Пример курсовой работы по электротехнике: Расчет районной электрической сети 110 кВ

Содержание

Содержание.

Введение………………………………………………………………………………………………… .4

1. Выбор трансформаторов и расчет приведенных мощностей……………….. 5

2. Расчет разомкнутой сети в режиме максимальных нагрузок……………….. .10

2.1. Распределение приведенных мощностей по линиям

разомкнутой сети………………………………………………………………………………11

2.2. Выбор проводов………………………………………………………………………………..11

2.3 Расчет параметров линии……………………………………………………………………13

2.4. Расчет потоков мощности по звеньям разомкнутой сети…………………….15

3. Расчет замкнутой сети в режиме максимальных нагрузок……………………..17

3.1 Распределение приведенных мощностей по линиям замкнутой сети……18

3.2. Выбор проводов………………………………………………………………………………..20

3.3 Определение параметров линии и расчетных нагрузок в узлах

замкнутой сети…………………………………………………………………………………..22

3.4 Распределение расчетных нагрузок по линии замкнутой сети……………..24

3.5. Расчет потоков мощности по звеньям замкнутой сети………………………..28

4. Технико-экономическое сравнение вариантов схемы сети…………………….30

4.1. Выбор схемы электрической сети………………………………………………………30

4.2. Расчетные затраты разомкнутой сети…………………………………………………32

4.3. Расчетные затраты замкнутой сети (вариант 2)…………………………………..34

4.4. Сравнение вариантов по расчетным затратам и выборов

оптимального…………………………………………………………………………………………. 35

5. Расчет потоков и потерь мощности в оптимальной разомкнуто сети

в режиме минимальных нагрузок ……………………………………………………………36

5.1 Потери мощности в трансформаторах………………………………………………..37

5.2 Расчет потоков и потерь мощности в линиях………………………………………39

6. Расчет потоков и потерь мощности в оптимальной разомкнутой

сети в послеаварийном режиме…………………………………………………………….40

7. Расчет напряжений на типах ПС во всех режимов………………………………..42

7.1. Максимальный режим………………………………………………………………………42

7.2 Минимальный режим………………………………………………………………………..44

7.3. Послеаварийный режим……………………………………………………………………45

8. Регулирование напряжения…………………………………………………………………47

8.1. Режим максимальных нагрузок…………………………………………………………47

8.2 Режим минимальных нагрузок…………………………………………………………..49

8.3. Послеаварийный режим……………………………………………………………………51

Список литературы……………………………………………………………………………….53

Выдержка из текста работы

Релейная защита осуществляет автоматическую ликвидацию повреждений и ненормальных режимов в электрической части энергосистем и является важнейшей автоматикой, обеспечивающей их надежную и устойчивую работу.

В современных энергетических установках энергетических системах значение релейной защиты особенно возрастает в связи с бурным ростом мощности энергосистем, объединением нескольких областей, всей страны, и даже нескольких государств.

Рост нагрузок, увеличение протяженности линий электропередачи, ужесточение требований к устойчивости энергосистем осложняют условия работы релейной защиты и повышают требования к её быстродействию, чувствительности и надежности. И, как следствие, идет непрерывный процесс развития и совершенствования техники релейной защиты, направленный на создание все более совершенных защит, отвечающих требованиям современной энергетики.

Широкое распространение в связи с отказом от электромеханических реле получают применение в устройствах релейной защиты полупроводниковых приборов (диодов, транзисторов, тиристоров).

В технике РЗ произошла подлинная революция: на смену электромеханическим и статическим аналоговым реле пришли цифровые (микропроцессорные) защиты — терминалы управления и защиты электроустановок.

Цифровые защиты обладают многими свойствами, в том числе непрерывной самодиагностикой, памятью, высокой точностью, малыми габаритами при больших функциональных возможностях.

Однако и для самых современных цифровых защит сохраняется необходимость выбора характеристик и параметров срабатывания, чтобы затем установить на защите соответствующие «уставки» по току, времени, напряжению и т. д. При этом сохраняются традиционные требования к защите:

=> селективность, обеспечивающая отключение только поврежденной части электроустановки (поврежденного участка сети);

=> быстродействие, не допускающее серьезных повреждений электрооборудования и обеспечивающее устойчивость параллельной работы синхронных электрических машин;

=> надежность, предотвращающая излишние срабатывания защиты (защита не должна работать, когда нам этого не нужно, и должна сработать, когда это необходимо);

=> чувствительность в основной (ближнее резервирование) и резервных зонах (дальнее резервирование), обеспечивающая действие защиты при любых коротких замыканиях, когда имеется необходимость отключения электроустановки.

Настоящая работа предполагает, что защиты воздушных линий выполняются на базе современных шкафов с использованием микропроцессорных терминалов. За основу приняты шкафы ШЭ_2607, выпускаемые отечественными производителями НПП «ЭКРА».

Исходные данные

Рисунок 1 Принципиальная схема распределительной сети 110кВ

В качестве исходных используем следующие данные:

· все линии электропередач заданной сети оборудованы маломасляными выключателями с трехфазным приводом;

· со сборных шин 110 кВ подстанций А, Б и В питаются ответственные потребители с преобладанием высоковольтных двигателей, потеря устойчивости которых недопустима. Эти сборные шины оборудованы дифференциальными защитами;

· автотрасформаторы имеют двухступенчатые резервные защиты: дистанционную и нулевой последовательности;

· среднее номинальное напряжение сети 115 кВ;

· сопротивления цепей двухцепных линий одинаковы;

· коэффициенты трансформации автотрансформаторов равны 230/121, регулированием коэффициентов трансформации последних и трансформаторов пренебречь;

· двухцепные линии могут длительно работать в одноцепном режиме;

· ступень селективности по времени принять t=0.4 сек;

· уставки времени II ступеней, примыкающих к защищаемой сети линий, и 1 ступеней автотрансформаторов принять 0.4 сек.;

· вторичный номинальный ток трансформаторов тока принять равным 5 А;

· в качестве дистанционной защиты использовать шкафы ШЭ_2607;

· нагрузки подстанций в некоторых режимах могут быть покрыты как за счет мощностей обоих источников СA и СB, так и только СA;

· коэффициент мощности нагрузки в нормальном режиме принять 0.95, а аргумент цепей самозапуска 30⁰;

Параметры элементов, входящих в сеть:

Длина линий (км)
L`1	L«1	L3	L5
15	12	33	15

Источники
Систем Са	Система Св
АТ1 (2) Sном (МВА)	X1 (Ом) max / min	X0 (Ом) max / min	АТ3 (4) Sном (МВА)	X1 (Ом) max / min	X0 (Ом) max / min
200	3 / 4,5	2,3 / 2,8	125	5 / 6	8,8 / 9,7

Максимальная мощность перетока между двумя системами:

Трансформаторные подстанции
T1, T2	T3, T4	T5, T6
Sном (МВт)	Sном (МВт)	Sном (МВт)
16	25	25

Параметры срабатывания защит смежных элементов от междуфазных КЗ:

АТ1 (2)	АТ3 (4)
XI (Ом)	XII (Ом)	tII (сек)	X1I (Ом)	XII (Ом)	tII (сек)
90	145	2,4	60	165	2

Линия L6	Линия L7
XI (Ом)	XII (Ом)	XIII (Ом)	tIII (сек)	XI (Ом)	XII (Ом)	XIII (Ом)	tIII (сек)
10	16	48	2,6	11,25	19	70	2

1. Расчет параметров схемы замещения

Составим схему замещения прямой последовательности защищаемой сети и рассчитаем сопротивления её элементов.

1.1 Расчет сопротивлений систем СA и СB прямой последовательности в максимальном и минимальном режимах:

1.2 Расчет сопротивлений автотрансформаторов системы СA АТ1 и АТ2

Автотрансформаторы типа АТДЦТН_200000/230/121.

Таблица 1. Параметры автотрансформаторов АТ1, АТ2

Sном	Uном ВН	Uном СН	Uном НН	Uk ВН-СН	Uk ВН-НН	Uk СН-НН
МВА	кВ	кВ	кВ	%	%	%
200	230	121	38.5	11	32	20

1.3 Расчет сопротивлений автотрансформаторов системы СB АТ3 и АТ4

Автотрансформаторы типа АТДЦТН_125000/230/121

Таблица 2. Параметры автотрансформаторов АТ3, АТ4

Sном	Uном ВН	Uном СН	Uном НН	Uk ВН-СН	Uk ВН-НН	Uk СН-НН
МВА	кВ	кВ	кВ	%	%	%
125	230	121	38.5	11	45	28

1.4 Расчет сопротивлений трансформаторов Т1, Т2

Трансформаторы типа ТДН_16000/110

Таблица 3. Параметры трансформаторов Т1, Т2

Sном (МВА)	Uном ВН (кВ)	Uном НН (кВ)	Uк (%)
16	115	11	10,5

1.5 Расчет сопротивлений трансформаторов Т3, Т4, Т5, Т6

Трансформаторы типа ТРДН_25000/110

Таблица 4. Параметры трансформаторов Т1, Т2, Т5, Т6

Sном (МВА)	Uном ВН (кВ)	Uном НН (кВ)	Uк (%)
25	115	10,5	10,5

1.6 Выбор сечения проводов ВЛ

Максимальную мощность перетока по линии определяем исходя из заданных максимальных мощностей перетока S_1-2 и S_2-1 и мощности нагрузки питания трансформаторных подстанций, приняв S_нагр = 0,6 S_ном.тр

Расчётные параметры проводов ВЛ:

Для линий L1 и L2 выбираем провод марки АС_240/32 с параметрами:

Для линий L3, L4 и L5 выбираем провод марки АС_70/11 с параметрами:

1.7 Расчет сопротивлений линий прямой последовательности

Рисунок 2 Расчётная схема распределительной сети 110кВ

2. Выбор типов защит

Выбор типов защит выполняется в предварительном порядке, так как при последующих расчётах может возникнуть необходимость усложнения этой защиты (например, по условиям чувствительности и быстродействия).

В качестве защиты от междуфазных КЗ на линии Л5 применять двухступенчатую токовую защиту: токовую отсечку без выдержки времени и максимальную токовую защиту.

Так как от шин п/ст Б и В питаются ответственные потребители, для которых недопустимо отключение электрической энергии, даже кратковременное, необходимо повреждения на линиях Л1 и Л2 отключать без выдержки времени.

Так как линия Л3 — двухцепная, и исходя из рекомендаций ?Руководящих указаний по релейной защите? на приемном конце линии Л3 устанавливаем направленную поперечную дифференциальную защиту. Линия Л3 — тупиковая, поэтому нет необходимости в резервировании направленной поперечной дифференциальной защиты на случай работы линии в одноцепном режиме. Таким образом, мы получаем эффективную и наиболее дешевую защиту из всех возможных вариантов.

На питающем конце линии Л3 устанавливаем комплекты дистанционной защиты, выполненные на базе шкафа ШЭ_2607, при этом нет необходимости в резервировании дистанционной защиты другими защитами, так как функции резервирования выполняет дистанционная защита, установленная на линии Л1.

Линию Л1 защищаем с двух сторон комплектами дистанционной защиты, таким образом, на короткие замыкания на большей части линии защита будет реагировать мгновенно.

3. Расчёт ступенчатой токовой защиты линии 5

3.1 Расчёт тока срабатывания I ступени защиты 5

В качестве I ступени используем неселективную токовую отсечку (в сочетании с АПВ), отстроенную от тока трехфазного КЗ за трансформатором Т5. При этом отсечка должна иметь коэффициент чувствительности не менее 1,3 в минимальном режиме при двухфазном КЗ в конце линии, при условии, что резервная ступень в данном режиме имеет коэффициент чувствительности не менее 1,5.

Расчетный режим: трехфазное КЗ за трансформатором 5, системы СА и СВ работают в максимальном режиме, на п/ст А и п/ст В работает по два автотрансформатора, линия L1 u L2 в работe.

Рисунок 3 Схема замещения для расчёта тока отсечки максимальный режим

Ток срабатывания защиты рассчитывается из условия:

Котс=1,3 — коэффициент отстройки.

IКЗmax_максимальный ток трёхфазного замыкания за Т5

Ток срабатывания защиты:

3.2 Расчёт тока срабатывания резервной ступени защиты 5

В качестве резервной ступени используем МТЗ, отстроенную от тока максимального рабочего режима.

Ток срабатывания защиты рассчитывается из условия:

, где

-максимальный рабочий ток по линии Л5.

Котс=1,1 — коэффициент отстройки.

КСЗП=1,3 — коэффициент самозапуска.

КВ=0,96 — коэффициент возврата.

Ток срабатывания защиты:

Коэффициент чувствительности МТО:

>1.3, где

Расчетный режим: Двухфазное КЗ в конце линии 5, системы СА и СВ работают в минимальном режиме, на п/ст А и п/ст В работает по одному автотрансформатору, линия 1 работает в одноцепном режиме.

Рисунок 4 Схема замещения для расчёта токовой отсечки, минимальный режим

>1.5 — коэффициент чувствительности удовлетворяет требованиям ПУЭ

Коэффициент чувствительности МТЗ:

Чувствительность защиты: ток срабатывания, выбранный по условию отстройки от токов нагрузки, проверяется по условию чувствительности. Проверка ведется по минимальному значению тока при повреждении в конце зоны защиты. Максимальная токовая защита должна чувствовать КЗ за трансформатором Т5 (Т6):

>1.2, где

Рисунок 5 Схема замещения для расчёта чувствительности МТЗ

>1.2 — коэффициент чувствительности в режиме дальнего резервирования удовлетворяет требованиям ПУЭ

4. Расчёт направленной поперечной дифференциальной защиты 4

Поперечная дифференциальная защита относится к защите с абсолютной селективностью, непосредственно сравнивающей электрические величины в заданных местах защищаемых элементов. В поперечной защите в общем случае сравниваются мгновенные значения токов, их фазы или модули а также мощности. Как обладающая абсолютной селективностью защита выполняется без выдержки времени и используется в сочетании с другими, например резервными защитами, имеющими относительную селективность. К важным достоинствам относятся простота, надежность и высокое быстродействие.

Ток срабатывания (I_с.з) поперечной дифференциальной защиты выбирается из условий:

1. По условию отстройки от максимального тока небаланса (I_нб.), который возникает при внешнем междуфазном коротком замыкании.

Расчетный режим: трехфазное КЗ на шинах подстанции С, системы С1 и С2 работают в максимальном режиме, на п/ст А и п/ст Б работает по два автотрансформатора, линия 2 работает в двухцепном режиме.

Рисунок 6 Схема для расчета поперечной дифференциальной защиты, максимальный режим

Ток срабатывания защиты рассчитывается из условия:

, где

Kотс= 1.5 — коэффициент отстройки.

, где

= 0.1 — учитывает 10 % погрешность трансформаторов тока;

K_ОДН = 0.5 — учитывает однотипность трансформаторов тока;

К_АП = 2 — учитывает наличие апериодической составляющей;

I_КЗmax. — ток короткого замыкания на шинах подстанции С.

Ток срабатывания защиты:

2. Расчет тока срабатывания защиты исходя из условия обеспечения возврата реле

, где

К_В = 0.8 — коэффициент возврата

К_отс = 1.2 — коэффициент отстройки

I_L3max =0.151кА — максимальный ток нагрузки:

Защита максимального действия, поэтому выбираем наибольший из рассчитанных токов срабатывания, т. е.

Проверка чувствительности защиты в точке равной чувствительности

Расчетный режим двухфазное КЗ, работа системы С1 и С2 работают в минимальном режиме, на п/ст А и п/ст Б работает по одному автотрансформатору, линия Л1 работает в одноцепном режиме.

Рисунок 7 Расчетная схема для расчета минимального тока КЗ через защиту в точке равной чувствительности защит 3 и 4

К — точка равной чувствительности

Ток двухфазного короткого замыкания в точке К:

Ток, подтекающий к точке К по неповрежденной цепи линии

Так как реле включается на разность токов соответствующих фаз линий, то при коротком замыкании в точке К ток в реле

Коэффициент чувствительности направленной поперечной дифференциальной защиты

>2

Полученный коэффициент чувствительности в точке равной чувствительности удовлетворяет требованиям ?Руководящих указаний по релейной защите?

Проверка чувствительности в режиме каскадного действия

Каскадное отключение двухфазного КЗ в начале линии 3 комплектом защиты 3 (3′). Расчетный режим не изменился.

Рисунок 8 Эквивалентная схема замещения

>2

5. Расчёт уставок по «Х» дистанционных защит

Дистанционная защита представляет собой трехступенчатую защиту минимального сопротивления, непрерывно контролирующую величину тока, напряжения и угол между векторами тока и напряжения. Дистанционные защиты в их современном исполнении являются наиболее совершенным, но и наиболее сложным видом защит с относительной селективностью. Их существенными преимуществами по сравнению с токовыми направленными защитами являются значительно более четко фиксированная зона, защищаемая I ступенью, лучшая защита конца участка II ступенью, а при многофазных КЗ — значительно большая чувствительность последней (III ступени), используемой в основном для дальнего резервирования. Поэтому дистанционные защиты широко применяются как основные (при U_НОМ 110 — 220 кВ) или резервные (при U_НОМ 220 — 330 кВ) зашиты от многофазных КЗ. В качестве признака КЗ используется уменьшение сопротивления цепи.

5.1 Расчёт сопротивлений срабатывания защит 3 и 3?

Расчёт первой ступени защиты

Первая ступень дистанционной защиты является аналогом первой ступени трехступенчатой токовой защиты, т. е. токовой отсечки, и действует без выдержки времени.

, где

0,85 — рекомендуемое значение коэффициента отстройки для определения уставки первой ступени при КЗ в конце линии.

Проверка чувствительности при расчете первой ступени не производится, т. к. первая ступень вне зависимости от режимов работы системы всегда защищает 85 % длины линии.

Расчёт уставок второй ступени защиты 3

Вторая ступень выполняет функции ближнего резервирования для первой ступени и защищает тот участок линии, на котором первая ступень имеет мертвую зону.

Сопротивление срабатывания второй ступени выбирается исходя из следующих условий:

· Отстройка от короткого замыкания в конце зоны действия первой ступени защиты 6 линии L6;

· Отстройка от короткого замыкания за трансформатором п/ст С.

Рисунок 9 Расчетная схема замещения для определения уставок защиты 3

Отстройка от КЗ в конце зоны действия первой ступени защиты 6 линии L6

Расчетный режим в работе одна цепь линии Л3.

Отстройка от КЗ за трансформатором п/ст В

Так как дистанционная защита — защита минимального действия, то за сопротивление срабатывания принимаем наименьшее из расчетных, т. е.

Проверка чувствительности защиты в конце защищаемой линии

>1.25

Коэффициент чувствительности защит удовлетворяет требованиям ПУЭ.

Расчёт уставок третьей ступени защиты 3

Сопротивление срабатывания III ступени выбирается по условию чувствительности.

Кч = 1,25 — рекомендуемое значение коэффициента чувствительности по реактивной составляющей для определения уставки по условию чувствительности при КЗ в зоне дальнего резервирования, при этом коэффициент токораспределения должен быть минимальным.

· При К.З. в конце линии L6

· При К.З. за трансформатором п/ст С

При этом выдержка времени —

5.2 Расчёт сопротивлений срабатывания защит 2 (2?)

Расчёт уставок первой ступени защиты 2

Расчёт уставок второй ступени защиты 2

Сопротивление срабатывания второй ступени защиты 2 выбираем из следующих условий:

· Отстройка от первой ступени защиты 7 линии L7;

· Отстройка от КЗ за АТ1;

· Отстройка от режима каскадного действия при КЗ в конце зоны действия первой ступени защиты 1

Отстройка от первой ступени защиты 7

Расчетный режим: система СА работает в минимальном режиме, СВ в максимальном режиме, АТ1 в работе, АТ3 и АТ4 в работе, линия L1.

Рисунок 10 Расчетная схема для согласования с защитой 7

Отстройка от КЗ за автотрансформатором АТ1

Расчетный режим: СА работает в минимальном режиме, СВ в максимальном,

АТ1 и АТ2 в работе, АТ3 и АТ4 в работе, линия L1.

, где 2_коэффициент учитывающий работу двух АТ; КТmax = 1

Отстройка от режима каскадного действия при КЗ в конце зоны действия первой ступени защиты 1

Расчетный режим: СА работает в минимальном режиме, СВ- в максимальном,

АТ1 в работе, АТ3 и АТ4 в работе, линии L1 и L2.

Рисунок 11 Расчетная схема режима каскадного отключения

Так как защита минимального действия, то в качестве сопротивления срабатывания выбираем наименьшее значение, т. е.

Оценка чувствительности второй ступени защиты при КЗ в конце защищаемой линии

<1.25

Чувствительность защиты не удовлетворяет требованиям ПУЭ, поэтому вторую ступень необходимо отстроить от первой ступени резервной защиты АТ1, установленной на стороне 220 кВ

При этом выдержка времени —

Выдержка времени стала равной выдержки времени II ступени защиты 7, поэтому вторую ступень необходимо согласовать со второй ступенью защиты линии 7.

Оценка чувствительности второй ступени защиты

>1.25

Чувствительность защиты удовлетворяет требованиям ПУЭ

Расчёт уставок третьей ступени защиты 2

Расчет уставок ведем исходя из требуемого нами коэффициента чувствительности . Коэффициент токораспределение должен быть минимальным, чтобы сопротивление на зажимах реле было максимально возможным. Нас интересует режим дальнего резервирования.

1) Условие чувствительности при КЗ на стороне НН трансформаторов АТ1

Режим: СА — макс, СВ — мин, в работе АТ3, в работе АТ1 и АТ2, в работе линия L1 и L2.

Рисунок 12 — Расчетная схема для расчета X при КЗ на НН АТ1

, где

— т. к. АТ1 и АТ2 работают параллельно по высокой и средней стороне;

2) КЗ в конце линии 7:

Режим: СА — макс, СВ — мин, в работе АТ1 и АТ2, в работе АТ3, в работе линия L1 и L2.

Рисунок 13. Расчетная схема для расчета X при КЗ в конце линии 7

, т. к. АТ1 и АТ2 работают параллельно по высокой и средней стороне;

3) КЗ за трансформатором 1:

Режим: СА — мин, СВ — макс, в работе АТ1, в работе АТ3 и АТ4, в работе линия L1.

Рисунок 14 — Расчетная схема для расчета X при КЗ в за Т1

За расчетное значение принимаем .

Выдержка времени III ступени защиты 2 согласуем с III ступенью защиты 7:

5.3 Расчёт сопротивлений срабатывания защит 1 (1?)

В качестве защиты 1 выбираем трехступенчатую дистанционную защиту.

Расчет уставок I ступени защиты 1

Расчет уставок II ступени защиты 1

Для обеспечения селективности сопротивление срабатывания и выдержка времени второй зоны отстраивают от быстродействующих защит трансформаторов и линий, отходящих от шин противоположной подстанции, т. е. подстанции В. Выдержка времени выбирается равной ступени селективности:

1) Для согласования с линейной защитой 5 вторая зона не должна выходить за пределы срабатывания быстродействующей ступени защиты 5:

где, — коэффициент, учитывающих сокращение за счет погрешности TA и TV напряжения, принимаем равным 0.9;

— коэффициент, учитывающий возможное увеличение в результате погрешностей ТА и ТV, принимаем равным 0.8;

2) Отстройка от КЗ на шинах п/ст C:

Расчетный режим: система СА работает в максимальном режиме, система СВ- в минимальном, линия L1, линии L3 и L4, АТ1 и АТ2 в работе, АТ3 в работе.

Рисунок 15 — Расчетная схема для расчета X при КЗ на шинах п/ст C

3) Для отстройки от токов КЗ за автотрансформаторами АТ3 и АТ4 подстанции В:

, где, т. к. система А не оказывает влияние на ток через комплект защиты 1.

4) Условие согласование II ступени защиты 1 с I ступенью защиты 2 в режиме каскадного отключения на параллельной линии (т. е. КЗ на параллельно защищаемой линии).

Режим: СА — макс, СВ — мин, в работе АТ1 и АТ2, в работе АТ3.

Рисунок 16 — Расчетная схема для режимa каскадного отключения.

, где

За расчетное значение принимаем .

Выбранное значение проверяем по условию чувствительности действия при КЗ на шинах противоположной подстанции. Согласно ПУЭ:

— чувствительность достаточна.

Расчет уставок III ступени защиты 1

Расчет уставок ведем исходя из требуемого нами коэффициента чувствительности . Коэффициент токораспределение должен быть минимальным, чтобы сопротивление на зажимах реле было максимально возможным. Нас интересует режим дальнего резервирования.

1) Условие чувствительности при КЗ на стороне НН трансформаторов АТ3

Режим: СВ — макс, СА — мин, в работе АТ3 и АТ4, в работе АТ1, в работе линии L1 и L2.

Размещено на http://www./

Рисунок 17 — Схема замещения при КЗ на НН АТ3

, где

— т. к. L1 и L2 работают параллельно;

2) Необходимо рассмотреть КЗ на шинах подстанции С:

Режим: СА — мин, СВ — макс, в работе линии L1 и L2, в работе АТ1, в работе АТ3 и АТ4.

Рисунок 18 — Схема замещения при КЗ на шинах подстанции С

— т. к. линии L1 и L2 работают параллельно;

3) Необходимо рассмотреть КЗ в конце линии 5:

3) Необходимо рассмотреть КЗ за Т1:

Рисунок 19 — Схема замещения для расчёта Х при КЗ за Т1

Расчетное значение

6. Расчёт уставок по «R» дистанционных защит

Уставка по активной оси определяется исходя из двух условий:

а) условие отстройки от режима передачи максимальной активной мощности:

, гдеопределяется исходя из режима самозапуска:

— угол самозапуска, задает преподаватель.

б) условия обеспечения требуемой чувствительности к активной составляющей замеров, зависящей от переходного сопротивления в месте КЗ:

, где — ток в месте установки защиты минимально возможный

6.1 Расчет уставок защиты 3

Определим расчетное сопротивление:

Уставка по R должна быть не более:

Расчет уставок I ступени защиты 3

Для первой ступени .

Длину дуги принимаем равным междуфазному расстоянию. Для опор 110 кВ эта величина составляет около 4 метров.

Рассматриваем КЗ в конце линии L3:

Режим: СА — мин, в работе АТ1 и АТ3, в работе линия L1, СВ — мин

Рисунок 20 — Расчетная схема для расчета минимального тока КЗ

Ток в месте установки комплекта I_3 равен:

Сопротивление срабатывания по активной оси равно I_3:

Имеем диапазон: .

За расчетное берем .

Расчет уставок II ступени защиты 3

Для второй ступени , т. к. КЗ на линии L6.

Длину дуги принимаем равным удвоенному значению междуфазному расстоянию. Сопротивление срабатывания по активной оси равно II_3:

Имеем диапазон: .

За расчетное берем .

Расчет уставок III ступени защиты 3

Рассматриваем зону дальнего резервирования:

1) КЗ в конце линии L6:

, т. к. рассматриваем КЗ в конце линии L6 (Считаем что сечения проводов L3 (L4) и L6 одинаковы)

Ток в месте установки комплекта III_3 равен:

Длину дуги принимаем равной шестикратному междуфазному расстоянию. Сопротивление срабатывания по активной оси равно III_3:

Имеем диапазон: .

За расчетное берем .

6.2 Расчет уставок защиты 2

Определим расчетное сопротивление:

Уставка по R должна быть не более:

Расчет уставок I ступени защиты 2

Для первой ступени .

Длину дуги принимаем равным междуфазному расстоянию. Для опор 110 кВ эта величина составляет около 4 метров.

Рассматриваем КЗ в конце линии L1:

Режим: СА — мин, СВ — мин, в работе АТ1 и АТ3, в работе L1 и L2.

Рисунок 21 — Расчетная схема для определения минимального тока КЗ через защиту 2

Ток в месте установки комплекта I_2 равен:

Сопротивление срабатывания по активной оси равно I_2:

Имеем диапазон: .

За расчетное берем .

Расчет уставок II ступени защиты 2

Для второй ступени , т. к. КЗ на линии L7.

Длину дуги принимаем равным утроенному значению междуфазному расстоянию, т. к. Сопротивление срабатывания по активной оси равно II_2:

Имеем диапазон: .

За расчетное берем .

Расчет уставок III ступени защиты 2

Рассматриваем зону дальнего резервирования:

1) КЗ в конце линии L7:

, т. к. рассматриваем КЗ в конце линии L7 (Считаем что сечения проводов L1 (L2) и L7 одинаковы)

Ток в месте установки комплекта III_2 равен:

Длину дуги принимаем равной шестикратному междуфазному расстоянию. Сопротивление срабатывания по активной оси равно III_2:

Имеем диапазон: .

За расчетное берем .

6.3 Расчет уставок защиты 1

Определим расчетное сопротивление:

Уставка по R должна быть не более:

Расчет уставок I ступени защиты 1

Для первой ступени .

Длину дуги принимаем равным междуфазному расстоянию. Для опор 110 кВ эта величина составляет около 4 метров.

Рассматриваем КЗ в конце линии L1:

Режим: СА — мин, CВ — мин, в работе АТ1 и АТ3, в работе линии L1 и L2

Рисунок 22 — Расчетная схема для определения минимального тока КЗ через защиту 1

Ток в месте установки комплекта I_1 равен:

Сопротивление срабатывания по активной оси равно I_1:

Имеем диапазон: .

За расчетное берем .

Расчет уставок II ступени защиты 1

Для второй ступени , т. к. КЗ на линии L7.

Длину дуги принимаем равным удвоенному значению междуфазному расстоянию. Сопротивление срабатывания по активной оси равно II_1:

Имеем диапазон: .

За расчетное берем .

Расчет уставок III ступени защиты 1

Рассматриваем зону дальнего резервирования:

1.) КЗ в конце линии L3, т. е. на шинах подстанции С:

Рисунок 23 — Расчетная схема для расчета КЗ на шинах подстанции С

Ток в месте установки комплекта III_1 равен:

Сопротивление срабатывания по активной оси равно III_1:

2.) КЗ в конце линии L5:

Ток в месте установки комплекта III_1 равен:

Сопротивление срабатывания по активной оси равно III_1:

За расчетное принимаем большее.

Имеем диапазон: .

За расчетное берем .

7. Выбор трансформаторов тока и напряжения

Трансформаторы тока выбираются по следующим параметрам: номинальное напряжение, номинальный первичный ток, номинальный вторичный ток и класс точности. Так как нам известно номинальное напряжение, вторичный ток и класс точности (в релейной защите применяются трансформаторы класса 10Р), то искомыми будут трансформаторы типа ТФЗМ_110Б_1. Выбор сводится к расчету максимальных первичных токов.

7.1 Расчет максимальных рабочих токов

7.2 Параметры трансформаторов тока

По найденным максимальным рабочим токам выбираем трансформаторы тока:

Для линии L1:

ТФЗМ_110Б_1 Номинальный первичный ток 600 А, вторичный 5А, класс точности 10Р.

Для линии L3:

ТФЗМ_110Б_1 Номинальный первичный ток 300 А, вторичный 5А, класс точности 10Р.

Для линии L5:

ТФЗМ_110Б_1 Номинальный первичный ток 300 А, вторичный 5А, класс точности 10Р.

7.3 Выбор трансформаторов напряжения

Для всех комплектов защит выбираем трансформатор напряжения НКФ_110-83У1:

Коэффициент трансформации трансформатора напряжения равен:

8. Расчёт уставок срабатывания реле

— приведенная уставка срабатывания по реактивной оси защиты ко вторичным цепям;

— приведенная уставка срабатывания по реактивной оси защиты ко вторичным цепям;

— коэффициент трансформации трансформатора тока;

— коэффициент трансформации трансформатора напряжения.

Расчет сводим в таблицу 5.

Таблица 1. Расчет уставок срабатывания защит

Уставка срабатывания	Первичный		Вторичный	Время срабатывания, с	Примечание
, А	1286	300/5	70.14	0
, А	225	300/5	12.27	0.4
, А	353	300/5	19.25	0
, Ом	12.454	300/5	0.679	0
, Ом	18.952	300/5	1.034	0.4
, Ом	157.178	300/5	8.57	3
, Ом	9.295	600/5	1.013	0
, Ом	20.216	600/5	2.21	0.8
, Ом	228.054	600/5	24.87	2.8
, Ом	9.295	600/5	1.013	0
, Ом	19.662	600/5	2.14	0.4
, Ом	300.923	600/5	32.83	2.4
, Ом	5	300/5	0.273
, Ом	10	300/5	0.545
, Ом	20	300/5	1.091
, Ом	5	600/5	0.545
, Ом	10	600/5	1.091
, Ом	50	600/5	5.45
, Ом	5	600/5	0.545
, Ом	10	600/5	1.091
, Ом	30	600/5	3.273

Заключение

В ходе работы произведён выбор и расчёт релейной защиты и автоматики участка распределительной сети. Правильный выбор линии уставок устройств релейной защиты позволяет обнаружить и отключить любое междуфазное КЗ в пределах защищаемой сети

Выбраны как токовые защиты, так и дистанционные. Типы защит выбраны исходя из рекомендаций «Правил устройства электроустановок». В процессе расчетов были получены первичные и вторичные параметры срабатывания защит всех элементов заданной сети, была проверена их чувствительность. Ступени защит были отстроены от неселективного срабатывания по времени.

Проверка защит по остаточному напряжению показала, что даже обеспечение чувствительности и селективности не гарантирует устойчивой работы системы, и иногда приходится вносить коррективы в функции отдельных ступеней защит. Намеренно пренебрегая селективностью, добиваются отключения короткого замыкания по всей длине без выдержки времени.

Список использованных источников

1. Релейная защита электрических сетей. Методические указания к курсовому проектированию для студентов IV курса факультета энергетики (специальность 140203). Новосибирск, 2007.

2. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. — 4-е изд., перераб. и доп.-М.: Энергоатомиздат, 1989.-608 с. ил.

3. Чернобровов Н.В. Релейная защита. Учебное пособие для техникумов. Изд. 5_е, перераб. и доп. м., «Энергия», 1974. 680 с. с ил.

Размещено на