Содержание
Содержание
Введение11
1 Анализ технического состояния подстанции «Сомкино»
1.1 Характеристика схемы электрических соединений и основно-го электротехнического оборудования
12
1.2 Характеристика устройств релейной защиты, противоава-рийной автоматики и системы управления
14
1.3 Выводы о техническом состоянии подстанции20
2 Выбор типа, числа и мощности трансформаторов
22
3 Выбор основной схемы электрических соединений
24
3.1 Выбор структурной схемы подстанции
3.2 Выбор схемы электрических соединений РУ ВН25
3.3 Выбор схемы электрических соединений РУ СН27
3.4 Выбор схемы электрических соединений РУ НН28
4 Выбор основного оборудования
4.1 Расчёт токов короткого замыкания30
4.2 Выбор выключателей и разъединителей на стороне ВН31
4.3 Выбор выключателей и разъединителей на стороне СН 34
4.4 Выбор выключателей и разъединителей на стороне НН.
5 Выбор трансформаторов тока и напряжения, измерительных приборов, приборов учёта и контроля электроэнергии
5.1Выбор средств контроля и измерений РУ ВН, РУ СН, РУ НН36
5.2 Выбор трансформаторов тока38
5.2.1 Выбор трансформаторов тока на стороне 500 кВ39
5.2.2 Выбор трансформаторов тока на стороне 220 кВ42
5.2.3 Выбор трансформаторов тока на стороне 35 кВ
5.3 Выбор трансформаторов напряжения44
5.3.1 Выбор трансформаторов напряжения на стороне 500 кВ45
5.3.2 Выбор трансформаторов напряжения на стороне 220 кВ48
5.3.3 Выбор трансформаторов напряжения на стороне 35 кВ
6 Выбор схемы питания собственных нужд
6.1 Выбор трансформатора собственных нужд50
6.2 Выбор аккумуляторной батареи51
7 Выбор токоведущих частей, ОПН и высокочастотных загради-телей
7.1 Выбор токоведущих частей РУ 500, 220 кВ
7.1.1 Выбор ТВЧ 500 кВ54
7.1.2 Выбор ТВЧ 220 кВ56
7.2 Выбор ОПН и высокочастотных заградителей 500, 220 кВ57
8 Выбор элементной базы и фирмы производителя
58
9 Релейная защита и автоматика трансформатора собственных нужд
9.1 Обоснование выбора типов защит и автоматики63
9.2 Техническое описание БМРЗ-ТР65
9.2.1 Схема подключения67
9.2.2 Трехступенчатая максимальная токовая защита
9.2.3 Защита от обрыва фазы питающего фидера 68
9.2.4 Функции сигнализации
9.2.5 Газовая защита69
9.2.6 Вспомогательные функции
9.3 Расчёт уставок
9.3.1 Токовая отсечка70
9.3.2 МТЗ с пуском по напряжению71
9.3.3 Защита от перегруза
9.3.4 Газовая защита72
10 Защита и автоматика группы автотрансформаторов 3хАОДЦТН-167000/500/220
10.1 Обоснование выбора типов защит и автоматики74
10.2 Техническое описание78
10.2.1 Дифференциальная защита трансформатора 80
10.2.2 Максимальная токовая защита НН автотрансформатора
10.2.3 Защита от перегрузки
10.2.4 Токовая защита нулевой последовательности 84
10.2.5 Устройство резервирования отказа выключателя
10.2.6 Газовая защита85
10.2.7 Струйная защита отсека РПН
10.3 Расчет уставок
10.3.1 ДЗТ86
10.3.2 Дистанционная защита89
10.3.3 МТЗ НН автотрансформатора90
10.3.4 Защита от перегруза
10.3.5 Токовая защита нулевой последовательности СН91
10.3.6 УРОВ
10.3.7 Мгновенная токовая отсечка от замыканий на землю
10.3.8 ТЗНП
10.3.9 Защита от многофазных замыканий92
10.3.10 Защита от перегруза
11 Релейная защита сборных шин 220 кВ
11.1 Обоснование выбора типов защит и автоматики93
11.2 Техническое описание94
11.2.1 Основные принципы выполнения защиты95
11.2.2 Опробование96
11.2.3 Схема подключения97
11.3 Расчёт уставок
11.3.1 Дифференциальная защита шин98
12 Релейная защита и автоматика обходного выключателя
12.1 Обоснование выбора типов защит и автоматики
12.2 Техническое описание99
12.2.1 Схема подключения
12.3 Расчёт уставок101
13 Релейная защита и автоматика шиносоединительного выклю-чателя
13.1 Обоснование выбора типов защит и автоматики
13.2 Техническое описание102
13.2.1 МТЗ от многофазных КЗ103
13.2.2 Токовая ненаправленная защита нулевой последователь-ности 104
13.2.3 Схема подключения
13.3 Расчёт уставок
13.3.1 Максимальная токовая защита от многофазных КЗ105
13.3.2 Токовая защита нулевой последовательности 106
13.3.3 Автоматическое повторное включение107
13.3.4 Устройство резервирования отказов выключателя
14 Релейная защита и автоматика воздушных линий 220 кВ
14.1 Обоснование выбора типа защит и автоматики108
14. 2 Техническое описание111
14.2.1 Дифференциально-фазная защита112
14.2.2 Дистанционная защита
14.2.3 Реле сопротивления ДЗ114
14.2.4 Блокировка при качаниях115
14.2.5 Токовая направленная защита нулевой последовательно-сти
14.2.6 Реле тока нулевой последовательности116
14.2.7 Реле направления мощности нулевой последовательности
14.2.8 Токовая отсечка117
14.2.9 Реле максимального тока118
14.2.10 Схема подключения119
14.3 Расчет уставок ВЛ 220 кВ «Пимская»
14.3.1 Дифференциально-фазная защита120
14.3.2 Устройство резервирования отказов выключателя123
14.3.3 Дистанционная защита124
14.3.4 Токовая отсечка
14.3.5 Токовая защита нулевой последовательности127
14.3.6 Автоматическое повторное включение133
14.3.7 Устройство резервирования отказов выключателя
15 Релейная защита шин 500 кВ
15.1 Обоснование выбора типа защит и автоматики134
15.2 Техническое описание135
16 Релейная защита и автоматика воздушных линий 500 кВ
16.1 Обоснование выбора типа защит и автоматики136
16.2 Техническое описание139
16.3 Расчёт уставок ВЛ 500 кВ «СГРЭС-1»
16.3.1 Токовая отсечка
16.3.2 Дистанционная защита141
16.3.3 Дифференциально-фазная защита144
16.3.4 Автоматическое повторное включение146
16.3.5 Устройство резервирования отказов выключателя147
17 Специальный вопрос: регистраторы аварийных режимов
17.1 Регистрация аварийных процессов148
17.2 Регистратор событий терминала БЭ2704149
17.3 Система мониторинга EKRASMS151
17.3.1 Внешняя база данных событий153
17.3.2 Программа анализа уставок
17.4 Программа WNDR32154
17.4.1 Назначение и возможности155
17.4.2 Возможности программы по анализу аварийных процессов156
17.4.2.2 Создание новых расчетных графиков
17.4.2.3. Инвертирование сигнала
17.4.2.4. Частота сети157
17.4.2.5 Синхронизация осциллограмм
17.4.2.6 Формулы комплексных сопротивлений Z
17.4.2.7 Экспорт в формат Comtrade
17.4.2.8 Печать158
18 Экономическая часть
18.1 Капитальные затраты на сооружение подстанции «Сомки-но»
160
18.2 Определение объема эксплуатационных работ и текущего ремонта по подстанции
163
18.3 Расчет фонда заработной платы165
18.4 Определение дохода и расчет срока окупаемости подстан-ции
166
18.5 Сводные технико-экономические и плановые показатели ПС «Сомкино»
168
19 Безопасность жизнедеятельности
19.1 Территория, компоновка и конструктивная часть подстан-ции
19.1.1 Ограждение территории подстанции
19.1.2 Основные габариты и разрывы, обеспечивающие безопас-ность работ и осмотра оборудования на ОРУ
169
19.1.3 Основные требования к установке трансформаторов173
19.1.4 Проезд на ОРУ передвижных монтажно-ремонтных меха-низмов, приспособлений и передвижных лабораторий
175
19.1.5 Правила окраски токоведущих частей177
19.1.6 Требования к устройству дверей и замков
19.2 Электробезопасность
19.2.1 Расчёт защитного заземления178
19.2.2 Контроль изоляции184
19.3 Вентиляция и освещение
19.3.1 Расчёт вентиляции помещения аккумуляторных батарей
19.3.2 Расчёт освещения ОРУ185
19.4 Пожарная безопасность187
19.3.1 Молниезащита подстанции188
Заключение
191
Список литературы192
Выдержка из текста работы
В пояснительной записке к курсовому проекту по дисциплине «Релейная защита и автоматизация подстанции» представлен расчёт релейной защиты и автоматики однолинейной понизительной подстанции напряжением 35/6 кВ.
Расчёт релейной защиты и автоматики выполняется вручную и с использованием ЭВМ. В результате проектирования защиты и автоматики в режиме диалога получен вариант проекта, удовлетворяющий требованиям технического задания.
Для однолинейной понизительной подстанции произвели расчёт токов короткого замыкания, релейной защиты трансформатора, кабельных линий, секционного выключателя, конденсаторной установки, электродвигателя и автоматики.
Пояснительная записка содержит 66 листов машинописного текста, в том числе 22 рисунка, 2 таблицы и список использованных источников из 10 наименований, графическая часть представлена на формате А1.
СОДЕРЖАНИЕ
Введение
1. Выбор устройств релейной защиты и автоматики на всех присоединениях
2. Расчет токов короткого замыкания
3. Расчет релейной защиты
3.1 Расчет релейной защиты трансформатора
3.1.1 Расчет максимальной токовой защиты
3.1.2 Расчет токовой отсечки
3.1.3 Расчет дифференциальной защиты
3.1.4 Газовая защита трансформатора
3.1.5 Расчет защиты трансформатора от перегрузки
3.1.6 Расчетная проверка трансформаторов тока по 10% погрешности
3.2 Расчет релейной защиты трансформатора собственных нужд
3.2.1 Расчет максимальной токовой защиты ТСН
3.2.2 Расчет токовой отсечки ТСН
3.2.3 Газовая защита ТСН
3.3 Расчет защиты кабельных линий
3.3.1 Расчет максимальной токовой защиты
3.3.2 Расчет токовой отсечки
3.3.3 Расчет продольной дифференциальной защиты
3.3.4 Расчет максимальной токовой защиты нулевой последовательности
3.4 Расчет защиты секционного выключателя
3.5 Расчет защиты конденсаторной установки
3.5.1 Расчёт максимальной токовой защиты
3.5.2 Защита от перегрузок токами высших гармоник
3.5.3 Защита от повышения напряжения
3.6 Расчет релейной защиты электродвигателя
3.6.1 Защита двигателя от замыканий на землю в обмотке статора
3.6.2 Защита двигателя от перегрузки (МТЗ)
3.6.3 Защита двигателя минимального напряжения
3.6.4 Расчет защиты электродвигателя от асинхронного режима
3.6.5 Расчёт токовой отсечки
4. Автоматика понизительной подстанции
4.1 Автоматическое повторное включение (АПВ)
4.2 Автоматическое включение резерва (АВР)
4.3 Автоматическая частотная разгрузка (АЧР)
4.4 Автоматическое регулирование напряжения трансформатора
4.5 Устройство автоматического включения конденсаторной установки
Заключение
Список используемой литературы
ВВЕДЕНИЕ
Системы электроснабжения — это сложный производственный комплекс, все элементы которого участвуют в едином производственном процессе, основными специфическими особенностями которого является быстротечность явлений и неизбежность повреждений аварийного характера. Поэтому надежное и экономичное функционирование систем электроснабжения возможно только при автоматическом управлении ими. Для этой цели используется комплекс автоматических устройств, среди которых первостепенное значение имеют устройства релейной защиты и автоматики. Увеличение потребления электроэнергии и усложнение схем электроснабжения требуют постоянного совершенствования этих устройств. Наблюдается тенденция создания автоматизированных систем управления на основе использования цифровых универсальных и специализированных вычислительных машин. Вместе с тем широко применяются и простейшие средства защиты и автоматики: плавкие предохранители, автоматические выключатели, магнитные пускатели, реле прямого действия, магнитные трансформаторы тока, устройства переменного оперативного тока и др. Наиболее распространены токовые защиты, простые устройства автоматического повторного включения (АПВ), автоматического включения резерва (АВР) и автоматической частотной разгрузки (АЧР), используемые в установках с выключателями, оборудованными пружинными приводами.
На каждом элементе системы электроснабжения обычно устанавливают основную и резервную защиты. Основная защита предназначена для действия при коротком замыкании в пределах всего защищаемого элемента с временем, меньшем, чем у других защит, а резервная защита работает вместо основной в случае ее отказа или вывода из работы.
Такое резервирование называется ближним. К резервной защите обычно предъявляются требования срабатывать и при повреждениях на смежных элементах в случае отказа их собственной защиты или выключателей. При этом резервная защита выполняет дальнее резервирование. В условиях эксплуатации из-за ряда причин защита может не срабатывать с заданными функциями: не сработать при повреждении в пределах защищаемого элемента (отказ срабатывания); сработать при внешних коротких замыканиях (излишнее срабатывание) и при отсутствии повреждений в системе электроснабжения (ложное срабатывание).
Требования предъявляемые к релейной защите.
1. Селективность или избирательность — это способность защиты отключить только поврежденный элемент сети. Нарушение селективности может привести к углублению аварии.
2. Чувствительность. Защита должна быть достаточно чувствительной к повреждению в конце защищаемой зоны в минимальном режиме работы системы при замыкании через дугу.
3. Быстродействие. Определяется опасностью развала энергосистемы. Защиты, время срабатывания которых не превышает 0,10,2 с., считаются быстродействующими.
4. Резервирование защиты. Помимо основной защиты каждый элемент должен иметь и резервную защиту.
5. Надежность. Обеспечивается правильным проектированием, правильным выбором устройств и проводов. Необходимо систематически проводить проверку.
1. ВЫБОР УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ НА ВСЕХ ПРИСОЕДИНЕНИЯХ
Объем релейной защиты и автоматики предусматривается согласно требованиям ПУЭ:
Для блоков генератор-трансформатор должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:
1. Замыканий на стороне генераторного напряжения;
2. Многофазных замыканий в обмотке статора генератора и на его выводах;
3. Замыканий между витками одной фазы в обмотке статора турбогенератора;
4. Многофазных замыканий в обмотках и на выводах трансформатора;
5. Однофазных замыканий на землю в обмотке трансформатора и на ее выводах, присоединенных к сети с большими токами замыкания на землю;
6. Замыканий между витками в обмотке трансформатора;
7. Внешних коротких замыканий;
8. Перегрузки генератора токами обратной последовательности;
9. Симметричной перегрузки обмотки статора генератора и обмоток трансформатора;
10. Перегрузки обмотки ротора генератора током возбуждения;
11. Замыканий на землю в одной точке цепи возбуждения турбогенератора;
12. Асинхронного режима с потерей возбуждения;
13. Понижение уровня масла в баке трансформатора;
Для защиты воздушных и кабельных линий должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных замыканий и от многофазных замыканий на землю.
Предусматривается следующая автоматика для схемы:
1. АПВ линий или фаз линий, шин и прочих электроустановок после их автоматического отключения;
2. АВР резервного питания или оборудования;
3. Включение синхронных генераторов на параллельную работу;
4. Регулирование возбуждения, напряжения и реактивной мощности;
5. Регулирование частоты и активной мощности;
6. Предотвращение нарушений устойчивости;
7. Прекращение асинхронного режима;
8. Ограничение снижения частоты;
9. Ограничение повышения частоты;
10. Ограничение снижения и повышения напряжения;
11. Предотвращение перегрузки оборудования;
12. Диспетчерского контроля и управления.
Размещение релейной защиты и автоматики представлено на рисунке 1
2. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
2.1 Расчёт сопротивлений схемы замещения сети
Расчётные схемы для расчётов токов короткого замыкания приведены на рисунке 2.1 и рисунке 2.2
Рисунок 2.1 — Схема замещения для расчета максимального режима работы подстанции
Рисунок 2.2 — Схема замещения для расчета минимального режима работы подстанции
Расчет сопротивлений схемы замещения сети:
(2.1.1)
Cопротивление трансформатора ТМН-630/35:
(2.1.2)
Хвн =
Определим коэффициент расщепления:
(2.1.3)
(2.1.4)
(2.1.5)
(2.1.6)
где Uк- напряжение короткого замыкания, %;
Uср- среднее напряжение системы, кВ;
— диапазон регулирования напряжения в одну сторону кВ;
Sном- номинальная мощность трансформатора, МВА.
2.2 Расчёт токов короткого замыкания на шинах ГПП
2.2.1 Расчёт токов короткого замыкания в точке К1
Ток короткого замыкания в максимальном режиме определяется при номинальных напряжениях сети Uном вн.:
(2.2.1)
где Хрез.max — результирующее сопротивление до точки К1 в максимальном режиме системы.
Ток к.з. в минимальном режиме определяется при максимальных напряжениях сети:
(2.2.2)
где Хрез.min — результирующее сопротивление до точки К1 в минимальном режиме системы, рассчитано в курсовом проекте по «ЭС и ПС».
2.2.2 Расчёт токов короткого замыкания в точке К2
Ток короткого замыкания в максимальном и минимальном режимах, приведенные к стороне ВН:
(2.2.3)
(2.2.4)
Токи короткого замыкания, приведенные к стороне НН:
(2.2.5)
(2.2.6)
Результирующие сопротивления системы до шин НН подстанции:
(2.2.7)
2.2.3 Расчёт токов короткого замыкания в точке К3
Сопротивление кабельной линии:
(2.2.8)
где — длина кабеля, км;
х0— индуктивное сопротивление 1 км кабеля, Ом;
n — число параллельно включенных кабелей.
Ток к.з. в максимальном и минимальном режимах работы:
2.2.4 Расчёт токов короткого замыкания в точке К4
Сопротивление трансформатора собственных нужд, приведённое к стороне ВН подстанции:
Ток короткого замыкания в максимальном и минимальном режимах работы, приведенный к стороне ВН подстанции:
(2.2.11)
Токи короткого замыкания, приведенные к стороне НН:
(2.2.12)
2.2.5 Расчёт токов короткого замыкания в точке К5
(2.2.13)
Ток короткого замыкания:
(2.2.14)
3. РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
3.1 Расчет релейной защиты трансформатора
3.1.1 Расчет максимальной токовой защиты трансформатора
МТЗ на трансформаторах с расщепленными обмотками устанавливается как со стороны высокого напряжения, так и на выводах низкого напряжения.
Расчёт максимальной токовой защиты на стороне ВН.
Номинальный ток трансформатора на стороне ВН для среднего положения РПН:
(3.1.1)
где Uном тр — номинальное напряжение обмотки ВН трансформатора, кВ;
Sном — номинальная мощность трансформатора, МВА.
Сопротивление обобщенной нагрузки:
(3.1.2)
Ток само запуска двигателя секции:
(3.1.3)
где Xрез max — результирующее сопротивление системы в максимальном режиме, Ом;
Xрез max — сопротивление трансформатора в максимальном режиме, Ом.
Коэффициент само запуска:
(3.1.4)
Максимальный нагрузочный ток:
Ток срабатывания защиты:
(3.1.6)
где kн — коэффициент надёжности;
kн =1,2;
kв — коэффициент возврата, kв =0,85.
Ток срабатывания реле для схемы треугольника:
(3.1.7)
Принимаем реле РТ-40/10 с уставкой 6 А.
Минимальный ток 2-фазного короткого замыкания для схемы треугольник:
(3.1.8)
Коэффициент чувствительности
(3.1.9)
то есть защита имеет достаточную чувствительность.
Уставка реле РН-58/160 по напряжению:
(3.1.12)
где Uраб min =0,95 Uном — минимальное рабочее напряжение, В;
kн =1,2 — коэффициент надёжности;
kв =1,15 — коэффициент возврата.
Расчёт максимальной токовой защиты на стороне НН
Номинальный ток трансформатора на стороне НН для среднего положения РПН:
(3.1.13)
где Uном тр -номинальное напряжение обмотки НН трансформатора, кВ.
Сопротивление обобщенной нагрузки:
(3.1.14)
Ток самозапуска двигателя секции:
(3.1.15)
Коэффициент само запуска:
(3.1.16)
Максимальный нагрузочный ток:
(3.1.17)
Ток срабатывания защиты:
(3.1.18)
Ток срабатывания реле для схемы треугольника:
(3.1.19)
Принимаем реле РТ-40/10 с уставкой 4 А.
Минимальный ток 2-фазного короткого замыкания:
(3.1.20)
Коэффициент чувствительности:
то есть защита имеет достаточную чувствительность.
Выдержка времени МТЗ трансформатора
Принимаем:
1) выдержку времени на отходящих линиях НН t1=0,5 c.
2) МТЗ на секционном выключателе вводится только на момент включения при работе АВР и не имеет выдержки времени.
Тогда:
Tмтз нн = t1+t = 0,5+0,5 = 1 c.; (3.1.22)
Tмтз вн = tмтз нн+t = 1+0,5 = 1,5 с.
3.1.2 Расчёт токовой отсечки
Отсечка устанавливается на стороне ВН.
Ток срабатывания отсечки:
Ток срабатывания реле при включении трансформаторов тока в треугольник:
Iср =
Выбираем реле тока типа РТ-40/50 с уставкой 44 А.
Минимальный ток в реле при двухфазном коротком замыкании в точке К1:
(3.1.25)
Коэффициент чувствительности отсечки:
(3.1.26)
Отсечка не обладает достаточной чувствительностью к току короткого замыкания на выводах ВН.
3.1.3 Расчёт дифференциальной защиты
Вторичные токи в плечах дифференциальной защиты приведены в табл. 3.1
Таблица 3.1
Расчёт вторичных токов
|
Наименование величины |
Численные значения для стороны |
||
|
110 кВ |
10 кВ |
||
|
Первичный номинальный ток трансформатора |
104 А |
280 А |
|
|
Коэффициенты трансформации трансформаторов тока |
300/5=60 |
3000/5=600 |
|
|
Схемы соединения обмоток трансформатора |
Y |
Д |
|
|
Схемы соединения трансформаторов тока |
Д |
Y |
|
|
Вторичный ток в плечах дифференциальной защиты |
Расчет дифференциальной токовой отсечки
Выбор тока срабатывания дифференциальной токовой отсечки по условию отстройки от тока намагничивания силового трансформатора:
(3.1.27)
По условию отстройки от тока небаланса:
(3.1.28)
где Uрег — диапазон регулирования РПН в одну сторону, %;
kа =1,8-2 — коэффициент апериодической составляющей тока короткого замыкания;
kодн = 1 — коэффициент однотипности;
= 10 % — погрешность трансформатора тока.
Следует учитывать, что погрешность выравнивания fвыр может быть устранена специальными выравнивающими автотрансформаторами, включенными в схему защиты, т.е. fвыр можно принять равной нулю.
Определяющим является первое условие.
Ток срабатывания реле защиты:
Определяем ток в реле при двухфазном коротком замыкании в минимальном режиме:
(3.1.30)
Чувствительность отсечки:
(3.1.31)
Дифференциальная токовая отсечка не обладает достаточной чувствительностью. Следует рассмотреть дифференциальную защиту с реле РНТ.
Расчет дифференциальной защиты с реле типа РНТ
Первичный ток небаланса определяется без учёта погрешности выравнивания, составляющая тока небаланса I»’нб, так как неизвестно, насколько точно удастся подобрать числа витков уравнительных обмоток реле.
(3.1.32)
Предварительное значение тока срабатывания (без учёта I»нб) находим, принимая kн=1,3.
(3.1.33)
По условию отстройки от броска тока намагничивания:
(3.1.34)
Определяющим является первое условие.
Предварительная проверка чувствительности защиты для двухфазного короткого замыкания:
(3.1.35)
Ток срабатывания реле:
(3.1.36)
Коэффициент чувствительности:
(3.1.37)
Защита с РНТ достаточно чувствительна.
Расчёт дифференциальной защиты трансформатора с реле типа ДЗТ
Тормозная обмотка реле ДЗТ при одностороннем питании включается со стороны НН.
Ток срабатывания защиты выбирается только по условию отстройки от бросков тока намагничивания. Определяется значение коэффициента надёжности kн.
при Uк =11% сопротивление:
(3.1.38)
(3.1.39)
При Хрез max К1= 8,949 Ом получим
(3.1.40)
(3.1.41)
Отсюда
(3.1.42)
Ток срабатывания дифференциальной защиты по условию отстройки от броска тока намагничивания:
(3.1.43)
Определяем число витков уравнительных обмоток реле ДЗТ по табл. 3.2
Таблица 3.2
Определение числа витков Wур1,2
|
№ п/п |
Обозначение величины и расчётного выражения |
Численное значение |
|
|
1 |
|||
|
2 |
Wнеос.расч = Fс.р/ Iс.р неос. |
100/9,688=10,32вит. |
|
|
3 |
Wнеос(ближайшее меньшее число) |
10 вит. |
|
|
4 |
|||
|
5 |
Wосн.расч = Wнеос I2 неос/ I2 осн |
102,99/4,6= 6,5вит. |
|
|
6 |
Wосн(ближайшее целое число) |
6 вит. |
|
|
Продолжение таблицы 3.2 |
|||
|
7 |
|||
|
8 |
Iнб с учётом I»’нб |
1698+259,76=1957,76 А |
|
|
9 |
Окончательно принятые числа витков Wосн= Wур1(сторона НН) Wнеосн= Wур2(сторона ВН) |
10 вит. 6 вит. |
|
|
10 |
Проверка |
2,99104,66 29,927,6 |
Определим число витков тормозной обмотки реле ДЗТ-11:
(3.1.44)
Принимается ближайшее большее число витков тормозной обмотки (Wт=1,3,5,7,9,11,13,18,24).
Wт=3 вит.
Чувствительность защиты:
(3.1.45)
(3.1.46)
(3.1.47)
Защита удовлетворяет требованиям чувствительности.
Таким образом, на силовом трансформаторе устанавливаются следующие защиты: МТЗ, токовая отсечка, дифференциальная защита на реле типа ДЗТ.
3.1.4 Газовая защита трансформаторов
Газовая защита — это защита от внутренних повреждений трансформатора, сопровождающихся выделением газа, понижением уровня масла в газовом реле, или интенсивным движением потока масла из бака трансформатора в расширитель. Для правильной работы ГЗ корпус трансформатора устанавливается с наклоном 1,5-2% в сторону расширителя. Газовое реле устанавливается в рассечку трубопровода от корпуса трансформатора к расширителю. Газовая защита абсолютно селективна и не реагирует на повреждения.
На трансформаторе также необходимо установить реле РГЧЗ-66 для газовой защиты.
3.1.5 Защита от перегрузки
Защита от перегрузки:
(3.1.48)
Принимаем реле РТ-40/200 с уставкой 150 А.
Защита действует на сигнал.
Полная защита силового трансформатора приведена на рисунке 3.2- 3.5
3.1.6 Расчётная проверка трансформаторов тока по условиям 10% погрешности
На стороне 110 кВ применяются трансформаторы тока типа тока ТМЛ-6-Определяется кратность первичного тока:
для МТЗ
k= I1 max =1,1 Iс.з;
(3.1.49)
где =0,8 — коэффициент, учитывающий возможность отклонения кривых предельной кратности тока от действительных допустимых на 20%;
I1тт ном — первичный номинальный ток трансформатора тока.
(3.1.50)
для отсечки и дифференциальной защиты (без БНТ):
(3.1.51)
По кривым предельной кратности 3,4 для трансформатора тока типа тока ТМЛ-6:
т.е. определяющим является условие работы дифференциальной защиты
Z2H доп= 1,5 Ом
Рисунок 3.1 — Релейная защита силового трансформатора
Рисунок 3.2 — Релейная защита силового трансформатора, токовые цепи и цепи напряжения
Рисунок 3.3 — Релейная защита силового трансформатора, оперативные цепи
релейный автоматика подстанция трансформатор
Рисунок 3.4 — Релейная защита силового трансформатора, сторона низшего напряжения
Рисунок 3.5 — Релейная защита силового трансформатора, цепи сигнализации
Для схемы треугольника с тремя реле:
(3.1.52)
Возьмём алюминиевый провод сечением 70 мм2, длинной 60 м:
(3.1.53)
(3.1.54)
Аналогично проводим проверку трансформаторов тока на стороне 6 кВ:
На стороне 6 кВ применяются трансформаторы тока типа тока ТМЛ-6-Определяется кратность первичного тока по формуле:
для отсечки и дифференциальной защиты (без БНТ):
(3.1.55)
По кривым предельной кратности 3,4 для трансформатора тока типа тока ТМЛ-6
т.е. определяющим является условие работы дифференциальной защиты
Z2H доп= 3,8 Ом
Для схемы треугольника с тремя реле:
(3.1.56)
Выберем провод алюминиевый сечением 4 мм2, длина 60 м:
(3.1.56)
(3.1.57)
(3.1.58)
Трансформаторы тока, установленные на ВН и НН силового трансформатора удовлетворяют условиям 10% погрешности.
3.2 Расчёт релейной защиты трансформатора собственных нужд
Выполнить расчёт уставок защит трансформатора типа ТМ160/10 Uк = 5,5%, группа соединений Y/Y-0
3.2.1 Расчёт максимальной токовой защиты ТСН
Номинальной ток трансформатора на стороне 6 кВ:
Сопротивление обобщённой нагрузки, приведенной к НН:
Ток само запуска двигателей:
Коэффициент само запуска:
Максимальный нагрузочный ток:
(3.2.5)
Ток срабатывания защиты:
Ток срабатывания реле:
(3.2.7)
(3.2.8)
Принимаем реле РТ-40/20 с уставкой 16.
По табл. 7.1[6] минимальный ток двухфазного короткого замыкания для схемы неполная звезда:
(3.2.9)
Коэффициент чувствительности:
(3.2.10)
Защита имеет достаточную чувствительность при двухфазном коротком замыкании.
При однофазном коротком замыкании за трансформатором со схемой соединения Y/Y0:
(3.2.11)
где Uф — фазное напряжение на стороне Н.Н.,В;
-сопротивление нулевой последовательности;
=0,16 Ом;
Ток однофазного короткого замыкания, приведенного к стороне 10 кВ:
(3.2.12)
Ток в реле:
(3.2.13)
Коэффициент чувствительности МТЗ на стороне 6 кВ:
(3.2.14)
Для трёхрелейной схемы:
(3.2.15)
Защита не удовлетворяет требованиям чувствительности. поэтому дополнительно устанавливается специальная защита нулевой последовательности на стороне 0,4 кВ.
Ток срабатывания защиты:
(3.2.16)
Коэффициент чувствительности:
(3.2.17)
3.2.2 Расчёт токовой отсечки
Ток срабатывания отсечки:
(3.2.18)
Ток срабатывания реле:
(3.2.19)
Принимаем реле РТ- 40/20с уставкой 14А.
Ток в реле при двухфазном коротком замыкании:
(3.2.20)
Коэффициент чувствительности:
(3.2.21)
Отсечка имеет достаточную чувствительность.
Схемы релейной защиты ТСН приведены на рисунках 3.6 — 3.8
3.2.3 Расчёт газовой защиты
На трансформаторе также необходимо установить реле РГЧЗ-66 для газовой защиты.
Рисунок 3.6 — Схема защиты трансформатора собственных нужд
Рисунок 3.7 — Схема защиты трансформатора собственных нужд, оперативные цепи
Рисунок 3.8 — Схема защиты трансформатора собственных нужд, цепи сигнализации
3.3 Расчёт защиты кабельных линий
Выполним расчёт уставок защит кабельной линии АС 95/34.длиной 15км напряжением 6 кВ. Максимальная нагрузка в утяжелённом режиме 3,67 МВА.
3.3.1 Расчёт максимальной токовой защиты
Максимальный нагрузочный ток:
Сопротивление обобщённой нагрузки
Хнагр* =0,35.
(3.3.2)
Ток само запуска двигателей:
Коэффициент само запуска:
(3.3.4)
Ток срабатывания защиты:
(3.3.5)
Ток срабатывания реле:
(3.3.6)
Выбираем реле РТ-40/20с уставкой 20 А.
Минимальный ток в реле при двухфазном коротком замыкании за кабелем:
(3.3.7)
Коэффициент чувствительности:
(3.3.8)
Защита обладает достаточной чувствительностью.
По условию селективности МТЗ отстраивается от времени действия защит на цеховой подстанции.
3.3.2 Расчёт токовой отсечки
Ток срабатывания отсечки:
(3.3.9)
где коэффициент надёжности;
Ток срабатывания реле:
(3.3.10)
Уставка срабатывания реле РТ-40/70, 70А.
Минимальный ток в реле:
(3.3.11)
Коэффициент чувствительности:
(3.3.12)
Отсечка нечувствительна к току короткого замыкания.
3.3.3 Расчёт продольной дифференциальной защиты
Так как кабели прокладываются в туннеле, необходима установка продольной дифференциальной защиты.
Принимаем коэффициент фильтра k = 4.
Максимальный вторичный ток, на который включается защита:
(3.3.13)
Коэффициент фильтра h=1,6. Вторичный ток срабатывания защиты А.
(3.3.14)
Защита обладает достаточной чувствительностью
3.3.4 Расчёт максимальной токовой защиты нулевой последовательности
Применяется для защиты от однофазных замыканий на землю для линий с односторонним питанием.
Ёмкостный ток замыкания на землю кабельной линии:
(3.3.15)
Ёмкостный ток замыкания на землю секций шин:
(3.3.16)
(3.3.17)
Ток срабатывания реле РТ-40/400 с уставкой 350А
Коэффициент чувствительности:
(3.3.18)
Защита обладает достаточной чувствительностью.
Схемы защиты кабельной линии представлены на рисунках 3.9- 3.11
Рисунок 3.9 — Защита кабельной линии на постоянном оперативном токе
Рисунок 3.10 — Защита кабельной линии на постоянном оперативном токе, цепи сигнализации
Рисунок 3.11 — Защита кабельной линии на постоянном оперативном токе, оперативные цепи
3.4 Расчёт защиты секционного выключателя
Применяется максимальная токовая защита с ускорением после АВР.
Ток срабатывания защиты отстраивается от максимального тока одной секции с учётом само запуска электродвигателей после работы АВР.
Номинальный ток обмотки трансформатора на стороне НН:
(3.4.1)
Сопротивление обобщённой нагрузки секции шин НН:
(3.4.2)
Ток само запуска двигателей одной секции:
(3.4.3)
Коэффициент само запуска:
(3.4.4)
Максимальный нагрузочный ток:
(3.4.5)
Ток срабатывания защиты:
(3.4.6)
Ток срабатывания реле:
(3.4.7)
Принимаем реле РТ-40/10с уставкой 7.
Минимальный ток двухфазного короткого замыкания:
(3.4.8)
Коэффициент чувствительности
(3.4.9)
Защита обладает достаточной чувствительностью.
Схема защиты секционного выключателя представлена на рисунках 3.12 — 3.13
Рисунок 3.12 — Релейная защита и автоматика секционного выключателя
Рисунок 3.13 — Релейная защита и автоматика секционного выключателя, оперативные цепи
3.5 Расчёт защиты конденсаторной установки (КЭК2-10,5-150-2У1)
Номинальный ток конденсаторной установки:
(3.5.1)
3.5.1 Максимальная токовая защита
От междуфазных короткого замыкания без выдержки времени.
Ток срабатывания защиты:
где kн=22,5;
Ток срабатывания реле:
(3.5.3)
Выбираем реле РТ-40/20 с уставкой 18А
Минимальный ток в реле, при двухфазном коротком замыкании:
Коэффициент чувствительности:
Защита обладает достаточной чувствительностью.
3.5.2 Защита от перегрузок токами высших гармоник
Ток срабатывания защиты:
Время срабатывания защиты: tc.з=9,1 с.
3.5.3 Защита от повышения напряжения
Напряжение срабатывания защиты:
Напряжение срабатывания реле:
Выбираем реле РН-53/200 с уставкой срабатывания 116 В; tс.з =3 — 5 мин.
Схема защиты конденсаторной установки приведена на рисунках 3.14- 3.16
Рисунок 3.14 — Схема управления, защиты и автоматики конденсаторной установки
Рисунок 3.15 — Схема управления, защиты и автоматики конденсаторной установки, оперативные цепи
Рисунок 3.16 — Схема управления, защиты и автоматики конденсаторной установки, цепи сигнализации
3.6 Расчёт релейной защиты электродвигателя
Расчёт защиты выполняется для синхронного двигателя СТД-630-2УХЛ4 мощностью 735 кВА.
Номинальный ток двигателя:
где Sд — мощность синхронного двигателя;
3.6.1 Защита двигателя от замыканий на землю в обмотке статора
Защита должна действовать на отключение двигателя при токе замыкания на землю более 5А.
Двигатель включен непосредственно к РУ подстанции, через кабельную линию.
Токовое реле защиты РТЗ-51 подключается к трансформатору тока нулевой последовательности ТНП.
Ток срабатывания защиты с реле типа РТЗ-51 определяется из условия надёжной отстройки от броска собственного ёмкостного тока.
Ёмкость фазы статора электродвигателя:
(3.6.2)
Ёмкостный ток двигателя:
(3.6.3)
где f — частота питаемой сети;
Собственный емкостной ток линии:
(3.6.4)
где xкаб — удельное сопротивления кабельной линии;
m — число кабельных жил;
значение ёмкостного тока в относительных единицах, принимается равным
Суммарный емкостной ток защищаемого присоединения:
(3.6.5)
Первичный ток срабатывания защиты:
(3.6.6)
Так как полученное значение оказывается несколько меньшим Iсз мин=1,08 А, то защиту приходится округлить, приняв Iсз=Iсз мин=1,08А
Выбираем реле РТЗ-51 с уставкой по первичному току 1,08 А.
Коэффициент чувствительности:
(3.6.7)
Защита обладает достаточной чувствительностью.
3.6.2 Защита двигателя от перегрузки (МТЗ)
Ток срабатывания защиты:
(3.6.8)
Ток срабатывания реле:
Принимаем реле РТ-40/10 с уставкой 4 А.
Время срабатывания защиты отстраивается от времени пуска
3.6.3 Защита двигателя минимального напряжения
Пусковое сопротивление двигателя:
Мощность обобщенной нагрузки секции:
где Sнагр.секц — суммарная нагрузка секции шин, к которой подключен двигатель.
Сопротивление обобщенной нагрузки:
(3.6.13)
Эквивалентное пусковое сопротивление:
Ток самозапуска:
Коэффициент самозапуска:
Остаточное напряжение на зажимах двигателя:
(3.6.16)
Запуск синхронного двигателя обеспечивается. Защиту минимального напряжения можно не устанавливать.
3.6.4 Защита двигателя от асинхронного режима
На данном двигателе защита от асинхронного режима совмещена с защитой от перегрузки. Время возврата промежуточного реле, обеспечивающего устойчивое действие защиты при колебаниях тока статора при колебаниях тока статора в асинхронном режиме, принимается наибольшим возможным для данного типа реле (РТ-252), принимаем равным tв = 1,1-1,4 с.
3.6.5 Расчет токовой отсечки
Ток срабатывания отсечки отстраивается от пускового тока:
где kпуск — коэффициент пуска;
kн = 1,1-1,2.
Ток срабатывания реле:
Принимаем реле РТ-40/10 с уставкой 6 А.
Минимальный ток в реле при двухфазном короткого замыкания:
Коэффициент чувствительности:
, Защита обладает достаточной чувствительностью.
Схемы защиты синхронного двигателя приведены на рисунках 3.17 3.19
4. АВТОМАТИКА ПОНИЗИТЕЛЬНОЙ ПОДСТАНЦИИ
В разделе «Автоматика» производим выбор устройств автоматики, в соответствии с требованиями ПУЭ выполним расчёт уставок и согласование устройств автоматики между собой и релейной защиты присоединений. Схемные решения устройств автоматики представлены в общих схемах управления, сигнализации, защиты и автоматики.
4.1 Автоматическое повторное включение
Устройство АПВ предусматривают на выключателях всех воздушных и кабельно-воздушных линий электропередач, сборных шинах подстанций.
Устройства АПВ устанавливаются на главных понизительных подстанциях.
Пуск АПВ осуществляется от дифференциальной защиты шин при успешном действии АПВ на питающей линии. АПВ должно контролировать наличие напряжения на шинах (АПВНН).
На отходящих кабельных линиях напряжением 6 кВ должно устанавливаться частотное АПВ (ЧАПВ). Пуск устройства ЧАПВ производится при восстановлении частоты до заданной уставки срабатывания.
Выдержка времени АПВ выбирается из следующих условий:
(4.1.1)
где tг.п — время готовности привода в зависимости от типа привода tг.п =0,1-0,2 с.
(4.1.2)
где tг.в — время готовности выключателя. Для маломасляных выключателей
tг.в =0,2-0,5 с, для баковых tг.в =1-2 с;
tз— время запаса, учитывающее непостоянство и погрешность реле времени АПВ; принимается равной 0,3-0,5 сек.
tв.в — время включения выключателя составляет tв.в =
(4.1.3)
где tд — время деионизации среды принимается равным tд = с.
(4.1.4)
где tс.з. min U — время срабатывания минимального напряжения на электродвигателях не предназначенных для самозапуска.
tс.з. min U =6 — 9 с
Время запаса для всех случаев следует принять равным 0,5 с.
4.2 Автоматическое включение резерва
Так как подстанция получает питание по двум линиям и трансформаторы работают раздельно, то устанавливаем АВР. На подстанции используется схема с неявным резервом, значит АВР устанавливается на секционном выключателе.
При выполнении пусковых органов АВР на реле напряжения принимаем напряжение срабатывания минимальных реле напряжения.
(4.2.1)
где Uном — напряжение на шинах, где находится секционный выключатель.
Напряжение срабатывания минимального реле напряжения, контролирующего наличие напряжения на резервном источнике, определяется из условия отстройки от минимального рабочего напряжения:
(4.2.2)
где Uраб min =0,95Uном;
kн =1,1-1,2;
kв =1,225.
Частота срабатывания частотного пускового органа АВР (при наличии мощных синхронных двигателей) принимается в пределах 46-48 Гц.
Время действия АВР выбирается исходя из следующих условий:
1) По условию отстройки от времени срабатывания технологических защит, в зоне действия которых к.з. могут вызвать снижение напряжения срабатывания.
(4.2.3)
где ступень селективности, равная 0,4- 0,5 сек.
2) По условию согласования действия АВР с защитой минимального напряжения электродвигателей и других устройств автоматики узла (АВР, АПВ).
(4.2.4)
где tс.з. min U — время срабатывания защиты минимального напряжения на крупных двигателях, не предназначенных для самозапуска, принимается равным 6-9 с; tАПВ — время действия АПВ на питающей линии рабочего источника питания; tАВР2 — время действия АВР на более высоком уровне (ближе к источнику питания);
время запаздывания принимают равным tзап =0,5 с.
4.3 Автоматическая частотная разгрузка
Устройства АЧР предназначены для отключения части электроприёмников при возникновении в питающей энергосистеме дефицита активной мощности, сопровождающегося снижением частоты до аварийно низкого уровня.
К устройствам АЧР на напряжении 10 кВ подключаются электроприёмники III и II категории по надёжности электроснабжения, отключение которых не ведёт к невосполнимому недоотпуску продукции.
Устройства АЧР, используемые для ликвидации аварийного дефицита активной мощности в энергосистемах, подразделяются на три основные категории.
Первая категория автоматической частотной разгрузки АЧРI быстродействующая (t=сек) с уставками срабатывания от 48,5 Гц (в отдельных случаях от 49,2 49,3 Гц) до 46,5 Гц. Назначение очередей АЧРI — не допустить глубокого снижения частоты в первое время развития аварии. Уставки срабатывания отдельных очередей АЧРI отличаются одна от другой на 0,1 Гц.
Мощность, подключаемая к АЧРI, примерно равномерно распределяется между очередями.
Вторая категория автоматической частотной разгрузки — АЧРII предназначена для восстановления частоты до длительно допустимого значения — выше 49,0 Гц. Вторая категория АЧР II работает после отключения части потребителей от АЧРI, когда снижение частоты прекращается, и она устанавливается на уровне 47,548,5 Гц. Выдержки времени АЧРII отличаются друг от друга на 3 сек и принимаются равными сек.
Кроме двух категорий автоматической частотной разгрузки — АЧРI и АЧРII в эксплуатации применяются некоторые другие очереди АЧР. Спецочередь АЧР — имеющая уставки 49,2 Гц, 0,30,5 сек должна препятствовать понижению частоты ниже 49,2 Гц, а защитная очередь АЧР 49,1Гц 0,30,5 сек. не должна допустить снижения частоты ниже 49 Гц, опасной вследствие возможной разгрузки атомных электростанций и дальнейшего снижения частоты.
где dF — скорость изменения частоты;
fII — уставка по частоте АЧР II;
fI — уставка по частоте АЧР I;
t — время между срабатыванием ИО АЧРII и АЧРI.
4.4 Автоматическое регулирование напряжения трансформатора
Так как электроприёмники предприятия имеют суточные графики нагрузки с большими отклонениями активной и реактивной мощности в часы больших и малых нагрузок сети, это приводит к недопустимым по ГОСТу — 13109 — 87 отклонениям напряжения на шинах 10 кВ понизительных подстанций потребителей (10%).
Рассмотрим суточный график нагрузки данного предприятия:
Определим по графику нагрузки предприятия максимальное и минимальное значение потребления активной и реактивной мощности в %.
Используя полученные ранее данные, определим значение мощностей для одной смены:
(4.4.1)
|
МВт 11 7,7 4,4 2,2 1,1 |
||||||||||||||
|
Рсрс
|
||||||||||||||
|
2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 ч |
Рисунок 4.1 — Суточный график нагрузки предприятия
Индуктивные сопротивления трансформатора определяем в соответствии с таблицей /5/:
Активные сопротивления с учётом регулирования РПН:
(4.4.2)
Активные и реактивные сопротивления трансформатора на среднем положении РПН:
(4.4.3)
Напряжение на шинах НН без регулирования в минимальном режиме:
(4.4.4)
Диапазон изменений напряжений:
(4.4.5)
Целесообразна установка АРНТ.
Определим диапазон изменения напряжения на шинах 6 кВ при автоматическом регулировании напряжения:
(4.4.6)
Диапазон изменений напряжений:
(4.4.7)
Определим положение переключателя РПН, его следует установить в положении (уставка АРНТ):
(4.4.8)
где К=1,78.
Принимаем первое положение РПН так как происходит увеличение в большую сторону коэффициента трансформации.
Тогда
(4.4.10)
Напряжение на шинах 10 кВ будет поддерживаться в допустимых пределах.
Чувствительность АРНТ должна быть не выше одной ступени регулирования, т.е.
(4.4.11)
Принимаем
Время срабатывания АРНТ выбирается из условия его несрабатывания при случайном кратковременном изменении напряжения.
4.5 Устройства для автоматического включения конденсаторной установки
Автоматическое управление конденсаторными установками на подстанции промышленного предприятия может быть использовано для автоматического, ступенчатого регулирования напряжения или регулирования режима компенсации реактивной мощности.
В соответствии с этим могут быть использованы следующие законы регулирования:
1) постоянство напряжения на шинах НН UНН =const;
2) постоянство входной реактивной мощности QВХ=const;
3) постоянство коэффициента реактивной мощности tg =const;
4) временное управление конденсаторной установкой.
Это законы управления регулирования в схемах управления выключателем конденсаторной установки.
Время срабатывания устройства должно отстраиваться от отклонений режима tАУБК = 2-4 мин.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В курсовом проекте по дисциплине «Релейная защита и автоматизация подстанции», произведён расчет релейной защиты и автоматики однолинейной понизительной подстанции. Произвели расчёт токов короткого замыкания в различных точках подстанции.
Для защиты трансформатора производим расчёт мгновенной токовой защиты на высшей и на низшей стороне трансформатора, для этого устанавливаем реле РТ-40/20, РТ-40/10 и РН-54/160. Выбрали токовую отсечку на стороне на стороне ВН с реле РТ-40/30. Произвели расчёт дифференциальной защиты с реле типа РНТ и ДЗТ, защита оказалась достаточно чувствительной. Для газовой защиты трансформатора устанавливается реле РГЧЗ-66. Для защиты трансформатора от перегрузки устанавливаем реле РТ-40/300.
В качестве трансформатора собственных нужд используем ТМЗ — 6300/10. Для данного трансформатора выбрана мгновенная токовая защита, токовая отсечка, газовая защита, в результате чего были установлены реле типа РТ-40/10 с устакой на 8 А, РТ-40/50 с уставкой на 41,8 А.
Для передачи электрической энергии от шин подстанции 10 кВ к потребителю используем кабель АC (3х95), в качестве мгновенной токовой защиты используется реле типа РТ-40/300 с уставкой срабатывания 208,2 А. Так как кабели прокладываются в туннеле, то производим расчёт продольной дифференциальной защиты с коэффициентом фильтра К=4, защита оказалась достаточно чувствительной.
Для защиты секционного выключателя применяем мгновенную токовую защиту с ускорением после АВР. Для повышения реактивной составляющей используем конденсаторную установку КЭК-10,5-150-2У1, для защиты которой используем мгновенную токовую защиту с реле РТ-40/10 и уставкой 5,2 А, защиту от повышения напряжения с реле РН-53/200 с уставкой на 116 В.
Для защиты синхронного двигателя СТД-630-2УХЛ3, полезной мощности 735 кВА, используем защиту от замыканий на землю в обмотке статора с реле РТЗ-51, подключенному к трансформатору тока нулевой последовательности. В качестве защиты двигателя от перегрузки используем реле РТ-40/10 с уставкой 1А.
В качестве автоматики на однолинейной понизительной подстанции используем автоматическое повторное включение, предусмотренное на выключателях воздушных, кабельных линий и сборных шинах, которые срабатывают с некоторой выдержкой времени. Автоматическое включение резерва используется при аварийном режиме работы, срабатывает реле минимального напряжения. При возникновении дефицита активной мощности в энергосистеме используется автоматическая частотная разгрузка, которая работает в несколько ступеней. В виду того, что нагрузка в течении суток изменяется, используется автоматическое регулирование напряжение трансформатора.
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1. Алиев И.И. Справочник по электротехнике и электрооборудованию: Учебное пособие для стдентов ВУЗов. 2-е. изд., доп. — М.: Высшая школа, 2000. — 255 с., ил.
2. Андреев В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения. М.: Высшая школа, 1991. — 467 с.
3. Гловацкий В.Г., Пономарев И.В. современные средства релейной защиты
и автоматики электросетей. М.: «Энергомашвин», 4 электронная версия, 2004
4. Королёв Е.П., Либерзон Э.М. Расчёты допустимых нагрузок в токовых цепях релейной защиты. — М.: Энергия, 1980. 208 с.
5. Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий: учебник для студентов высших учебных заведений/ Кудрин Б.И. — 2-е изд. — М.: Интермет Инжиниринг, 2006. — 672 с.: ил.
6. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций. — М.: Энергоатомиздат, 1989
7. Овчаренко Н.И. Микропроцессорная релейная защита и автоматика линий электропередачи ВН и СВН. Часть 1. — М.: НТФ «Прогресс», 2007. — 52 с.: ил.
8. Чернобровов Н.В., Семёнов В.А. Релейная защита энергетических систем: Учеб. пособие для техникумов. — М.: Энергоатомиздат, 1998. — 800 с.: ил.
9. Шабад М.А. Расчёт релейной защиты и автоматики распределительных сетей. М.: Энергоатомиздат, 1985. — 296 с.
10. Правила устройства электроустановок. М.: Энергоатомиздат, 1998. 640 с.
Размещено на
