Расчет уставок АВР. Реле однократного включения
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
Высшего профессионального образования
МОСКОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ
МАШИНОСТРОИТЕЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
(МАМИ)
УНИВЕРСИТЕТ МАШИНОСТРОЕНИЯ
Контрольная работа
«Релейная защита и автоматизация систем электроснабжения»
Студент Лобутев А.А. шифр 110642
Факультет Энергетический
Кафедра Электрических систем
Специальность 140211 Электроснабжение
Проверил: Куприянович Ю.М.
МОСКВА 2014
Вариант№2
Задание 1
Спроектировать защиту трансформатора Т1 или Т2 (рис. 1).
Рис. 1. Схема.
1. Определить состав защит трансформатора.
2. Указать на рисунке расположение трансформаторов тока, напряжения и распределение защит по ним.
3. Привести краткое описание назначения каждой из защит.
4. Рассчитать параметры продольной дифференциальной токовой защиты трансформатора, оценив возможность ее применения с реле РНТ-565 (вариант 1 ... 5), с реле ДЗТ и магнитным торможением (вариант 6 ... 10).
Для этого необходимо выполнить следующее:
рассчитать токи коротких замыканий в объеме, необходимом для выбора уставки и проверки чувствительности разрабатываемой защиты;
выбрать коэффициенты трансформации трансформаторов тока; определить параметры защиты и проверить ее чувствительность; составить однолинейную схему защиты.
Таблица 1. Исходные данные:
| Мощнсть КЗ на шинах ПСА, МВА | Длина линий W1 и W2, км | Номинальная мощность трансформаторов, МВА |
| 6,3 |
Дополнительные указания:
1. Параллельная работа трансформаторов Т1 и Т2 не предусматривается. Секционный выключатель Q3 находится в автоматическом резерве.
2. Трансформаторы работают с разземленными нейтралями.
3. Расчетные значения напряжения Uk трансформаторов на крайних ответвлениях регулируемой обмотки 110 кВ определить по табл. П-8 [6]; схема соединений обмоток Y / Δ- 11; диапазон регулирования напряжения на стороне высшего напряжения 115 ± 16 %
4. При расчете параметров защиты руководствоваться рекомендациями
5. Удельное сопротивление линий принять 0,4 Ом/км.
6. Защиту выполнить на переменном оперативном токе с выпрямительными блоками питания.
Состав защит трансформатора:
1. Основная защита:
Газовая защита является универсальной защитой от всех внутренних повреждений трансформатора. Она основана на использовании явления газообразования в баке поврежденного трансформатора. Интенсивность газообразования зависит от характера и размеров повреждения. Это дает возможность выполнить газовую защиту, способную различать степень повреждения и действовать на сигнал или отключение. Основным элементом газовой защиты является газовое реле, устанавливаемое в маслопроводе между баком и расширителем.
2. Дополнительная защита:
а) Дифференциальная токовая защита предназначается для защиты от повреждений внутри трансформатора, реагирующую на повреждения в обмотках, на его выводах и в соединениях с выключателями. Обеспечивает быстрое и селективное отключение повреждений в зоне, охватываемой трансформаторами тока. Рекомендуется применять на одиночно работающих и работающих параллельно трансформаторах ST НОМ > 6,3 MB*Л, устанавливается также на трансформаторах
STНОМ = 1-4 MB*А, если токовая отсечка не удовлетворяет требованиям чувствительности, а МТЗ имеет tc.3. > 0,5с или трансформатор установлен в районе, подверженном землетрясениям.
Дифференциальная токовая защита может иметь недостаточную чувствительность только при витковых замыканиях и «пожаре стали». Это вызывает необходимость устанавливать наряду с дифференциальной и газовую защиту.
Дифференциальная токовая отсечка является наиболее простой из дифференциальных защит трансформаторов. В случае ее недостаточной чувствительности или если требуются дополнительные устройства для выравнивания токов в схеме с реле косвенного действия следует использовать реле РНТ.
б) Максимальная токовая защита.
На трансформаторах наряду с защитами, действующими при повреждении в трансформаторе и его соединениях, предусматриваются резервные защиты для действия при внешних коротких замыканиях в случае отказа защит или выключателей смежных элементов. Одновременно они являются основными защитами шин, на которые работает трансформатор, если на шинах отсутствует собственная защита. В качестве защит от внешних коротких замыканий применяются токовые защиты с выдержкой времени с включением реле на полные токи фаз и на их симметричные составляющие. Эти защиты реагируют и на внутренние короткие замыкания, поэтому могут использоваться как резервные или даже как основные защиты трансформаторов.
защитой трансформатора . На трансформаторах мощностью более 1 MB-А должна быть предусмотрена максимальная токовая защита с комбинированным пусковым органом напряжения или токовая защита обратной последовательности с приставкой для действия при симметричных КЗ.
в) Токовая защита от перегрузок.
Перегрузка трансформаторов не влияет на работу системы электроснабжения в целом, так как она обычно не сопровождается снижением напряжения. Кроме того, сверхтоки перегрузки относительно невелики, и их прохождение допустимо в течение некоторого времени, достаточного для того, чтобы персонал принял меры к разгрузке. Так, согласно нормам, перегрузку током /пер = 1,6/т.ном. можно допускать в течение t = 45 мин. В связи с этим защита трансформатора от перегрузки при наличии дежурного персонала должна выполняться с действием на сигнал. На подстанциях без дежурного персонала защита от перегрузки должна действовать на разгрузку или отключение.
Перегрузка обычно является симметричной, поэтому защита от перегрузки выполняется одним реле тока, включенным в цепь одного из трансформаторов тока защиты от внешних коротких замыканий. Трансформаторы тока устанавливаются с обеих сторон защищаемого трансформатора вблизи выключателей.
Рассчитаем токи коротких замыканий в объеме, необходимом для выбора уставки и проверки чувствительности разрабатываемой защиты Решение:
| Uмин.вн = Uср.вн*(1- ΔUрпн) = 96,6 кВ | |||||||||||||||
| Uмакс.вн = Uср.вн*(1+ΔUрпн)=133,4кВ | |||||||||||||||
| Если напряжение имакс.вн , рассчитанное по формуле, оказывается больше наибольшего значения, то имакс.вн следует принять по таблице 1. | |||||||||||||||
| Таблица 1. Номинальные, наибольшие и средние междуфазные напряжения электрических распределительных сетей. | |||||||||||||||
| Uном.,кв | Uмакс.,кв | Uср.,кв | |||||||||||||
| 6,9 | 6,3 | ||||||||||||||
| 11,5 | 10,5 | ||||||||||||||
| 40,5 | |||||||||||||||
| Принимаем Uмакс=125 кВ. Рассчитываем токи К3 при максимальном и минимальном режиме работы. Определяем минимальное и максимальное сопротивления трансформатора. Определяем сопротивления трансформатора с РПН, приведенные к регулируемой стороне ВН: | |||||||||||||||
| Хтр.мин = Uк.мин % * U2 мин.вн/ (100*Sн.тр) = 19,59(Ом) | |||||||||||||||
| Хтр.макс = Uк.макс % * U2 макс.вн/ (100*Sн.тр) = 327,6(Ом) | |||||||||||||||
| Сопротивление системы и линии: | |||||||||||||||
| Xc=Uср2/Sкз=33,0625(Ом) | |||||||||||||||
| Xл=L*Xуд=3,2(Ом) | |||||||||||||||
| Токи КЗ: | |||||||||||||||
| I(3)max=Uвн.мин/(3^(1/2)*(Xтр.мин + Хс+Хл)= | 944,3479832 | А | |||||||||||||
| I(3)min=Uвн.мax/(3^(1/2)*(Xтр.мax + Хс+Хл)= | 196,5772799 | А | |||||||||||||
| Первичный ток трансформатора со стороны 115 кВ. | |||||||||||||||
| Iном.вн=Sтр.ном/(3^(1/2)*(Uном.вн)= | 31,62 А | А | |||||||||||||
| Вторичный ток трансформатора со стороны 10,5 кВ. | |||||||||||||||
| Iном.нн=Sтр.ном/(3^(1/2)*(Uном.нн)= | 346,41 А | А | |||||||||||||
| Схема соединения ТТ Расчет коэф. ТТ Принятый коэффициент трансф. Расчетные токи | |||||||||||||||
| Δ Iном.нн*(корень(3))/5=10,9 Ктр.вн=600/5=120 0,456521739 | |||||||||||||||
| Y Iном.вн/5=69,2 Ктр.вн=3000/5=600 0,577350269 | |||||||||||||||
| Определяем токи срабатывания защиты. Проверим чувствительность защиты при двухфазном КЗ в точке K1 в минимальном режиме. Можно считать, что значения токов при повреждениях в точках K1 и К2 примерно одинаковы. | |||||||||||||||
| I(2)K.вн.min=0,865*I(3)min= | 170,0393471 | ||||||||||||||
| Величину тока срабатывания выбираем большую из двух условий: а) Отстройка от броска намагничивающего тока при включении трансформатора в холостом режиме или при восстановлении напряжения после отключения короткого замыкания: Iсз=Кот*Iном | |||||||||||||||
| Iсз= | 47,44313082 | ||||||||||||||
| б) Первичный ток срабатывания защиты Iсз . Iсз=Кот*Iнб.расч Где: | |||||||||||||||
| Iнб.расч представляет из себя сумму вида: Iнб.расч = I`нб.расч + I``нб.расч + I```нб.расч Iнб.расч - составляющая тока небаланса, обусловленная погрешностью трансформатора тока; I'нб.расч - составляющая тока небаланса, обусловленная регулированием напряжения защищаемого трансформатора; I"нб.расч - составляющая тока небаланса, обусловленная неточностью установки на реле расчетных чисел витков для неосновной стороны. | |||||||||||||||
| I`нб.расч=Ka*Kодн*ε*Iк.макс= | 94,43479832 | А | |||||||||||||
| I``нб.расч=ΔU*Iк.макс= | 151,0956773 | А | |||||||||||||
| I```нб.расч=(ωрасч-ωФ) * Iк.макс/ωрасч | |||||||||||||||
| Iк.макс - периодическая составляющая тока, проходящего через трансформатор при расчетном внешнем КЗ, приведенного к основной стороне; Кот =1,5 - коэффициент отстройки от тока намагничивания; Ка =1 - коэффициент, учитывающий влияние на быстродействующие защиты переходных процессов при КЗ, которые сопровождаются прохождением апериодических составляющих в токе КЗ; Кодн = 1 - коэффициент однотипности ТА; ε = 0.1 - погрешность ТА; ΔU = 0,16 - половина регулировочного диапазона устройства РПН в о.е.; Ω расч - расчетное число витков обмотки насыщающегося трансформатора тока (НТТ) реле неосновной стороны; ω ф - фактическое (целое) число витков обмотки НТТ неосновной стороны Так как число витков ω расч заранее не определено, вначале Iнб.расч рассчитывается как сумма двух составляющих: | |||||||||||||||
| Iнб.расч = Гнб.расч + I'нб.расч = 245,53 А | |||||||||||||||
| Реле имеет одну тормозную обмотку. Ее нужно включить так, чтобы при внешних КЗ имело место максимальное торможение, а при повреждениях в защищенной зоне торможение отсутствовало. При одностороннем питании трансформатора это обеспечивается, если тормозная обмотка включена в плечи трансформаторов тока питаемой стороны. В этом случае при постановке трансформатора под напряжение и бросках тока намагничивания он обтекаться током не будет и никакого влияния на поведение реле не оказывает. Iсз=Кот*Iном | |||||||||||||||
| Ic.3.min 1=47,44 A Ic.3.min 1= 519,61A | |||||||||||||||
| Это единственное условие выбора тока срабатывания защиты. Оно определяет минимальный ток срабатывания. При прохождении тока по тормозной обмотке по мере его увеличения увеличивается и ток срабатывания, тем самым обеспечивается несрабатывание реле при внешних КЗ. Таким образом, при использовании реле ДЗТ-11 задача сводиться к выбору ток а срабатывания, отстраиваемого от бросков тока намагничивания, и к расчету числа витков уравнительных и тормозных обмоток, обеспечивающих несрабатывание при внешних КЗ. | |||||||||||||||
| Кч= 3,5> 2 | |||||||||||||||
| Дальнейший расчет сводим в таблицу: | |||||||||||||||
| ВН | НН | ||||||||||||||
| Первичный ном. Ток защищаемого трансформатора, соотетствующий его номинальной мощности,А | 31,62875388 | 346,4101615 | |||||||||||||
| Схема соединения обмоток защищаемого трансформатора | Y | Δ | |||||||||||||
| Схема соединения трансформаторов тока | Δ | Y | |||||||||||||
| Коэффициент схем | 3^(1/2) | ||||||||||||||
| Коэффициент трансформации трансформаторов тока | 10,95652174 | 69,2820323 | |||||||||||||
| Принятый коэффициент трансформации трансформатора тока | |||||||||||||||
| Вторичный ток в плечах защиты I2, A | 0,456521739 | 0,577350269 | |||||||||||||
| Ток срабатывания реле,А | 0,684782609 | 0,866025404 | |||||||||||||
| Расчетное число витков обмотки НТТ реле для основной стороны защ. Тр-ра | W осн.расч = | ||||||||||||||
| Расчетное число витков обмотки НТТ реле неосновной стороны | W неосн.расч = | 146,03 | |||||||||||||
| Составляющая первичного тока небаланса обусловл.округл. Расчетного числа витков неосн. Стороны,А | Iнб.вр = | 2070,45 | |||||||||||||
| Суммарный ток небаланса, отнесенный к осн. Стороне.А. | Iнб.расх. Мах(110/10,5)+Iнб.вр= | 4642,68 | |||||||||||||
| Определим число витков тормозной обмотки : | |||||||||||||||
| | |||||||||||||||
| Где К0ТС = 1,5; Wpa6= число витков обмотки НТТ реле на стороне, к которой присоеденена тормозная обмотка; α - угол наклона к оси абсцисс касательной проведенной из начала координат к характеристике реле, для реле ДЗТ-11 tan a = 0,75. Токи I(3)к.вн.мах и I нб. расч.мах приведены к стороне 10 кВ. | |||||||||||||||
| Wторм.= | |||||||||||||||
| Уточним значение тока срабатывания на основной стороне Iс.з.min=Iс.р.осн*Kосн/Кск | |||||||||||||||
| Где Iс.р. = Fc.p./Wосн.=0,87 А Iс.з. =520 А | |||||||||||||||
| Проверим коэффициент чувствительности Кч=3,4 >2 условие выполнено | |||||||||||||||
Задание № 2.
Разработать схему АПВ секционного выключателя Q4 рис. 1
Работу выполнить в следующем объеме:
1. определить назначение и основные требования, предъявляемые к устройствам АПВ;
2. составить принципиальную схему АПВ, привести описание ее работы;
3. выбрать уставки устройства АПВ, считая уставки защиты и автоматики ПС, питающейся по линиям W3 и W4 нерасчетными.
Исходные данные к задаче 2 приведены в задаче 1.
1. Устройство АПВ
Большинство повреждений воздушных линий электропередачи возникает в результате схлестывания проводов при сильном ветре и гололеде, нарушении изоляции во время грозы, падения деревьев, набросов, замыкании проводов движущимися механизмами и т.д. Эти повреждения неустойчивы и при быстром отключении поврежденной линии самоустраняются. В этом случае при повторном включении линии она остается в работе и электроснабжение потребителей не прекращается. Повторное включение осуществляется автоматически устройством автоматического повторного включения (УАПВ). При устойчивых повреждениях защита вновь отключает линию после действия УАПВ, т.е. происходит не успешное АПВ. По статическим данным, УАПВ в системах электроснабжения нашей страны имеют в среднем 60-75% успешных действий. Такая эффективность УАПВ делает их одним из основных средств повышения надежности электроснабжения
В системах электроснабжения при наличии двух (и более) источников питания часто целесообразно работать по разомкнутой схеме. При этом все источники включены, но не связаны между собой, каждый из них обеспечивает питание выделенных потребителей. Такой режим работы сети объясняется необходимостью уменьшить ток к. з., упростить релейную защиту, создать необходимый режим по напряжению, уменьшить потери электроэнергии и т. п. Однако при этом надежность электроснабжения в разомкнутых сетях оказывается более низкой, чем в замкнутых, так как отключение единственного источника приводит к прекращению питания всех его потребителей. Электроснабжение потребителей, потерявших питание, можно восстановить автоматическим подключением к другому источнику питания с помощью устройства автоматического включения резервного источника (УАВР).
Применяют различные схемы АВР, однако все они должны удовлетворять ниже изложенным основным требованиям.
1. Находиться в состоянии постоянной готовности к действию и срабатывать при прекращении питания потребителей по любой причине и наличии нормального напряжения на другом, резервное для данных потребителей источнике питания. Чтобы не допустить включения резервного источника на короткое замыкание, линия рабочего источника к моменту действия У АВР должна быть отключена выключателем со стороны шин потребителей. Отключенное состояние этого выключателя контролируется его вспомогательными контактами или реле положения, и эти контакты должны быть использованы в схеме включения выключателя резервного источника. Признаком прекращения питания является исчезновение напряжения на шинах потребителей, поэтому воздействующей величиной устройства АВР обычно является напряжение. При снижении напряжения до определенного значения УАВР приходит в действие.
2. Иметь минимально возможное время срабатывания taBpi. Это необходимо для сокращения . продолжительности перерьюа питания потребителей и обеспечения самозапуска электродвигателей. Минимальное время taBpi определяется необходимостью исключить срабатывания УАВР при коротких замыканиях на элементах сети, связанных с рабочим источником питания, если при этом напряжение на резервируемых шинах станет ниже напряжения срабатывания устройства АВР. Эти повреждения отключаются быстродействующими защитами поврежденных элементов. При выборе выдержки времени необходимо также согласовывать действие УАВР с действием УАПВ и с действием других устройств АВР, расположенных ближе к рабочему источнику питания.
3.Обладать однократностью действия, что необходимо для предотвращения многократного включения резервного источника на устойчивое короткое замыкание.
4. Обеспечивать вместе с защитой быстрое отключение резервного источника питания и его потребителей от поврежденной резервируемой секции шин и тем самым сохранять их нормальную работу. Для этого предусматривается ускорение защиты после АВР.
5. Не допускать опасных несинхронных включений синхронных электродвигателей и перегрузок оборудования.
В зависимости от конструкции коммутационного аппарата, схемы электроснабжения и ее номинального напряжения основные требования к устройствам АВР выполняются по разному (например, сетевые УАВР, устройства АВР в сетях напряжением до 1 кВ).
Схема АВР
На рис. 3 приведена схема двустороннего АВР для секционного выключателя, в которой используется реле времени. Схема применяется для распределительных или трансформаторных пунктов (РП или ТП).
В нормальном режиме выключатели вводов В-1 и В-2 включены, секционный выключатель В- 3 отключен. Напряжение есть на обеих секциях (или системах шин).
Пуск АВР осуществляется при исчезновении напряжения на любой из секций. Для контроля наличия напряжения на секции используются реле времени, подключенные к трансформаторам напряжения 1ТН и 2ТН.
При исчезновении напряжения на секции I реле времени 1РВ начинает отсчитывать выдержку времени. Если напряжение не восстанавливается, то реле времени замыкает свой контакт в цепи катушки отключения В-1, подключенной к цепям 2ТН.
При наличии напряжения на секции II на реле замкнут его мгновенный контакт 2РВ, тогда В-1 отключается и своими блок-контактами В-1 подключает к трансформатору напряжения 2ТН катушку включения секционного выключателя В-3. Он включается, чем и осуществляется АВР.
Таким образом, исчезновение напряжения на резервируемой секции контролируется упорным контактом реле времени а наличие напряжения на резервирующей секции - мгновенным контактом этих же реле времени.
При исчезновении напряжения на секции II схема работает аналогично.
При исчезновении напряжения на секции I отключается В-1 и своим блок-контактом В-1 подключает катушку включения секционного выключателя В-3 к цепям 2ТН.
Если на секции II есть напряжение, то В-3 включается, т е. АВР осуществляется без выдержки времени. Чтобы сохранить питание неповрежденной секции шин, на секционном выключателе необходимо иметь защиту.
Набор выдержки времени осуществляется только при наличии на одной из секций напряжения. Поэтому при снятии напряжения одновременно с двух секций реле времени работать не будут и цепи отключения не подготовятся. Следовательно, при восстановлении напряжения одновременно на обеих секциях отключения выключателей вводов не произойдет и схема коммутаций останется нормальной.
Контроль наличия напряжения на секциях осуществляют реле минимального напряжения 1РН и 2РН.
Расчет уставок АВР. Реле однократного включения
Выдержка времени промежуточного реле однократности включения t0B от момента снятия напряжения с его обмотки до размыкания контакта должно с некоторым запасом превышать время включения масляного выключателя резервного питания.
Т0в = tвкл. В +t зап=0,3+0,5=0,8сек
Где:
tвкл.-время включения масляного выключателя резервного питания. =0,3сек для ВМГТ-10;
tзan - время запаса. Принимаем от 0,3 до 0,5 с.
Время выдержки реле времени КТ 1.2 :
Т >= tc3 макс + t3an
Напряжение срабатывания минимального реле выбирается так, чтобы пусковой орган срабатывал только при полном исчезновении напряжения и не приходил в действие при понижении напряжения вызванного какими-либо переходными процессами. Для выполнения этого условия напряжение срабатывания минимального реле напряжения должно быть равным
UCP = UOCT_K/(Кот*Ку) ;
Где:
UOCT_K` остаточное напряжение на шинах при допустимом падении напряжения, например, запуска мощных электрических машин;
Kv - коэффициент трансформации силового трансформатора.
Обычно принимают
UCP= (0,25+0,4)*Uном/Кv=0,65* 10500/110=62(В).