируем активным и индуктивным сопротивлениями. Реактивная и активная проводимости не учитываются, так как длина защищаемой линии меньше 100 км (45,16 км). Будем считать, что линия симметрична и полностью транспонирована. Тогда можно принять, что .

а) расчёт параметров прямой последовательности

Составляющая активного сопротивления вычисляется по формуле:

, (1)

где - температура окружающей среды;

- активное сопротивление провода при .

Примем температуру окружающей среды 20^?. Сопротивление провода АС 185/24 составляет 0,157001 Ом/км. Тогда имеем:

Ом/км;

Удельное индуктивное сопротивление провода определяется типом опор и вычисляется по формуле

, (2)

где - среднее геометрическое расстояние между проводами;

- эквивалентный радиус провода одной фазы;

, (3)

где - расстояния между проводами соседних фаз;

Эквивалентный радиус провода определяется следующим образом , где -истинный радиус провода (для АС 185/24 =9,45 мм).

мм;

Рассчитаем среднее геометрическое расстояние между проводами соседних фаз для каждого типа опор:

· для опоры РВ110-1 имеем

· для опоры РВ110-2 имеем



· для опоры U110-2 имеем

Найдём индуктивное сопротивление проводов в соответствии с типом опор:

· для опоры РВ110-1 имеем

· для опоры РВ110-2 имеем

· для опоры U110-2 имеем

б) удельные параметры нулевой последовательности

В земле протекает только утроенный ток нулевой последовательности, и поэтому активное удельное сопротивление нулевой последовательности можно найти по следующей формуле:

; (4)

Индуктивное сопротивление проводов нулевой последовательности можно определить по следующей формуле:

, (5)

где - эквивалентная глубина обратного тока в земле (=1000, м);

Рассчитаем параметры нулевой последовательности для каждого типа опор:

· для опоры РВ110-1 имеем

· для опоры РВ110-2 имеем

· для опоры U110-2 имеем



в) учёт тросов при расчёте параметров нулевой последовательности

Активное сопротивление контура «трос - земля» находится по формуле:

(6)

где - сопротивление троса при 20^? (=3,8, Ом/км);

;

Индуктивное сопротивление троса определяется по формуле:

, (7)

где - эквивалентный радиус троса, , ();

Сопротивление взаимной связи между контурами провода линии и контуром троса с учетом присутствия земли в обоих контурах определяется по выражению:

, (8)

где - среднее геометрическое расстояние между проводами и тросом.

, (9)

Если внести сопротивление троса в контур линии с учётом их взаимного сопротивления , то получим искомое сопротивление нулевой последовательности линии с учётом заземлённых тросов:

(10)

где - собственное сопротивление провода нулевой последовательности.

Рассчитаем параметры нулевой последовательности с учётом троса для каждого типа опор:

· для опоры РВ110-2 имеем

· для опоры U110-2



Для проводов с учётом троса получим:

· для опоры РВ110-2 имеем

· для опоры U110-2 имеем

г) учёт параллельной линии при расчёте параметров нулевой последовательности

Параллельные линии, равно как и трос оказывают влияние только на величины нулевой последовательности.

Сопротивление взаимной связи между проводами одной цепи и тремя проводами другой цепи определяют по выражению, учитывающему взаимную индуктивность цепей, общее для них сопротивление земли.

, (11)

где - ширина коридора между линиями;

Сопротивление основной линии с учетом тросов и параллельных линий определяется по формуле:

(12)

где - сопротивление нулевой последовательности основной линии с учетом тросов;

- сопротивление взаимосвязи;

- сопротивление нулевой последовательности параллельной линий с учетом тросов.

Выполним расчёт:

д) расчёт параметров участков ЛЭП

Выполним расчёт первого участка «Пушкино - Южная 8»:

Сопротивления остальных участков рассчитываются аналогично.

Сопротивления участков линии

Наименование участка	Z10, Ом/км	Z00, Ом/км	Длина, км	Z1, Ом	Z0, Ом
Пушкино - Южная 8	0,157+j0,4160	0,28516+j0,67992	3,76	0,59032+j1,5642	1,2846+j2,4288
Южная 8 - Опора 44	0,157+j0,3841	0,28516+j0,71242	3,81	0,59817+j1,5232	1,0865+j2,7143
Опора 44 - Южная 6	0,157+j0,4160	0,28516+j0,67992	4,1	0,6437+j1,7056	1,1692+j2,7877
Южная 6 - Южная 4	0,157+j0,3841	0,28516+j0,71242	0,8	0,1256+j0,3198	0,2281+j0,5699
Южная 4 - Южная 2	0,157+j0,3841	0,28516+j0,71242	6,72	1,055+j2,6867	1,9163+j4,7875
Южная 2 - Опора 157	0,157+j0,3841	0,28516+j0,71242	12,97	2,0363+j5,1854	4,6291+j8,7247
Опора 157 - Южная	0,157+j0,3841	0,28516+j0,71242	13,0	2,041+j5,1974	3,7071+j9,2615

Расчёт параметров отпаек

Для расчёта параметров отпаек необходимо учесть сопротивления линий, трансформаторов и нагрузки.

а) расчет параметров ВЛ

ВЛ выполнены проводом АС - 185/24 на опоре РВ110-1, трос отсутствует. Согласно расчётам выполненным в предыдущем пункте удельные сопротивления для ВЛ отпаек составляют:

Тогда рассчитаем сопротивления ВЛ для отпайки «Южная 8»:

Для остальных ВЛ отпаек расчет аналогичен. Результаты расчёта приведены в таблице.

Сопротивления ВЛ отпаек

Отпайка	Южная 8	Южная 6	Южная 4	Южная 2
Z1, Ом	0,083211+j0,19842	0,089491+j0,213	1,6721+j3,9872	0,01099+j0,026207
Z0, Ом	0,16271+j0,76594	0,17499+j0,8237	3,2696+j15,391	0,02149+j0,10116

б) расчёт сопротивлений силовых трансформаторов отпаек

Для расчёта сопротивлений силовых трансформаторов необходимы параметры, указанные в таблице.

Параметры трансформаторов

Sном, МВА		Uк, %
6,3	48,1	10,5
10	65,3	11,2

Расчёт сопротивлений будет выполнен по следующим формулам:

(13)

(14)

Рассчитаем сопротивления трансформатора отпайки «Южная 8»:

Параметры трансформаторов

Название отпайки	Сопротивление трансформатора
Южная 8	16,027+j220,42
Южная 6	16,027+j220,42
Южная 4	8,6359+j148,12
Южная 2	16,027+j220,42

в) расчёт нагрузки отпаек

Рассчитаем сопротивления нагрузки отпаек по следующим формулам:

 (15)

(16)

Выполним расчёт (расчёт достаточно выполнить один раз, так как нагрузка на отпайках одинаковая):

г) расчёт конечной подстанции «Южная»

Расчет выполним, воспользовавшись формулами из предыдущего пункта. Для трансформатора используем формулы (13) и (14). Известно, что имеются два трансформатора номинальной мощностью 16 МВА и 6,3 МВА соответственно. Тогда имеем:

Выполним расчёт сопротивлений нагрузки. Для этого воспользуемся формулами (15) и (16):

а) параметры внешних элементов

Для расчёта необходимы параметры внешних элементов. Параметры воздушных линий представлены в таблице.

Параметры воздушных линий

№ЛЭП	Длина, км	Тип провода	Х0, Ом/км	Х, собственное, Ом	Х, приведённое к 110 кВ, Ом
1	17	АСО500	0,413	7,021	0,10325
2	69	АС 500	0,413	28,497	7,1243
3	58,2	АС 300	0,429	24,968	6,242
4	61,1	АС 300	0,429	26,212	6,553
5	11,7	АС 120	0,427	4,9959	4,9959
6	12,7	АС 120	0,427	5,4229	5,4229
7	106,2	АСО300	0,429	45,56	11,39
8	118,3	АС 120	0,427	50,514	50,514
9	64,24	АС 120	0,427	27,43	27,43

Параметры силовых трансформаторов будут рассчитаны по формуле (14):

· для трансформаторов СарГЭС (Т1 - Т7) имеем

· для трансформаторов ТЭЦ 3 имеем

· для трансформаторов БАЭС (Т1 - Т8) имеем

· для автотрансформаторов АТ1, АТ2, АТ3 имеем

(17)



Параметры генераторов электрических станций рассчитаем по следующим формулам:

(18)

Исходные данные для расчёта приведены в таблице.

Исходные данные для расчёта параметров генераторов

Станция	Номинальная мощность, МВт	Полная мощность, МВА	cosц	Номинальное напряжение, кВ	Хd//, о.е.
СарГЭС	97,14	121,43	0,8	13,8	0,22
ТЭЦ 3	40,4	50,5	0,8	6,3	0,189
БАЭС	1000	1111,1	0,9	24	0,3

Выполним расчёт:

· для генераторов СарГЭС (Г1 - Г14) имеем

· для генераторов ТЭЦ 3 (Г1 - Г5) имеем

· для генераторов БАЭС (Г1 - Г4) имеем

б) расчёт эквивалентных сопротивлений

При расчёте эквивалентных сопротивлений необходимо учесть, что при максимальном и при минимальном нагрузочном режимах, эквивалентные сопротивления элементов схемы будут различаться.

Примем, что в максимальном нагрузочном режиме работают 8 генераторов СарГЭС (одновременная работа всех 16 генераторов невозможна в реальных условиях), а также все генераторы ТЭЦ 3 и все генераторы БАЭС. В минимальном режиме работают 2 генератора СарГЭС, 1 генератор ТЭЦ 3 и 2 генератора на БАЭС.

При данных условиях работы сети выполним расчёт эквивалентных сопротивлений:

· для СарГЭС эквивалентные сопротивления в max и в min режимах определяются следующим образом:

· для ТЭЦ 3 эквивалентные сопротивления в max и в min режимах определяются следующим образом:



· для БАЭС эквивалентные сопротивления в max и в min режимах определяются следующим образом:

Эквивалентное сопротивление всей сети можно найти следующим образом:

Для максимального и минимального режимов соответственно получим:

Расчет токов нормального и аварийного режимов.

Пользуясь схемой, изображённой на рисунке 5, выполним расчёт токов нормального и аварийного режимов в максимальном и в минимальном режиме. В схему замещения нулевой последовательности не войдут сопротивления отпаек (кроме отпайки «Южная») из-за того, что нейтрали трансформаторов разземлены.

Вид КЗ	Нагрузочный режим	К(3)	К(1,1)	К(2)	К(1)
максимальный	в начале	I, А	290,5	5567,3	4173,3	1855,8	2778,8
	в конце	I, А	-	2222,3	1476,2	1201	738,47
минимальный	в начале	I, А	276,26	2696,9	2685	898,98	1347
	в конце	I, А	-	1568,2	1061,4	698,66	541,07

В таблице представлены токи, протекающие в месте установки защиты (шины подстанции «Пушкино»).

Выбор оборудования.

Выберем оборудование для защищаемой линии. Выберем выключатели и измерительные трансформаторы тока. Примем следующие допущения:

t_{ср.осн.рз}=0,01 с - время срабатывания основной РЗ линии;

T_a=0,5 с - апериодическая постоянная времени;

Выбор выключателя

Рабочий ток линии в максимальном режиме . Намечаем выключатель: ВМТ-110Б-20/1000УХЛ1 Его номинальные параметры:

U_нб.раб=126 кВ; I_ном=1000 А; I_{ном.откл}=20 кА; в=25%; i_пр.скв=52 кА; I_{ном.вкл}=20 кА; при I_{терм.ст}=20 кА; t=3 с; t_откл=0.08 с; t_{собс.откл}=0.05 с; t_вкл=0.13 с; t_бп.min=0.3 с.

Максимальный ток К3 составляет 5,56 кА.

Условия выбора выключателя.

Номинальный параметр	Расчетная величина
Uкб.раб=126 кВ > Iном=1000 А > Iном.откл=20 кА > •Iном.откл?(1+в)=35.36 кА > iпр.скв=52 кА > Iном.т2•tном.т=1200 кА2•с >	Uном.уст=110 кВ Iнб.раб=290,5 А Iпф=5,56 кА • Iпф + iаф=11,69 кА Iуд.max=18,348 кА B=148.53 кА2•с

Следовательно, данный выключатель удовлетворяет всем условиям выбора.

Выбор трансформатора тока

Выберем измерительные трансформаторы тока. Рассматриваем все условия за исключением условия проверки на нагрузочную способность, так как на данном этапе нагрузка на ТТ не известна. Намечаем трансформатор, встроенный в выключатель типа: ТВ-110-II-600/5.

Условие выбора ТТ

Номинальный параметр	Расчетная величина
Uном=110 кВ > I1ном=600 А > iпр.скв=50 кА > k10=60 >	Uном.уст=110 кВ Iраб.max=290,5 А Iуд.max=18,348 кА IКЗ.вн.max=5,56 кА

Как видно трансформатор тока полностью удовлетворяет условиям выбора. Так как, k₁₀>>I_{КЗ.вн.max}, то допускается не проверять ТТ по нагрузочной способности.

Выбор релейной защиты и линейной автоматики.

Для рассматриваемого участка сети защита в составе панели ДФЗ - 201 устанавливается на линии «Пушкино - Южная» в качестве основной защиты.

Панель защитная типа ДФЗ-201 представляет собой дифференциально-фазную высокочастотную защиту, предназначенную для применения в качестве основной защиты линий электропередачи напряжением 110 - 220, кВ.

Защита является быстродействующей, действует при всех видах коротких замыканий и не реагирует на качания в системе.

В качестве резервной защиты устанавливается защита, выполненная на базе шкафа ШДЭ-2802. Шкафы типов ШДЭ-2802 предназначены для использования в качестве основной или резервной защиты линий 110 - 220, кВ, а также в качестве резервной защиты линий 330, кВ, не оборудуемых ОАПВ, на которых характер электромагнитных процессов мало отличается от таковых на линиях 220 кВ.

Расчёт ДФЗ - 201

а) расчет пусковых органов при симметричных повреждениях

Ток срабатывания реле пуска передатчика отстраивают от максимального тока нагрузки линии:

(19)

где - коэффициент запаса по избирательности;

- коэффициент возврата реле;

- наибольший ток нагрузки, принимается по длительно допустимому току линии;

- коэффициент трансформации ТТ линии.

Ток срабатывания реле подготовки цепи отключения выбирают по условиям согласования с током срабатывания реле пуска передатчика

(20)

где =1,4 - коэффициент согласования различных полукомплектов защиты.

Чувствительность токовых пусковых органов проверяют при трёхфазном КЗ в конце линии в минимальном режиме:

;

Так как чувствительность обеспечивается, то цепи пуска выполняют без дополнительных реле минимального напряжения и реле сопротивления.

б) расчёт пусковых органов при несимметричных повреждениях

Ток срабатывания фильтра - реле обратной последовательности подготовки цепи отключения отстраивают от тока небаланса в максимальном нагрузочном режиме

; (21)

где - коэффициент запаса по избирательности;

- коэффициент согласования цепей пуска передатчика и подготовки отключения различных полукомплектов защиты;

- коэффициент возврата фильтра-реле;

- приведённый к первичной цепи ток небаланса фильтра обратной последовательности (=0,05);

- ток обратной последовательности при несимметричной нагрузке, приведённый к первичной цепи.

Вычислим ток срабатывания цепи подготовки отключения по обратной последовательности (при ):

Уставки срабатывания реле пуска передатчика выполнены соответственно вдвое меньше пускового тока отключения, т.е.:

(22)

Чувствительность пускового органа по току обратной последовательности определяется для каждого вида КЗ (проверяем только при , т. к. в этом случае токи обратной последовательности минимальны)

(23)

Коэффициент чувствительности обеспечивается.

в) расчёт органа манипуляции

Выбирается коэффициент органа манипуляции из условия обеспечения преимущественного сравнения фаз токов обратной последовательности при КЗ в конце линии. Расчёт производится для худшего случая - двухфазного КЗ на землю, когда токи прямой и обратной последовательностей находятся в противофазе:

; (24)

где - коэффициент запаса;

: A;

- расчётный вторичный ток прямой последовательности, подводимый к органу манипуляции;

: A;

А, - расчётный вторичный ток обратной последовательности, подводимый к органу манипуляции.

Для панели ДФЗ - 201 коэффициент органа манипуляции может быть выполнен равным 4, 6, 8, что соответствует минимальному току надёжной манипуляции (по прямой последовательности), равному 1,1; 1,6; 2,0 А, и углу блокировки 45, 52, 60 град.

Проверяется обеспечение надёжной манипуляции по минимальному току на входе фильтра при симметричных и несимметричных КЗ:

а) при несимметричном КЗ расчётным является случай двухфазного КЗ на землю в конце защищаемой линии

; (25)

А;

б) при симметричных КЗ расчётным является замыкание в начале линии, когда погрешность трансформаторов тока наибольшая:

 (26)

где - вторичный ток трехфазного КЗ, подводимого к входу фильтра органа манипуляции;

- приведенная абсолютная погрешность фильтра органа манипуляции по току прямой последовательности;

- приведенный ток небаланса обратной последовательности, обусловленной погрешностью ТТ ();

(27)

A;

А;

Расчёт ТО

а) определение тока срабатывания

Ток срабатывания ТО определим по условию отстройки при симметричном КЗ на шинах противоположной подстанции:

б) определение коэффициента чувствительности

Коэффициент чувствительности проверяем при междуфазном замыкании вблизи места установки защиты в минимальном режиме.

 (29)

,

Токовая отсечка не удовлетворяет условию чувствительности. Следовательно, можно сделать вывод о неэффективности применения токовой отсечки от близких междуфазных КЗ.

Расчёт дистанционной защиты

а) первая ступень защиты

Характеристика срабатывания первой ступени имеет форму окружности, проходящей через начало координат.

Сопротивление срабатывания определяется:

(30)

где k_отс=1,15 - коэффициент отстройки, учитывающий погрешности измерительных трансформаторов и необходимый запас;

Рассчитаем сопротивление срабатывания реле (приведём полученное значение к вторичной стороне).

(31)

где и - коэффициенты трансформации измерительных трансформаторов;

б) вторая ступень защиты

Сопротивление срабатывания второй ступени определяется по условию отстройки от КЗ на стороне низшего напряжения трансформатора подстанции «Южная».

, (32)

где - минимально возможное сопротивление параллельно работающих трансформаторов;

- коэффициент токораспределения, равный отношению первичного тока в месте установки защиты к току параллельной линии;

- отношение синусов угла расчетного сопротивления и угла максимальной чувствительности;

Чувствительность защиты проверяется при металлическом КЗ в конце защищаемой линии.

(33)

где - максимальное первичное сопротивление в месте установки защиты при металлическом КЗ в конце защищаемой линии (на линиях с односторонним и двухсторонним питанием );

Выдержка времени второй ступени:

(34)

где = 0,1 с - максимальное время действия быстродействующих защит следующего участка или защит трансформаторов отпаек;

?t = 0.3-0.5 с - ступень селективности;

в) третья ступень защиты

Первичное сопротивление срабатывания третьей ступени выбирается по условию отстройки от Z_{наг. расч} по выражению:

(35)

где k_отс=1,15;

k_в=1,2 - коэффициент возврата реле сопротивления;

Проверяем чувствительность:

(36)



Расчёт НТЗНП

В шкафу ШДЭ 2802 используется 4-х ступенчатая НТЗНП. Выполним расчёт.

а) первая ступень защиты

Ток срабатывания определяется по двум условиям:

2) отстройки от тока замыкания в конце линии

, (37)

где k_отс=1,31,5 - коэффициент отстройки;

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

, (38)

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

А;

Чувствительность проверяем при однофазном замыкании на землю в начале линии

(39)

б) вторая ступень защиты

Ток срабатывания II ступени определяется из условий:

отстраивается от тока в линии при замыкании на землю на смежном участке в конце защищаемой зоны I ступени защиты:

, (40)

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

Расчёт выполним по условию обеспечения коэффициента чувствительности при металлическом однофазном КЗ в конце защищаемой линии.

Время срабатывания определяется из условия отстройки от времени срабатывания быстродействующих защит смежного элемента.

, (41)

где t_быстр=0.1 c;

Дt=0.5 c - ступень селективности.

в) третья ступень защиты

Применяется в случаях неудовлетворительной чувствительности второй ступени.

г) четвёртая ступень защиты

Ток срабатывания отстраивается от тока небаланса в нулевом проводе ТТ при трехфазных КЗ за трансформаторами отпаек:

, (42)

где k_отс=1.25;

k_пер=2 при t_с.р^IV=0.1с и k_пер=1 при t_с.з^IV?0.6с - учитывает увеличение тока небаланса в переходном режиме;

k_нб=0.05 при I_расч=(2..3) I_ном.Т - коэффициент небаланса, зависящий от кратности расчетного тока к номинальному току ТТ.

.

Чувствительность проверяем при однофазном КЗ в конце зоны резервирования (т.е. за трансформатором):

(43)

k_ч =3I_{о мин} / I^IV_{ос. з} = 186,83/35,74 =5,23 > 2.

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

, (44)

Расчёт защит трансформаторов отпаек

Мощности трансформаторов отпаек отличаются незначительно, поэтому для них использованы однотипные защиты. Рассмотрим защиту трансформатора подстанции «Южная». Тип трансформатора ТДН - 16000/110.

В качестве основной защиты применим дифференциальную токовую, выполненную на реле ДЗТ - 11. В качестве резервной максимальная токовая защита с пуском по напряжению, выполненная на реле РТ - 40.

а) расчёт дифференциальной защиты

А;

Намечаем ТТ:

Ток трёхфазного КЗ за трансформатором равен 571,85, А.

Определим вторичные номинальные токи в плечах защиты:

, А;

А;

Тогда ток небаланса

За основную выбираем сторону НН трансформатора. Определим токи срабатывания защит по условию отстройки от броска намагничивающего тока.

Для этого случая число витков рабочей обмотки

Принимаем меньшее ближайшее целое .

Для высшей стороны:

Принимаем меньшее ближайшее число витков .

Определим коэффициент торможения:

(45)

Определяем число витков тормозной обмотки

Принимаем большее ближайшее число витков

Тогда окончательно имеем

Чувствительность проверяем при междуфазном замыкании на стороне НН.

(46)

б) расчёт МТЗ с пуском по напряжению

Определим ток срабатывания:

(47)

где - коэффициент схемы;

- коэффициент отстройки;

- коэффициент возврата;

Уставка реле минимального напряжения:

Чувствительность проверяем при междуфазном КЗ за трансформатором

(48)



Время срабатывания выбираем на ступень селективности больше времени срабатывания защит смежных элементов:

.

Схема действия УРОВ

В панели ШДЭ 2802 реле УРОВ имеет два пусковых органа:

§ реле тока, включаемое на токи трёх фаз;

§ пусковой орган срабатывания защит шкафа.

Срабатывание УРОВ происходит при срабатывании обоих пусковых органов с выдержкой времени:

;

где t_откл.в-время отключения выключателя;

t_воз.з - время возврата защит;

t_ош.рв - ошибка реле времени;

t_зап - время запроса

Выбор линейной автоматики

Поскольку линия имеет источники энергии только с одной стороны, то можно применять простое трёхфазно АПВ без контроля синхронизма и напряжения на линии. АПВ выполняем на реле РПВ-58, которое срабатывает при несоответствия положения ключа управления выключателя и его блок-контактов (РПО). Реле обеспечивает однократное АПВ. Время срабатывания АПВ выбирается большим из условий:



где - время готовности привода выключателя;

t_вкл.в-время включения выключателя;

t_д.с - время деионизации среды;

t_д.с=0.15..0.2 c - для ВЛ 110 кВ;

t_зап=0.3..0.4 c - время запаса.

Таким образом t_с.а=0,65, с.

Другие виды линейной автоматики не рассматриваем, поскольку данная линия не влияет а нарушение статической и динамической устойчивости энергосистемы.

Список литературы

1. Неклепаев Б.Н., электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для дипломного проектирования. М: Энергоатомиздат, 1989.

2. Чернобровов Н.В., Семенов В.А. Релейная защита энергетических систем. М.: Энергоатомиздат, 1998. 800 с.

3. Ефремов В.А. Проектирование релейной защиты и автоматики элементов электроэнергетических систем: Методические указания к курсовому проекту. Чебоксары, 2001, 84 с.

релейный защита подстанция отпаечный

Размещено на Allbest.ru