Курсовая работа (т): Проект устройств релейной защиты и автоматики электрооборудования трансформаторных подстанций

 (21)

В выражении (21) коэффициент 0,5 учитывает, что тормозная характеристика имеет первый излом при значении тормозного тока, равном 0,5 I_ном.

где К_отс - коэффициент отстройки; К_отс = 1,3;

ε - относительная погрешность первичного трансформатора тока в установившемся режиме; ε = 0,1;_рег - принимается равным половине используемого диапазона регулирования при блокировке учета реального коэффициента трансформации по текущему положению РПН;_выр = 0,03 - относительное значение погрешности выравнивания токов плеч;

Расчет коэффициента торможения К_торм.2 на втором участке проводится исходя из отстройки от тока небаланса.

) Расчет относительного значения тока небаланса I_{нб.расч} выполняется по выражению:

 (22)

где К_пер - коэффициент, учитывающий возрастание погрешности трансформаторов тока в переходном режиме. Методика [7] советует принять К_пер равным 2,0.

) Коэффициент торможения К_торм.2 определяется по выражению:

 (23)

Коэффициент 1,5 в выражении (23) учитывает положение второй точки излома характеристики торможения при значении тормозного тока, равном 1,5 I_ном.

) Коэффициент торможения К_торм.3 на третьем участке выбирается с учетом того, что при больших кратностях токов внешних КЗ наблюдается значительное искажение формы кривой токов небаланса. Методика точного расчета значения К_торм.3 с учетом всех влияющих факторов довольно сложна.

Целесообразно использовать следующие приближенные расчетные значения: для трансформаторов мощностью 25 МВА и менее следует принять К_торм.3 равным 0,7 [7];

) Проверка чувствительности ДЗТ:

Коэффициент чувствительности К_ч определяется соотношением:

где I_д.min - минимальное относительное значение дифференциального тока при КЗ за трансформатором расчетного вида. Поскольку I_{дзт.нач} меньше 0,5 (о.е.) и тормозная характеристика имеет горизонтальный участок до тока торможения, равного 0,5 (о.е.), то для дифференциальных защит понижающих трехобмоточных трансформаторов всегда получается К_ч > 2 с большим запасом и проводить проверку чувствительности не обязательно.

) Тормозная характеристика ДЗТ включает три участка. Угол наклона характеристики на 1-м участке равен нулю, на 2 и 3-м участках задается коэффициентами торможения К_торм.2 и К_торм.3:

.2.1 Максимальная токовая защита

Защита предназначена для резервирования основных защит трансформатора и защит отходящих присоединений.

Рис. 1 - Тормозная характеристика ДЗТ

) Ток срабатывания защиты отстраивается от рабочего максимального тока нагрузки на стороне ВН 110кВ:

где  - коэффициент надежности, учитывает возможную погрешность в величине тока возврата реле;

 - коэффициент самозапуска можно принять 2,5;

- коэффициент возврата, для микропроцессорных защит.

2) Чувствительность проверяется по току в месте установки защиты при двухфазном КЗ в расчетной точке (точки К1, К2).

Коэффициент чувствительности защиты:

где  - ток минимального двухфазного К.З. в точке К1, А.

Требуемое значение коэффициента чувствительности должно быть при ближнем резервировании ≥1,5, при дальнем резервировании ≥1,2 [8, c.78].

) Ток срабатывания реле определяем по формуле (4):

где -коэффициент схемы ТТ - при соединении обмоток звездой

 - коэффициент трансформации трансформатора тока.

5) Время срабатывания МТЗ отстраиваем от времени срабатывания МТЗ вводных выключателей Ввод №1 и Ввод №2 по формуле:

где - ступень селективности для микропроцессорных защит БМРЗ.

- выдержка времени предыдущей защиты.

6.2.2 Защита от перегрузки

Трансформаторы допускают перегрузку в течение значительного времени. Поэтому при наличии оперативного персонала защита от перегрузки трансформатора действует на сигнал.

) Ток срабатывания защиты отстраивается от номинального тока трансформатора на стороне ВН 110 кВ:

где  - коэффициент отстройки, принимается равным 1,05;

 - номинальный ток стороны трансформатора, где установлена защита т.е. на ВН 110 кВ;

 - коэффициент возврата устройства.

) Время срабатывания защиты от перегрузки, во избежание ложных сигналов, должно превышать время работы защиты и восстановления нормального режима действием автоматики снижения пускового тока нагрузки до номинального.

Общепринятая в ряде энергопредприятий выдержка времени:

сек

.2.3 Газовая защита

Газовая защита от повреждений внутри кожуха и от понижения уровня масла обеспечивается реле, которое уже установлено в трансформаторе. Уставки реле определяется заводскими настройками.

Защиту трансформатора Т-2 считаем аналогично. Результаты расчетов приведены в таблице №9.

Таблица 9

Защита трансформатора

6.3 Защита трансформаторов собственных нужд ПС 110/35/6

Трансформаторы собственных нужд защитим предохранителями. По справочным таблицам (Приложение 1) выбираем предохранители, данные заносим в таблицу №10.

Таблица 10

Предохранители на ТСН

7. АВТОМАТИКА ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

Виды автоматики энергосистем

В целях повышения надежности работы систем электроснабжения промышленных предприятий осуществляется следующая автоматика:

автоматическое включение резерва (АВР),

автоматическое повторное включение (АПВ)

Сущность АПВ заключается в том, что отключившийся элемент системы электроснабжения (если нет запрета на обратное включение) под действием устройства АПВ через определенное время включается снова под напряжение. Если причина, вызвавшая отключение исчезла (схлестывание проводов, не селективное действие защиты и т. д.), то данный элемент остается в работе.

Срабатывание АВР происходит при исчезновении или значительном понижении напряжения рабочего ввода вследствие К.З., обрыва и т. д. При этом рабочий ввод отключается и питание подается с резервного ввода.

7.1 Автоматическое повторное включение АПВ

Требования к АПВ отходящих линий и расчет их параметров:

Согласно Правилам устройства электроустановок [4, п.3.3.2] обязательно применение АПВ - на всех воздушных и смешанных (кабельно-воздушных) линиях напряжением 1000 В и выше.

Время действия АПВ должно быть минимально возможным, для того чтобы обеспечить быструю подачу напряжения потребителям и восстановить нормальный режим работы.

По многолетним статистическим данным при АПВ ВЛ 6(10) кВ первого цикла успешные действия АПВ составляют от 40 до 50%, а при AПB второго цикла - 10 до 15% дополнительно [6, раздел 10].

Время срабатывания однократного АПВ на повторное включение выключателя определяется двумя условиями:

1.  Выдержка времени должна быть больше времени готовности привода выключателя, т.е.

 (24)

где  − время готовности привода, которое может изменяться в пределах 0,2÷1 сек для разных типов приводов;

 − время запаса, учитывающее непостоянство  и погрешность реле времени АПВ, принимается равной 0,3-0,5 сек.

 (25)

где  - время готовности выключателя, которое в зависимости от типа выключателя обычно находится в пределах от 0,2 до 2 сек, но для некоторых типов может быть больше; - время включения выключателя.

2. Выдержка времени АПВ на повторное включение должна быть больше времени деионизации, т.е.

 (26)

где  − время деионизации среды в месте КЗ на ВЛ (значение которого зависит от метеорологических условий, значения и длительности протекания КЗ, от рабочего напряжения), составляющее 0,1÷0,3 сек (для сетей напряжением до 35 кВ включительно  = 0,1сек, для сетей 110 кВ  = 0,17 и т.д).

Выбираем большую из уставок, т.е. .

Устройство АПВ двукратного действия рекомендуется принимать для воздушных линий, в особенности для одиночных с односторонним питанием. В сетях 110 кВ и ниже устройства АПВ двукратного действия рекомендуется применять в первую очередь для линий, не имеющих резервирования по сети [5, раздел 3].

Время срабатывания второго цикла двукратного АПВ:

Это объясняется необходимостью подготовки выключателя к возможному третьему отключению КЗ при устойчивом повреждении линии. Наряду с этим увеличение повышает вероятность успешного действия АПВ во втором цикле.

Ускорение РЗ после АПВ:

Использование цифровой аппаратуры БМРЗ позволяет без дополнительных затрат применять ускорение РЗ после АПВ практически всегда.

Ускорение защиты до АПВ:

Использование цифровых реле БМРЗ позволяет легко применять при необходимости ускорение РЗ до АПВ, и без дополнительных затрат.

Устройствами АПВ оборудуются все одиночные трансформаторы мощностью более 1 MB·A. Время срабатывания АПВ трансформаторов, которое, по сути дела, является АПВ шин низшего напряжения, определяется по условиям (24) - (26).

Расчет АПВ для остальных фидеров выполняется аналогично, результаты сведены в таблицу №11.

Таблица 11

Автоматика ПС (АПВ)

7.2 Автоматическое включение резерва (АВР)

.2.1 АВР на межсекционном выключателе СМВ-6 кВ

Недостатком одностороннего питания является то, что аварийное отключение рабочего источника приводит к прекращению питания потребителей.

Этот недостаток может быть устранён быстрым автоматическим включением резервного источника или включением выключателя, на котором осуществлено деление сети. Для выполнения этой операции широко используется АВР.

Схема АВР должна приходить в действие при исчезновении напряжения на шинах подстанции по любой из двух причин: