Релейная защита и автоматика распределительных сетей 10 кВ

Сопротивления трансформатора определяем по выражениям

где S_H.тр – номинальная мощность трансформатора, МВ×А; DU_*р.пн=DU_р.пн%/100 – половина полного диапазона регулирования напряжения на стороне ВН трансформатора; U_ср.вн – среднее напряжение стороны ВН, определяется по [4, табл. В-1].

Если получаем, что [U_ср.вн(1+DU_*р.пн)] по расчету больше максимально допустимого для данной сети [4, табл. В-1], то вместо этого значения  подставляем значение наибольшего напряжения по [4, табл. В-1].

 

 

Максимальный ток КЗ в практических расчетах защит определяем по выражению:

где U_ном – номинальное напряжение сети; х_с – минимальное значение сопротивления питающей системы.

 

 

Приведенное значение I⁽³⁾_к._{макс.вн} к стороне низкого напряжения (т.е. к нерегулируемой стороне) определяем по минимальному коэффициенту трансформации трансформатора:

 

где U_ср.вн – среднее значение напряжения, определяем по [4, табл. В-1].

 

Минимальный ток КЗ определяется по выражению

где U_{макс.вн}=U_ср.вн(1+DU_*p.пн), но не более, чем в [4, табл. В-1]; х_с._макс – максимальное значение сопротивления питающей системы в минимальном режиме ее работы.

 

Приведенное к стороне  НН значение I_к._мин.вн определяем как

.

                                          

Дифференциальная защита трансформаторов  ГПП

 

Дифференциальная (продольная) защита от междуфазных КЗ является основной для трансформаторов с напряжением  высокой стороны не менее 3 кВ.

Согласно ПУЭ, дифференциальная защита устанавливается на трансформаторах  мощностью 6,3 MB·А и выше, а также на трансформаторах мощностью 4 MB·А при параллельной работе последних с целью селективного отключения поврежденного трансформатора.

 

Расчет защиты выполняем в следующем порядке.

1. Определяем первичные токи  на сторонах высшего и низшего  напряжений защищаемого трансформатора, выбираем трансформаторы тока  для защиты, установленные на  высокой и низкой стороне, и  определяем вторичные токи в  плечах защиты. Расчеты сводим  в табл. 3.

                                                                                                                               

Результаты расчетов исходных величин

для дифференциальной защиты.                              Таблица 2.

Наименование величин	Численное значение для сторон
	UВН	UНН
Номинальный ток трансформатора, А	50,26	577,37
Схема соединения трансформаторов  тока
Коэффициент схемы kсх		1
Коэффициент трансформации  трансформаторов тока k1	100/5	600/5
Вторичные токи в плечах защиты, А	4,352	4,811

 

Определяем основную сторону. За основную сторону принимаем ту сторону, у  которой вторичный ток больше. Но для трансформаторов с большим  диапазоном регулирования желательно в качестве основной стороны выбирать регулируемую сторону, т.е. сторону ВН.

2. Определяем первичный ток срабатывания  защиты по двум условиям:

а) по условию отстройки от максимального  расчетного тока небаланса в реле при трехфазном внешнем КЗ:

где k_отс= 1,5.

Расчетный максимальный ток  небаланса на I_{нб.расч} состоит из трех составляющих:

сначала считаем по двум составляющим

Составляющая тока небаланса I_{нб.расч}, вызванная погрешностью трансформаторов тока, определяем по выражению:

 

где I_КЗмакс – ток трехфазного КЗ, приведенный к напряжению основной стороны; E – относительное значение тока намагничивания трансформаторов тока, принимаем равным 0,1; k_одн – коэффициент однотипности, принимаем равным 1; k_апер – коэффициент, учитывающий переходный режим, принимаем равным 1 для реле РНТ-565.

Составляющую I"_{нб.расч}, обусловленную регулированием напряжения защищаемого трансформатора, определяем как

I’’_{нб.расч}=DU×I_{КЗмаксВН},

где DU – половина суммарного диапазона регулирования напряжения на трансформаторе (если DU_р.пн= ± 16%, то DU=0,16), I_{нб.расч} учитываем только для трансформаторов с большим диапазоном регулирования.

 

Затем рассчитываем I_сз  без учета I’’’_{нб.расч}:

2. Производим предварительную оценку чувствительности защиты:

 устанавливаем защиту  на реле ДЗТ-11.

       

 

4. Рассчитываем ток срабатывания  для основной стороны:

 

 

5. Определяем расчетное число  витков обмотки НТТ основной  стороны:

Полученное значение округляем  до ближайшего меньшего целого числа:

Уточненное значение тока срабатывания для основной стороны:

6. Определяется расчетное число  витков обмотки для неосновной  стороны:

                          

где I_осн, I_неосн – вторичные токи в плечах защиты для основной и неосновной стороны.

Полученное значение по  округляем до ближайшего меньшего целого числа:

_{Принимаем}

7. Вычисляем составляющую  тока небаланса:

где I_{КЗ макс} – ток трехфазного КЗ.

8. Определяем значение  тока небаланса с учетом I'"_нб ,

 

9. Рассчитываем число витков  тормозной обмотки реле ДЗТ-11. Для обеспечения несрабатывания  реле при внешних КЗ на тормозной  обмотке реле должно быть включено  число витков

где k_отc=1,3; I_{нб.расч} – расчетный ток небаланса; w_{раб.расч} – расчетное число витков рабочей обмотки реле на стороне, где включена тормозная обмотка; I_КЗмакс – ток переходного КЗ; tga – тангенс угла наклона к оси абсцисс касательной, проведенной из начала координат к характеристике срабатывания реле, соответствующей минимальному торможению (в данной работе tga=0,80).

Принимается ближайшее большее  число витков тормозной обмотки. На тормозной обмотке реле ДЗТ-11 могут быть установлены следующие  числа витков: 1, 3, 5, 7, 9, 11, 13, 18, 24.

10. Определяем коэффициент  чувствительности при двухфазном  КЗ  (k_ч³2).

11. Выбираем место включения  тормозной обмотки реле ДЗТ-11. На двухобмоточных понижающих  трансформаторах с односторонним  питанием  включаем тормозную обмотку в плечо защиты со стороны низшего напряжения трансформатора для исключения влияния тормозной обмотки при КЗ в зоне действия защиты (рис. 5).

 

Р и с .5. Дифференциальная защита с  торможением

 

 

 

 

Максимальная  токовая защита трансформаторов  ГПП.

Для двухобмоточных трансформаторов  МТЗ устанавливается только на стороне высшего напряжения и является для трансформатора Т1 с защитой от внешних КЗ, а также резервирует основную (дифференциальную) защиту.

1. Определяем ток срабатывания.

Ток срабатывания МТЗ отстраиваем  от максимального рабочего тока трансформатора с учетом самозапуска двигателей и вычисляем по выражению

где k_отc=1,2 – коэффициент отстройки; k_сзп=2¸4 – коэффициент самозапуска; k₃=0,8¸0,85 – коэффициент возврата; I_{раб.макс} – максимальный рабочий ток трансформатора с учетом перегрузки.

Так как трансформатор  питает секционированные шины, то необходимо согласовать ток срабатывания защиты трансформатора с током срабатывания защиты на секционном выключателе:

2. Рассчитываем ток срабатывания  реле:

3. Определяем коэффициент чувствительности:

Принимаем к установки реле РТ-40/10.

Ток уставки 9,78 А.

 

 

Защита от перегрузки трансформаторов  ГПП.

 

Ток срабатывания защиты от перегрузки выбирается по условию отстройки  от номинального тока трансформатора:

где k_отс=1,05.

Определяем ток срабатывания реле:

 Принимаем к установки реле РТ-40/6.

Ток уставки 5,71 А.

 

 

 

Разработка  устройства АВР.

Автоматический ввод резерва (Автоматическое включение резерва)—  способ обеспечения резервным электроснабжением  нагрузок, подключенных к системе  электроснабжения, имеющей не менее  двух питающих вводов и направленный на повышение надежности системы  электроснабжения. Заключается в  автоматическом подключении к нагрузкам  резервных источников питания в  случае потери основного.

Одностороннее АВР.

При одностороннем АВР  пуск органов устройства подключается к Т1 (рис. 6.), установленному на шинах резервируемой подстанции А, а в качестве источника оперативного питания используется Т2, подключаемый к резервной линии W3.

На рис. . в схеме устройства АВР сплошными линиями показана схема оперативного тока устройства одностороннего АВР. При исчезновении напряжения на шинах подстанции А  реле 1ПВ с выдержкой времени t_с.АВР замыкает свои контакты в цепи КА_1В и отключает Q1. При этом замыкается его вспомогательный контакт 1В₂ и, если пружины привода выключателя Q2 заведены (КГП_1,2В замкнут), происходит включение Q2. Если причиной исчезновение питания явилось устойчивое КЗ на шинах, то включившийся действием АВР отключается релейной защитой и вновь не включается, поскольку запас энергии пружин привода Q2 исчерпан:  КГП разомкнут. Пружины от двигателя M автоматического моторного редуктора выключателя Q2 заведены быть не могут, так как цепь двигателя M разомкнута на вспомогательном контакте 1В₃.

При исчезновении рабочего питания вследствие отключения Q1 включение резервной линии происходит без выдержки времени. При отсутствии напряжения на резервной линии АВР не произойдет, так как в этом случае оперативное питание схемы АВР отсутствует.

Рис. 6. Принципиальная схема АВР.

 

Разработка  устройства АВР секционного выключателя  Q12.

Время срабатывания АВР:

Напряжение срабатывания реле минимального напряжения:

Напряжение срабатывания реле максимального  напряжения:

 

 

 

 

 

 

 

 

Разработка  устройства АВР секционного выключателя  Q5.

Время срабатывания АВР:

Напряжение срабатывания реле минимального напряжения:

Напряжение срабатывания реле максимального  напряжения:

АВР трансформаторов.

Питание секций шин подстанций осуществляют от двух рабочих трансформаторов  Т1 и Т2.Секционый выключатель 5В  нормально отключен и включается под действием средств АВР  при отключении любого рабочего трансформатора. Нормально выключатели Q1и Q3 включены и обмотки промежуточных реле 1ПВ и 2ПВ обтекаются током, их замыкающие контакты замкнуты. При отключении одного трансформатора, например Т1, средствами защиты или по какой-либо другой причине выключатель Q1 отключается, размыкает свой замыкающий контакт в цепи электромагнита отключения 1ЭО и замыкает размыкающий контакт в цепи 1ЭВ (цепи 1ЭВ и 2ЭВ на схеме не показаны).