РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИЗАЦИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ

Поможем в ✍️ написании учебной работы

Имя

Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

Нажимая кнопку "Продолжить", я принимаю политику конфиденциальности

РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИЗАЦИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ

Учебное пособие по курсовому проектированию

Для обучающихся всех форм обучения по направлению подготовки «Электроэнергетика и электротехника»

Ангарск

2016

УДК 621.3

Тинина, Л.П. Релейная защита и автоматизация электроэнергетических систем. Учебное пособие по курсовому проектированию / Л.П. Тинина, Ю.В. Коновалов. – г. Ангарск: Изд-во АнГТУ, 2016. – 143 с.

Учебное пособие разработано для самостоятельного изучения разделов курсового проектирования по теме «Релейная защита силового трансформатора и прилегающих элементов электрической сети» по дисциплине «Релейная защита и автоматизация электроэнергетических систем». В пособии кратко изложены вопросы расчета токов КЗ, выбора устройств РЗиА и их технических характеристик, проверка чувствительности защит, согласования уставок, как на электромеханической, так и микропроцессорной элементной базе. Приведен порядок выбора первичных преобразователей тока, проверка, выбранных кабелей на термическую стойкость и невозгорание.

Для самостоятельной подготовки к защите курсовой работы приведены контрольные вопросы. Представлены требования по оформлению курсовой работы и список литературы для обучающихся всех форм обучения по направлению подготовки «Электроэнергетика и электротехника».

Рецензенты:

д.т.н., профессор кафедры «Электропривод и электрический транспорт» Иркутского национального исследовательского технического университета Дунаев М.П.

к.т.н., профессор, заведующий кафедрой «Автоматизация технологических процессов» Ангарского государственного технического университета Благодарный Н.С.

Рекомендовано к изданию учебно-методическим советом факультета технической кибернетики Ангарского государственного технического университета.

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ- 4

1 СОДЕРЖАНИЕ ПОЯСНИТЕЛЬНОЙ ЗАПИСКИ по курсовому проектированию-- 4

2 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ- 6

3 Релейная защита линии электропередачи- 22

3.1 Выбор параметров первой ступени защиты-- 23

3.2 Выбор параметров второй ступени защиты-- 25

3.3 Третья ступень токовой защиты - максимальная токовая защита- 26

3.4 Защита линий 110, 220 кВ от КЗ на землю-- 27

3.5 Дистанционные защиты-- 29

4 Токовые защиты участков сети 6-35кВ на базе цифровых реле 49

5 Расчет релейной защиты понижающих трансформаторов 52

5.1 ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНАЯ ТОКОВАЯ ОТСЕЧКА ТРАНСФОРМАТОРОВ- 52

5.2 Дифференциальная токовая защита (без торможения) 53

5.3 Дифференциальная токовая защита трансформаторов, выполненная с реле серии ДЗТ -10- 63

5.4 Расчет дифзащиты трансформатора на терминале MiCom-P633: 67

5.5 Максимальная токовая защита трансформаторов- 79

6 Выбор релейного оборудования- 86

7 Разработка схем проектируемых устройств- 87

8 Защита трансформатора собственных нужд. 88

9 Выбор трансформаторов тока (ТА) и расчет допустимых нагрузок на ТА- 103

10 Проверка кабельной линии по условию термической стойкости и на невозгорание при нагреве токами Короткого замыкания 118

11 Варианты заданий на курсовой проект- 123

12 Алгоритм выполнения курсового проекта по релейной защите и автоматике- 131

13 Справочный материал- 133

14 Образец задания для выполнения- 135

15 Вопросы к защите курсового проекта- 138

16 Список литературы-- 140

ПРИЛОЖЕНИЕ А- 141

ПРИЛОЖЕНИЕ Б- 142

ПРИЛОЖЕНИЕ В- 143

ВВЕДЕНИЕ

Настоящие учебное пособие предназначено для выполнения курсового проектирования по дисциплине «Релейная защита и автоматизация электроэнергетических систем» обучающимися по направлению подготовки «Электроэнергетика и электротехника».

Целью выполнения курсового проекта является лучшее усвоение теоретического материала курса и приобретению необходимых навыков расчетов и выбора защит. При выполнении проекта необходимо придерживаться норм и положений, определенных ПУЭ [1], директивными материалами Главтехуправления Минэнерго и «Руководящих указаний по релейной защите».

Перед выполнением курсового проектирования обучающийся осваивает соответствующий раздел теоретического материала [2, 3]. После окончания работы по курсовому проектированию необходимо сделать заключение о правомерности использования выбранных защит с оформлением карты селективности.

СОДЕРЖАНИЕ ПОЯСНИТЕЛЬНОЙ ЗАПИСКИ по курсовому проектированию

1. Титульный лист (приложение А).

2. Расчетно-текстовая часть, выполненная в соответствии с правилами оформления текстовой документации, изложенными в методических указаниях «Требования по выполнению, оформлению и защите выпускной квалификационной работы» [13]. Второй лист после титульного выполняется в формате с основной надписью (с большим штампом), пример приведен в приложении Б, а все остальные – в формате для последующих листов текстовых документов (с малым штампом), пример приведен в приложении В. Проект оформляется в виде пояснительной записки объемом 25…30 страниц формата А4 и 1..2 листов чертежей выполненных на листах А3 или листе формата А1. На чертежах показываются цепи тока и напряжения, цепи защиты, управления и сигнализации. Приводится спецификация используемой аппаратуры

3. В пояснительной записке приводится характеристика защищаемых элементов и обоснование принципов проектируемых стройств релейной защиты и автоматики, исходя из видов повреждения, на которые должна реагировать защита, конфигурации сети и режимом заземления нейтрали, возможности сохранения устойчивости и необходимости резервирования.

Рассчитываются параметры устройств РЗиА, оценивается их чувствительность, производится выбор выдержек времени. Все расчеты сводятся в таблицы, вначале приводятся расчетные выражения и лишь затем численные. Для заданного элемента защиты приводится расчетная нагрузка вторичных цепей тока, проверка на 10 % погрешность и возможность правильной работы защит в режиме насыщения трансформатора тока (ТТ). Проверка кабельной линии на термическую стойкость и невозгорание.

4. Заключение: Обосновать достаточность, эффективность выбранных устройств РЗиА, их чувствительность на основе проведенных расчетов, и соответствие требованиям ПУЭ.

5. Список литературы.

Расчет междуфазных токов КЗ

Расчеты производятся в объеме, необходимом для расчетов основных параметров защит (определения тока, напряжения, сопротивления срабатывания и коэффициентов чувствительности).

Для начала составляется расчетная схема сети, которая изображается в однофазном исполнении с указанием паспортных данных, входящих в нее элементов.

Затем составляется схема замещения, в которой все перечисленные элементы заменяются рассчитанными электрическими сопротивлениями.

Расчет сопротивлений элементов схемы выполняется в именованных единицах (Ом).

В исходных данных приведена мощность короткого замыкания на шинах системы .

Реактивные сопротивления системы определяются в максимальном и минимальном режимах ее работы по формулам:

(2.1)

(2.2)

Сопротивления прямой и обратной последовательностей принимаются равными.

В относительных единицах задаются параметры реакторов. Они указываются в процентах, как относительное значение падения напряжения в реакторе при прохождении в нем номинального тока. Сопротивление реактора определяется по следующему выражению:

(2.3)

где U_ном – номинальное значение напряжения в реакторе, В;

I_ном - номинальное значение тока в реакторе, А.

Сопротивления линий:

Для определения сопртивления линии необходимо знать удельные параметры линии:

R_уд - удельное активное сопротивление 1 км. линии, Ом/км;

Х_уд - удельное реактивное сопротивлении 1 км. линии, Ом/км;

l - длина линии, км.

(2.4)

Марку провода определяют по току при заданной Р_нагр.л и по длительно допустимому току по условиям нагрева проводов, с учетом развития сети. Здесь же определяют и коэффициент трансформации трансформаторов тока (Таблица 2.1).

Таблица 2.1 – Определение марки провода

Марка провода	Допустимый ток нагрузки, А	R_уд, Ом/км	Х_уд, Ом/км
Марка провода	Допустимый ток нагрузки, А	R_уд, Ом/км	110кВ	220кВ
АС 70/11	265	0,428	0,444	-
АС 95/16	330	0,306	0,43	-
АС 120/19	375	0,249	0,427	-
АС 150/24	450	0,198	0,42	-
АС 185/29	510	0,163	0,413	-
АС 240/35	605	0,12	0,405	0,435
АС 300/39	690	0,098	-	0,429
АС 400/51	835	0,075	-	0,42
АС 500/64	945	0,06	-	0,413

Примечание: Цифры в марках проводов обозначают номинальное сечение алюминия (в числителе) и стали (в знаменателе), мм².

Сопротивления трансформаторов с РПН, ПБВ, отнесенные к регулируемой стороне ВН определяется:

(2.5)

(2.6)

(2.7)

где Sном – номинальная мощность трансформатора.

∆U_{рпн(пбв)} - половина суммарного диапазона регулирования напряжения на стороне высокого напряжения трансформатора, ∆U_{рпн(пбв)} измеряется в процентах.

U_к_min., U_кmax - расчетные значения напряжений короткого замыкания в процентах для положений регулятора РПН на крайних ответвлениях регулируемой обмотки, задаются в паспортных данных трансформатора.

Примечание:

При необходимости определения токов короткого замыкания в среднем положении РПН (ПБВ) за трансформатором (приведенных к обмотке ВН), без учета сопротивления системы можно воспользоваться следующим выражением:

;

Для более точных расчетов небходимо определить активное, индуктивное и полное сопротивление трансформатора:

Таблица 2.2 - Междуфазные напряжения электрических распределительных сетей трехфазного тока 50 Гц

Напряжение, кВ
Номинальное	Наибольшее	Среднее (для расчетов токов КЗ)
022/0127	-	0,22/0,127
0,38/0,22	0,4/0,23	0,4/0,23
0,66/0,38	0,69/0,4	0,69/04
3	3,5	3,15
6	6,9	6,3
10	11,5	10,5
20	23,0	20,0
35	40,5	37,0
110	126,0	115,0
150	172.0	154,0
220	252.0	230,0
330	373,0	330,0

Для трансформаторов с обмоткой низшего напряжения разделенной на две ветви сопротивление можно определить для практических расчетов по упрощенным формулам, если напряжение короткого замыкания в процентах при запараллеливании обмоток низшего напряжения, задается к полной мощности трансформатора:

(2.8)

(2.9)

Для трехобмоточных трансформаторов напряжение короткого замыкания задается между обмотками. Необходимо найти напряжение короткого замыкания каждой обмотки в крайних положениях РПН (т.е. максимальные и минимальные):

Определяем напряжение короткого замыкания обмотки высшего напряжения:

(2.10)

Напряжение короткого замыкания обмотки среднего напряжения:

(2.11)

Напряжение короткого замыкания обмотки низшего напряжения:

(2.12)

Cопротивления обмоток ВН трансформатора максимальное и минимальное находятся по формулам:

(2.13)

(2.14)

где - номинальная мощность трансформатора,

- предел регулирования напряжения.

Cопротивления обмоток НН трансформатора максимальное и минимальное находятся по формулам:

(2.15)

(2.16)

Аналогично находятся и сопротивления СН обмоток трансформатора.

Полное сопротивление трансформатора определяется суммированием сопротивления обмоток, по которым протекает ток короткого замыкания. Например, при КЗ на стороне низшего напряжения полное сопротивление трансформатора находится суммированием последовательно соединенных сопротивлений обмоток ВН и НН:

(2.17)

А при КЗ на стороне среднего напряжения полное сопротивление трансформатора находится суммированием последовательно соединенных сопротивлений обмоток ВН и СН:

(2.18)

Рисунок 2.1 - Расчетная схема

Для определения суммарного тока короткого замыкания необходимо преобразовать схему замещения относительно заданной точки КЗ

Определить токи КЗ по ветвям.

Все расчеты производятся для начального момента времени без учета переходного сопротивления в месте короткого замыкания.

Определение максимально возможного тока короткого замыкания следует производить при наименьшем сопротивлении питающей системы в максимальном ее режиме и наименьшем сопротивлении трансформатора с учетом всех сопротивлений до точки короткого замыкания.

При определении минимального тока КЗ, наоборот: из схемы подставляются сопротивления, имеющие максимальные значения. Приведение токов короткого замыкания к сторонам СН и НН трансформатора следует производить по среднему коэффициенту трансформации силового трансформатора.

Для расчетов параметров релейных защит рассчитать токи, проходящие через трансформаторы тока этих защит с учетом коэффициентов схемы.

При расчете токов срабатывания защит необходимо определить максимальные токи трехфазного короткого замыкания. Минимальные токи короткого замыкания (обычно двухфазного) определяются, чтобы оценить чувствительность защиты.

Пример расчета участка сети:

Исходные данные:

Номинальное напряжение сети, кВ – 110;

Максимальная мощность трехфазного короткого замыкания, МВА –2500;

Длина питающей линии, км – 30;

Тип и мощность трансформатора, кВА – ТДН – 10000/110 Uн=115/6,6кВ

Рисунок 2.2 – Схема замещения для примера

Определим реактивное сопротивление системы в максимальном и минимальном режимах работы сети:

Значение тока и удельных активного и реактивного сопротивлений для выбранного провода марки АС 120/19:

Определим реактивное сопротивление линий:

Подсчитаем сопротивление трансформатора:

, , .

, ,

Определяем токи короткого замыкания:

Точка К1:

Точка К2:

Точка К3:

Приведенный ток к напряжению 6,3 кВ:

Для каждой точки короткого замыкания рассчитываем ток двухфазного короткого замыкания по формуле: . Результаты заносим в таблицу и строим график.

Таблица 2.3 – Таблица для примера

I	К1	К2	К3 (ВН)	К3(НН)
Iк⁽³⁾max (кА)	12,5	3,4	0,667	12,2
Iк⁽³⁾min (кА)	10,1	3,2	0,277	5,056
Iк⁽²⁾min (кА)	8,75	2,77	0,24	4,38

Расчет токов КЗ на землю

Пусковые органы защиты (реле тока) подключены к фильтру тока нулевой последовательности. На выходе фильтра тока нулевой последовательности (нулевой провод полной звезды) при различных видах коротких замыканий может быть только ток нулевой последовательности, поэтому защита реагирует на короткие замыкания однофазные и междуфазные, связанные с землей. Схема оперативных целей МТЗ нулевой последовательности аналогична схеме оперативных цепей междуфазной МТЗ.

Для расчета токов при КЗ на землю составляются схемы замещения прямой и обратной последовательностей (в распределительных сетях они одинаковы) и нулевой последовательности.

Для протекания токов нулевой последовательности необходим контур, который создается через землю, место КЗ и заземленные нейтрали трансформаторов.

Расчет параметров нулевой последовательности сети:

Сопротивление нулевой последовательности в различных режимах работы сети в заданной точке определяется расчетом или запрашивается у энергоснабжающей организации.

В рамках учебного процесса сопротивление нулевой последовательности (Хос) системы можно принять:

где Х1с - сопротивление прямой последовательности системы.

Значение сопротивления воздушной линии электропередачи токам нулевой последовательности определяется сопротивлением контура, по которому они протекают. Значение этого сопротивления зависит от параметров провода, от среднего геометрического расстояния между проводами трехфазной линии и Дэ - эквивалентной глубины возврата тока через землю.

Дэ зависит от частоты электрического тока и удельной проводимости земли, которая в свою очередь определяется структурой почвы и ее влажностью.

Для проближенных расчетов можно принимать сопротивление нулевой последовательности одиночных линий электропередачи:

Без троса:

Одноцепной линии с хорошо проводящими тросами:

Одноцепной линии со стальными тросами:

Значение сопротивления трансформаторов и автотрансформаторов зависит от конструкции и схемы соединения обмоток.

В схему для протекания токов нулевой последовательности должны входить только трансформаторы, работающие с глухозаземленными нейтралями или заземленными через токоограничивающие реакторы.

При соединении обмоток трансформаторов в токи нулевой последовательности протекают в обмотки звезды и наводятся в обмотки треугольника, но не выходят за его пределы. В схему замещения нулевой последовательности входят сопротивления обеих обмоток.

Согласно опытам, проведенным в энергосистемах можно принять, что сопротивления нулевой последовательности составляют 85-90% от сопротивления прямой последовательности трансформатора.

При соединении обмоток трансформаторов в в в обмотке звезды нет пути для протикания токов нулевой последовательности. Следовательно , и в схему замещения нулевой последовательности такой трансформатор не входит.

Трехобмоточный трансформатор в схему замещения входит сопротивлениями I и III обмоток. В обмотки II путь протекания токов нулевой последовательности отсутствует.

При соединении обмоток трансформатора в в схему замещения нулевой последовательности входят сопротивлениями всех трех, причем сопротивления обмоток, соединенных в треугольник включаются параллельно.

Измерительными органами защиты являются реле тока, подключённые к фильтру тока нулевой последовательности. Защита реагирует на короткие замыкания однофазные и междуфазные связанные с землёй. Для расчёта токов при коротком замыкании на землю составляется схема замещения нулевой последовательности. Для участка сети составляются схемы замещения прямой и нулевой последовательностей.

При однофазном коротком замыкании в точке К1 будут протекать:

в максимальном режиме:

в минимальном режиме:

Преобразуем схему относительно точки К1:

Определим Хок1 в максимальном и минимальном режимах:

в максимальном режиме:

в минимальном режиме:

Определим составляющие токов однофазного короткого замыкания со стороны системы и трансформатора:

в максимальном режиме:

в минимальном режиме:

Ток однофазного короткого замыкания со стороны трансформатора:

в максимальном режиме:

в минимальном режиме:

при двухфазном коротком замыкании на землю в точке К1 будут протекать:

ток нулевой последовательности в точке К1:

в максимальном режиме:

в минимальном режиме:

Определим составляющие токов:

Ток двухфазного короткого замыкания на землю со стороны системы:в максимальном режиме:

в минимальном режиме:

Ток двухфазного короткого замыкания на землю со стороны трансформатора:

в максимальном режиме:

в минимальном режиме:

При однофазном коротком замыкании в точке К2 будут протекать:

Определим Хок1 в максимальном и минимальном режимах:

Hайдём сопротивление нулевой последовательности в т. К2

в максимальном режиме:

в минимальном режиме:

при однофазном коротком замыкании в точке К2 будут протекать:

ток нулевой последовательности в точке К2: в максимальном режиме:

в минимальном режиме:

где - сопротивление прямой последовательности до точки К2.

при двухфазном коротком замыкании на землю в точке К2 будут протекать:

в максимальном режиме:

в минимальном режиме:

Затем определяем составляющие токов КЗ на землю со стороны системы и трансформатора и величины их наносим на схему замещения.

Терминал MiCOM Р437

Таблица 3.5.1 Терминал MiCOM Р437

№ п/п	Параметр	Уставка	Пределы	Шаг
1	Iном. перв. ТТ	1000	1 - 10000 А	1
2	3Iо ном. перв. ТТ	1000	1 - 10000 А	1
3	Iном. устройства	5	1/5 А
4	3Iо ном. устройства	5	1/5 А
5	Uном. перв. ТН	110	0.1 - 1000 кВ	0.1
6	3Uо ном. перв. ТН	110	0.1 - 1000 кВ	0.1
7	Uном. втор. ТН	100	50 - 130 В	1
8	3Uо ном. втор. ТН	100	50 - 130 В	1

На базе реле РНТ-565

Рисунок 5.1 - Электрическая схема подключения силового трансформатора

Определяются номинальные токи для всех сторон защищаемого трансформатора и вторичные токи в плечах защиты.

Таблица 5.1

Наименование величины	Численные значения для
Наименование величины	вн	нн
Первичный номинальный ток трансформатора, А
Коэффициент трансформации трансформатора тока
Схема соединения обмоток трансформаторов тока
Коэффициент схемы		1
Вторичный ток в плечах защиты, А

Далее определяется первичный ток небаланса без учета I^III_нб.

(5.1)

где I^I_нб- составляющая, обусловленная погрешностью трансформаторов тока;

I^II_нб - составляющая, обусловленная регулированием напряжения защищаемого трансформатора;

I^III_нб - составляющая, обусловленная неточностью установки на НТТ реле расчетных чисел витков для неосновной стороны.

(5.2)

где I⁽³⁾_к _max - периодическая составляющая (при t=0) при расчетном внешнем трехфазном металлическом КЗ(шины НН);

К_ап - коэффициент, учитывающий переходный режим, для НТТ принимать равным 1;

К_одн - коэффициент однотипности, принимать равным 1;

ε - относительное значение тока намагничивания при выборе трансформаторов тока по кривым предельной кратности принимать равным 0,1.

(5.3)

где ∆U_рпн% - половина суммарного диапазона регулирования напряжения трансформатора в %.

Пример расчета дифференциальной защиты

(без торможения)

Таблица 5.4 Токи короткого замыкания

Режим	Токи КЗ	Токи за трансформатором
Режим	Токи КЗ	Приведеные к 115 кВ	Приведеные к 10,5 кВ
максимальный	, А	409	4479
минимальный	, А	260	2844
минимальный	, А	224,8	2463

Определяем номинальные токи для всех сторон защищаемого трансформатора по формулам Таблица 5.1



Δ	Y

Определяем предварительный I_сз без учета I^III_нб по формуле (5.4):

1. А

Определяем I_сз по условию отстройки броска тока намагничивания по формуле (5.5):

2. I _сз ≥ 1,3·31,7 = 42 А.

Ток, полученныей по второй формуле меньше, чем по условию, выраженному зависимостью (5.4).

Производим предварительную проверку чувствительности при повреждении в зоне ее действия, при 2-х фазном КЗ в точке КЗ в минимальном режиме работы системы по формуле (5.6).

Определяем ток в реле минимальный:

А.

Предварительный I_ср

А,

определяем К_ч⁽²⁾ = 19,5/11,9= 1,638 < 2.

Поскольку К_ч меньше нормы, то необходимо перейти к расчету на реле ДЗТ-10. Расчет на реле РНТ-565 продолжаем в учебных целях, все данные заносим в Талбицу 5.5.

Таблица 5.5 Результаты расчетов

1	I_срнемн (сторона ВН)	11.9А
2	W_{неосн расч}
3	W_неосн (ближайшее меньшее чиспо)	8 вит.
4
	предварительно принятое (ближайшее целое число)	5 вит
5		(0,1· 1·1+0,16) ·409=106,15
6	I^III_нб
7		129,3 А > 106,15 1,3·129,3 =168 А
8	I_{срнеосн} с учетом I^III_нб
9	I_{срнеосн}
10	W_{неосн расч}	6 вит
11	W_oc_{н расч}
12	W_{осн принятое}	4 вит
13	I^III_нб
14	I_нб	108,2 А
15	I_{сз.неосн}	1,3·108,2=140,7
16		6 вит. 4 вит.
17	Проверка:

Определяем К_ч⁽²⁾=19,5/16,67 = 1,17 < 2

I_cp_неосн= 100/6 = 16,667 А

I_{ср неосн}= F / W_неосн_I

Т.е. в данном случае дифференциальную защиту трансформатора необходимо выполнять на реле ДЗТ – 10.

ПРИМЕР РАСЧЕТА УСТАВОК ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОЙ ЗАЩИТЫ С ТОРМОЖЕНИЕМ

Дифференциальная токовая защита ТДТН-80000/110

Uном=115+9х1,78%/38,5+2х2,5%//6,6 кВ.

Iном=402,1/1201,1/7006,48А;

Uквн-сн = 10,68%+10%; Uквн-нн = 20,01+10%; Uксн-нн = 7,16+10%;

Режим	Токи КЗ	Токи КЗ приведены к 115кВ.	Токи КЗ приведенык 115кВ	Токи КЗ приведены к 115кВ	Токи КЗ приведены к 38,5кВ	Токи КЗ приведены к 6,6кВ
Режим	Токи КЗ	К1 (115кВ)	К2 (38,5кВ)	К3 (6,6кВ)	К2	К3
Максималь-ный		10700	2680	918	8005	15995
Минималь-ный		8030	1856	845	5546	14723
Минималь-ный		6954	1607	732	4803	12754

Расчет сводим в таблицы:

Обозначение и расчетная формула	Числовое значение для обмоток
Обозначение и расчетная формула	115кВ	38,5кВ	6,6кВ

Ктт* (выбор по реальному току нагрузки)	600/5	1000/5	4000/5
Схема соединения вт втор. обм. трансформ. тока.
Коэффициент схемы
Вторичный ток в плечах защиты, А

Ктт* в данном примере выбраны исходя из реальной нагрузки.

Место установки тормозной обмотки	Расчетные формулы	Численные значения
Ток срабатывания защиты
Ток срабатывания реле на неосновной стороне
Число витков обмотки НТТ реле для неосновной стороны (расчетное) принятое		11 вит.
Соответствующий ток в реле, приведенный к неосновной стороне (при Wнеосн = 11 вит).
Ток срабатывания защиты (при )
Расчетное число витков обмотки НТТ реле для основных сторон, принятое		W35 = 6 вит. W6 = 7 вит.
Первичный расчетный ток небаланса с учетом нб для определения числа витков тормозной обмотки
Определение стороны, где необходимо включить тормозную обмотку		тормозная обмотка должна быть включена на стороне 35кВ
Расчетное число витков тормозной обмотки
Принятое число витков тормозной обмотки		= 5 вит.
Ток в реле в минимальном режиме работы системы
Чувствительность защиты при 2-х фазных КЗ в зоне действия защиты		т.е. защита не удовлетворяет требованиям чувствитвительности.

Проверка: ;

Кроме диф. защиты рассчитываются МТЗ от внешних КЗ, защита от перегрузки.

Дифференциальная защита

1 Iном перв. ТТ стороны A (ст. 110 кВ)

600

1 - 50000 А 1 2 Iном перв. ТТ стороны A (ст. 35 кВ)

1000

1 - 50000 А 1 3 Iном перв. ТТ стороны В (ст. 6 кВ)

4000

1 - 50000 А 1 4 Iном втор. ТТ стороны A (ст. 110 кВ)

5 А 5 Iном втор. ТТ стороны A (ст. 35 кВ)

5 А 6 Iном втор. ТТ стороны В (ст. 6 кВ)

5 А 7 Uном перв. стороны A (ст. 110 кВ)

115

0.1 - 1500кВ 0.1 8 Uном перв. стороны B (ст. 35 кВ)

38,5

0.1 - 1500кВ 0.1 9 Uном перв. стороны B (ст. 10 кВ)

6,6

0.1 - 1500кВ 0.1 10 Базисная мощность Sб

80 МВА

0.1 - 5000МВА 0.1 11 Группа соединения сторон A-В-С

Yн/Yн/Д

0 - 11 1 12 Iдиф>

0,5

201 А 0.1 - 2.5 Iб 0.01 13 Iдиф>>

2010 А 2.5 - 30 Iб 0.1 14 Iдиф>>>

2413 А 2.5 - 30 Iб 0.1 15 m1

0,4

0.15 - 1.5 0.01 16 m2

0,8

0.15 - 1.5 0.01 17 Iторм, m2

1.5 - 10 Iá 18 Вид. стаб. Iнамагн.

Без выбора фаз

С выбором фаз Без выбора фаз 19 Т задерж. откл.

0.00 - 100 сек 0.01 20 Iнам. I(2f0)/I(f0) (БТН)

10 - 50% 1

Защита от перевозбуждения

21 Iнам. I(5f0)/I(f0)

10 - 80% 1

МТЗ-110кВ (Р139)

22 I>>> 1,35

810

10 - 80% 0,05 23 tI>>> 2.5

0-100 0,01

МТЗ-35кВ (РТ-40)

26 I 1,5

1500 А (перв.)

27 tI

4,1

МТЗ-6кВ (РТ-40)

28 I 0,4

1600 А (перв.)

Ктт=3000/5 29 tI 2,1

Пуск обдува

34 I> 0,67

А (перв.)

0.01 - 30 Iном 0.01 35 tI> пуск обдува

0 - 100 сек 0.01 36 I> блокировка РПН 0,67

А (перв.)

0.01 - 30 Iном 0.01

По условию чувствительности защит: РПН можно ограничить в средних положениях.

Пример расчета ТСН

Выбор трансформаторов тока (ТА) и расчет допустимых нагрузок на ТА

Общие положения

I. Выбор трансформаторов тока и расчет допустимых нагрузок на ТА производится для одного элемента, для которого ведется выбор защит.

а) Если выбираются защиты силового трансформатора, то ТА выбираются для всех его сторон.

б) Вторичный номинальный ток ТА принять 5 А.

в) При соединении ТА в треугольник, его номинальный первичный ток выбирается в больше номинального или максимального рабочего, чем обеспечивается величина тока в цепях защиты, не более 5 А в его номинальном режиме.

г) Использовать ТА, встроенные во втулки выключателей; при отсутствии таковых использовать выносные ТА с указанием количества сердечников и их назначения.

д) При наличии свободных сердечников, рекомендуется, при увеличении допустимой нагрузки, обмотки двух сердечников соединить последовательно.

При отсутствии свободных сердечников можно увеличить первичный номинальный ток.

II. Выбор допустимых нагрузок обусловлен требованиями, предъявляемыми к ТА.

а) Полная погрешность ТА ε не должна превышать 10%, для обеспечения точной работы измерительных органов релейной защиты при КЗ в расчетных точках электрической сети.

б) При максимальных токах КЗ в месте установки защиты не должно быть вибрации контактов электромеханических реле, обусловленных искажением кривой тока, чтобы не допустить отказа защиты в срабатывании.

в) Напряжение во вторичных цепях ТА не должно быть выше допустимых значений.

Порядок выбора

Проводим расчетную проверку на 10% - ную полную погрешность по кривым предельной кратности. Значение предельной кратности определяется по формуле:

, (9.1)

где I_{1 ном тт}- первичный номинальный ток трансформатора тока;

I_{1 расч} - первичный расчетный ток, при котором должна обеспечиваться работа трансформаторов тока с погрешностью не более 10%.

Для токовых защит с независимой характеристикой выдержки времени, в том числе для токовых отсечек без выдержки времени.

(9.2)

Подбирается кривая предельных кратностей, соответствующая типу трансформатора тока, классу обмотки и коэффициенту трансформации.

Для значения К₁₀ по соответствующей кривой предельных кратностей определяем допустимое сопротивление вторичной нагрузки Z_{н доп}. При этом значении Z_{н доп} полная погрешность ε = 10%, а токовая f < Z_{н доп}, то погрешность ε ≤ 10%.

Фактическая Z_нрасчтрансформатора тока зависит от сопротивления реле и соединительных проводов, от схемы соединения трансформаторов тока и от вида короткого замыкания.

Расчетные формулы для определения вторичной нагрузки (на фазу) трансформаторов тока для некоторых схем соединения приведены в таблице.

Сопротивление измерительных проводов:

, (9.3)

где l - длина кабеля от трансформатора тока до реле в метрах;

j -удельная проводимость в м/Ом-мм2;

j =57 - для меди, j = 34,5 - для алюминия

S - сечение жилы кабеля, мм².

Согласн ПУЭ для токовых цепей сечение жилы медного кабеля выполняется S > 2,5 мм², алюминиевого кабеля S > 4 мм².

Полное сопротивление реле определяется по потребляемой мощности S, которая указывается в справочниках.

, (9.4)

где I - ток, при котором задана потребляемая мощность (ток уставки). r_пер = 0,1 Ом.

Реле	Диапазон уставок	Потребляемая мощность, ВА
РТ-40/2	0,05 ÷ 0,2	0,2
РТ-40/06	0,15 ÷ 0,6	0,2
РТ-40/2	0,5 ÷ 2	0,2
РТ-40/6	1,5 ÷6	0,5
РТ-40/10	2,5÷10	0,5
РТ-40/20	5 ÷ 20	0,5
РТ-40/50	12,5 ÷ 50	0,8
РТ-40/100	25 ÷100	1.8
РТ-40/200	50 ÷ 200	8

Производится расчетная проверка надежного замыкания контактов реле тока и направления мощности.

При коротком замыкании в начале зоны, значения токов могут в несколько раз превышать то значение расчетного тока, при котором была проведена проверка трансформаторов тока на 10% погрешность. В этом случае увеличивается и угловая погрешность и искажается форма вторичного тока.

Рассчитываем значение обобщенного коэффициента А и определяем и определяем расчетную токовую погрешность по приведенной зависимости f = Y( A) (рис.а).

, (9.5)

где К_max = I_{1к mах} /I_{1ном тг}

I₁_imax-первичный ток при коротком замыкании в начале защищаемой зоны;

I_{1ном тг} - первичный номинальный ток трансформаторов тока,

К₁₀ - допустимая предельная кратность, определяемая с помощью кривой предельных кратностей по фактической расчетной нагрузке на

трансформаторы тока.

Кривые предельной кратности k10 для трансформаторов тока типа ТОЛ, ТПЛ-10 (а) (1 — пк — 5/5 . . . 300/5 класса Р; 2 — пн — 5/5 ... 300/5 класса 0,5; 3 — пп = 400/5 класса Р; 4 — пи — 400/5 класса 0,5); типа ТПОЛ-Ш (б) (1 — «н = 600/5 класса Р; «„ = = 1000/5 класса Р; пи = 1500/5 класса 0,5; 2 — ян = 600/5 класса 0,5; 3 — пи = 800/5 класса Р; ян = 1500/5 класса Р; 4 — пк = 800/5 класса 0,5; 5 — пи= = 1000/5 класса 0,5); типа ТПШЛ-10 (в) (/ — пп = 2000/5 класса Р; 2 — пи = 2000/5 класса 0,5; 3—пн = 3000/5 класса Р; 4 — пв = 3000/5 класса 0,5; В — пн = 4000/5 класса Р; 6 — «н = 5000/5 класса

Для увеличения допустимой нагрузки при использовании встроенных трансформаторов тока обмотки двух сердечников соединяют последовательно.

Для дифференциальной защиты не использовать встроенные трансформаторы с коэффициентом трансформации ниже 150/5 (а если схема выполнена с дешунтированием, то не ниже 200/5).

Номинальные первичные токи трансформаторов тока выбираются по максимальным токам нагрузки.

Зависимость f = Y (А), то определения токовых погрешностей трансформаторов тока более 10%.

Если f_расч £ f_доп , то замыкание контактов проверяемого реле обеспечивается надежное без вибрации.

Значение допустимых токовых погрешностей.

Тип защиты и реле		Значение f_доп в %
1	Максимальная токовая защита с независимой выдержкой времени и отсечка с реле тока РТ-40	50
2	Максимальная токовая защита с ограниченно зависимой выдержкой времени	50
3	Направленные токовые защиты нулевой последовательности от КЗ на землю в сетях 110кВт и выше	40
4	Продольные дифференциальные защиты трансформаторов на реле РНТ-560,ДЗТ-10	Не регламентировано

Определяется расчетное напряжение на выходах вторичной обмотки трансформаторов тока:

(9.6)

K_max - максимальная кратность тока при КЗ вначале защищаемого участка U₂ =1000 В.

Стороны 6-10 кВ

Данные по трансформаторам тока брать на сайтах заводов изготовителей. Например, технические данные ТОЛ-10-1-8У2 (Завод изготовитель приводят данные выпускаемыхь типов ТТ.)

Таблица 1

№	Наименование параметра	Обозначене параметра	Тип (величина)
1	Коэффициент трансформации	-	50/5; 75/5; 100/5; 150/5; 200/5; 300/5; 400/5; 500/5; 600/5; 750/5; 800/5; 1000/5; 1200/5; 1500/5; 2000/5.
2	Используемый коэффициент трансформации		200/5
3	Количество обмоток	-	2
4	Тип обмоток	-	0,5S, 10Р
5	Кол-во фаз	-	3
6	Номинальная мощность одной обмотки (номинальная вторичная нагрузка при коэффициенте мощности cos φ =0,8 (В·А)		15 В·А
7	Номинальная предельная кратность вторичной обмотки для защиты, не менее	К10	10
8	Номинальный коэффициент безопасности приборов обмотки для измерений в классе точности 0,2; 0,5S; 0,2S не более	Кб	10
9	Сопротивление вторичных обмоток ТТ (Внутреннее сопротивление ТТ) 10-300, 600; 250,450,500; 80,400, 800; 1000; 1200; 1500	Z2	0,2 0,19 0.26 0,3 036 0,45
10	Односекундный ток термической стойкости, кА, при номинальном первичном токе, А 50 75 100 150 200 300-400 500-2000	Iтер	5,0 5,85 10 12,5 20 20 40
11	Ток электродинамической стойкости, кА, при номинальном первичном токе, А 50 75 100 150 200 300-400 500-2000	Iдин	12,8 14,7 25,5 31,8 51 51 102

Расчет для ТТ

Расчет допустимой нагрузки на трансформаторы тока.

Для схемы соединения трансформаторов тока и вторичной нагрузки в полную звезду при трехфазном КЗ:

Z нагр. расч.= R провода+ Z реле+ R п.к.

Сопротивление провода, подключенного ко вторичной обмотк 10Р

трансформатора тока:

R провода= L / J · S =5/57·2,5=0.035 Ом

Для защиты, выполненной на электромеханической элементной базе определить суммарное сопротивление всех подключенных реле.

Сопротивления реле:

Токовая отсечка: РТ-40/50:

Z реле= S ном/ I ² ном=0,8/12,5 ² =0,00512 (Ом).

МТЗ: РТ-40/20:

Z реле= S ном/ I ² ном=0,5/5 ² =0,02 (Ом).

Суммарное сопротивление контактов, подключенных к обмотке трансформатора тока 10Р:

Величина общего сопротивления, подключенного к обмотке трансформатора тока 10Р:

Z нагр.расч.= R пров+ Z реле+ R п.к.= 0,035+0,00512+0,02+0,05=0,11(Ом).

Таблицу 2 рассматривать совместно со схемами токовых цепей.

Расчетная проверка трансформаторов тока на 10% погрешность по паспортным данным ТТ

Чтобы трансформатор тока работал в выбранном классе точности необходимо соблюдать условие:

К10 доп (дейст)>К10 ном (паспортная) или Sобщ.расч < Sном (ВА).

Переведем в мощность вторичных обмоток суммарную нагрузку:

S общ= Z нагр. расч. · I ² ном=0,11 · 5 ² =2,75(ВА) < S ном=15(ВА).

В данном случае нагрузка не превышает номинальную, перенасыщения не будет.

В соответствии со схемой распределения устройств РЗА по трансформаторам тока 200/5 к обмотке 10Р наиболее нагруженной фазы подключены следующие элементы:

Таблица 2

0№	Элементы	Характеристика
Обмотка 10Р (фаза)
1	Кабель (туда-обратно)	КВВГЭнг-LS, 4х2,5 мм², 5 м
2	Номинальное потребление мощности на 1 фазу реле Agail Р14Д	0,15(В·А) при токе 5А
3	Сопротивление переходных контактов.	0,05 Ом
4	Номинальная кратность Т.Т.	10
5	Номинальное нагрузка Т.Т. или	15 (В·А) или 0,6 Ом
6	Сопротивление обмоток Т.Т. Z2 втор. Ом (внутреннее сопротивление). Sт.т. (ВА)	0,2 Ом 15 ВА
7	Схема соединения обмоток Т.Т.	Полная звезда
8	Суммарная нагрузка (Ом) (для Agail Р14Д) Sсум (ВА)	0,11 2,75(В·А)
9	Расчетный ток для нахождения требуемой предельной кратности. КЗ на шинах 10 кВ	1,1Ic.з.(токовой отсечки)
10	Требуемая предельная кратность
11	Действительная (допустимая) предельная кратность	или

При Кдейст > Ктреб ТТ удовлетворяет требованиям необходимой погрешности е < 10%.

Расчет параметров ТТ по смещенному (включающему в себя апериодическую составляющую) максимальному первичному току:

В зарубежной литературе влиянию насыщения ТТ апериодической составляющей на работу релейной защиты уделяется пристальное внимание. Физически это явление заключается в накоплении магнитного потока в сердечнике ТТ, поскольку отсутствует или уменьшена полуволна обратной полярности, которая в обычных условиях перемагничивает сердечник. В России старые методики не применимы, новых не разработали. Компании, выпускающие МП устройства РЗА, приводят в соответствующих инструкциях алгоритм распознавания насыщения трансформаторов тока. Соблюдение этих требований гарантирует правильную работу релейной защиты даже при высоких значениях постоянной времени первичной сети.

Например, для устройства Agail Р14Д:

Составлены общие требования к трансформаторам тока с учетом максимального ожидаемого тока КЗ в 50 раз превышающего номинальный ток устройства (Iном), причем для ступени без выдержки времени ( токовой отсечки) в устройстве используется уставка в 25 раз превышающая номинальный ток.

Когда приведенные критерии не выполняются необходимо выполнить расчет. для защиты, выполненной на микропроцессорной элементной базе, типа (например) Аgail Р14Д).

Варианты заданий на курсовой проект

Варианты задания №1

Для данной сети 220-110 кВ с глухим заземлением нейтрали произвести выбор принципов и расчет релейной защиты. Выбрать уставки трехступенчатой ьоковой защиты ВЛ. Защиту трансформатора на электромеханической и микропроцессорной элементной базе.

Разработать полную схему защиты трансформатора.

Защита может быть выполнена постоянном оперативном токе.

Расстояние от ОРУ-110 кВ до релейного щита 60 - 100 м. Тип выключателя – масляный, элегазовый.

Удельное сопротивление прямой последовательности линии 110 кВ:

Х_1л = 0,4 Ом/км

Х_0л= 3.0Х1Л - сопротивление нулевой последовательности линии 110кв.

Коэффициент мощности нагрузки всех подстанций cos у = 0,85.

В таблице к схеме и заданию приведены мощность S⁽³⁾_КЗ, системы при трехфазном КЗ, сопротивление прямой последовательности системы Х_1с, длина линии L₁, мощность трансформатора S₁, мощности нагрузок потребителей Pн

Таблица 11.1

В-т №	L₁, км	L2, кМ	S⁽³⁾_кз, MBA системы		S1, МВА	Р1, мВт	Uвн/Uнн кВ	Мощность ТСН кВА
1	35	50	1100	1	ТДТН-25000/110/35	54	115/38,5/11	1000
2	30	40	2800	1	ТРДН-32000/220	90	230/6,6-6,6	630
3	30	35	3500	1	ТРДН-32000/220	100	230/11-11	1000
4	15	30	1500	1	ТРДН-32000/110	90	115/6,3-6,3	1000
5	25	40	1750	1	ТРДН-40000/110	76	115/10,5-10,5	630
6	25	20	1900	1	ТРДН-25000/110	60	115/6,3-6,3	400
7	30	50	2100	1	ТДТН-40000/110/35	110	230/38,5/11	1600
8	40	30	6000	1	ТДТН-25000/220/35	68	230/38,5/6,3	400
9	25	30	2300	1	ТДН-16000/110	38	115/6,6	250
10	35	20	4000	1	ТДТН-25000/110/35	60	115/38,5/11	400
11	28	30	3800	1	ТДН-16000/110	40	115/11	400
12	15	30	5000	1	ТДТН-80000/110/35	130	115/38,5/11	1600
13	40	35	2000	1	ТРДН-32000/110	64	115/10,5-10,5	630
14	15	25	1350	1	ТРДЦН-80000/110	105	115/6,3-6,3	1000
15	35	20	2000	1	ТРДН-40000/110	90	115/6,3-6,3	630
16	25	45	1600	1	ТДН-6300/110	38	115/6,3-6,3	160
17	18	40	2500	1	ТРДН-32000/220	120	230/11-11	630
18	20	45	1500	1	ТДТН-16000/110/35	40	115/38,5/6,3	250
19	45	35	2500	1	ТРДН-32000/220	96	230/6,6-6,6	1000
20	40	40	3200	1	ТРДЦН-63000/220	145	230/6,6-6,6	1000
21	50	40	5500	1	ТДТЦН-63000/220/35	148	115/6,3-6,3	1000
22	45	25	1800	1	ТДН-10000/110	34	115/6,6	250
23	25	20	4500	1	ТРДН-25000/110	60	115/6,3-6,3	630
24	30	30	1900	1	ТРДЦН-63000/110	100	115/10,5-10,5	1000

Варианты задания № 2

Для заданной сети 110 кВ с глухим заземлением нейтрали произвести выбор релейной защиты и АПВ питающей линии на микропроцессорной элементной базе.

Выбрать уставки РЗА силового трансформатора на микропроцессорной элементной базе. Разработать функциональную схему РЗА терминалов Р632 (3); Р139, Р143 и др.

Защита может быть выполнена постоянном оперативном токе.

Расстояние от ОРУ-110 кВ до релейного щита 60 - 100 м.

Тип выключателя – масляный, элегазовый.

Удельное сопротивление прямой последовательности линии 110 кВ:

Х_1л = 0,4 Ом/км

Х_0л= 3.0Х1Л - сопротивление нулевой последовательности линии 110кв.

Коэффициент мощности нагрузки всех подстанций cos у = 0,85.

Напряжение источника постоянного оперативного тока на п/ст 220 В. Расстояние от ОРУ -110 кВ до релейного щита 75 -100 м.

Таблица 11.2

В-т №	L₁, км	L2, кМ	S⁽³⁾_кз, MBA системы		S1, МВА	Р1, мВт	Uвн/Uнн кВ	Мощность ТСН кВА
1	40	45	3500	1	ТРДН-32000/230	110	230/10,5-10,5	630
2	18	25	5800	1	ТРДН-25000/115	57	115/6,3-6,3	630
3	25	30	1900	1	ТРДН-25000/110	60	115/6,3-6,3	400
4	25	30	2300	1	ТДН-16000/110	38	115/6,6	400
5	28	30	2800	1	ТДН-16000/110	48	115/11	400
6	45	25	1800	1	ТДН-10000/110	50	115/10,5	400
7	30	35	1500	1	ТДН-6300/110	45	115/6,6	250
8	45	25	1800	1	ТДН-6300/110	38	115/10,5	400
9	18	40	2500	1	ТРДН-32000/220	105	230/6,6-6,6	630
10	40	35	2000	1	ТРДН-32000/110	64	115/10,5-10,5	630
11	25	40	1750	1	ТРДН-40000/110	76	115/6,3-6,3	1000
12	25	30	2900	1	ТРДН-25000/110	130	115/6,3-6,3	630
13	35	30	2100	1	ТРДН-25000/110	54	115/10,5-10,5	630
14	40	45	3500	1	ТРДН-32000/220	82	230/6,3-6,3	1000
15	35	25	2000	1	ТРДН-40000/110	120	115/10,5-10,5	630
16	30	40	2800	1	ТРДН-32000/220	115	230/6,3-6,3	630
17	30	30	1900	1	ТРДЦН-63000/110	100	115/10,5-10,5	1000
18	35	20	2000	1	ТРДН-40000/110	98	115/6,3-6,3	1000
19	35	50	1100	1	ТРДН-25000/110	48	115/10,5-10,5	630
20	30	30	3800	1	ТДН-16000/110	35	115/6,6	250
21	25	35	2300	1	ТДН-10000/110	42	115/11	250
22	45	25	2000	1	ТДН-10000/110	38	115/6,6	250
23	25	30	1900	1	ТРДН-25000/110	76	115/10,5-10,5	630

Варианты задания № 3

Для заданной сети 110 кВ с глухим заземлением нейтрали произвести выбор релейной защиты и АПВ питающей линии на микропроцессорной элементной базе ( на терминале Р437).

Защита может быть выполнена постоянном оперативном токе.

Расстояние от ОРУ-110 кВ до релейного щита 60 - 100 м.

Тип выключателя – масляный, элегазовый.

Удельное сопротивление прямой последовательности линии 110 кВ:

Х_1л = 0,4 Ом/км

Х_0л= 3.0Х1Л - сопротивление нулевой последовательности линии 110кв.

Коэффициент мощности нагрузки всех подстанций cos у = 0,85.

В таблице к схеме и заданию приведены мощность системы при трехфазном КЗ, длина линии L₁, мощность трансформатора S₁,

Таблица 11.3

В-т №	L₁, км	S⁽³⁾_кз, MBA системы		S1, МВА	Uвн/Uнн кВ	Мощность ТСН кВА
2	18	5800	1	ТРДН-25000/110	115/6,3-6,3	630
3	25	1900	1	ТРДН-25000/110	115/6,3-6,3	400
4	25	2300	1	ТДН-16000/110	115/6,6	400
5	28	2800	1	ТДН-16000/110	115/11	400
6	45	1800	1	ТДН-10000/110	115/10,5	400
7	30	1500	1	ТДН-6300/110	115/6,6	250
8	45	1800	1	ТДН-6300/110	115/10,5	400
9	18	2500	1	ТРДН-32000/220	230/6,6-6,6	630
10	40	2000	1	ТРДН-32000/110	115/10,5-10,5	630
11	25	1750	1	ТРДН-40000/110	115/6,3-6,3	1000
12	25	2900	1	ТРДН-25000/110	115/6,3-6,3	630
13	35	2100	1	ТРДН-25000/110	115/10,5-10,5	630
14	40	3500	1	ТРДН-32000/220	230/6,3-6,3	1000
15	35	2000	1	ТРДН-40000/110	115/10,5-10,5	630
16	30	2800	1	ТРДН-32000/220	230/6,3-6,3	630
17	30	1900	1	ТРДЦН-63000/110	115/10,5-10,5	1000
18	35	2000	1	ТРДН-40000/110	115/6,3-6,3	1000
19	35	1100	1	ТРДН-25000/110	115/10,5-10,5	630
20	30	3800	1	ТДН-16000/110	115/6,6	250
21	25	2300	1	ТДН-10000/110	115/11	250
22	45	2000	1	ТДН-10000/110	115/6,6	250
23	25	1900	1	ТРДН-25000/110	115/10,5-10,5	630

Варианты задания №3

Для данной сети 35кВ произвести выбор принципов и расчет релейной защиты, АПВ для питающей линии, трансформатора и ТСН. Разработать полную принципиальную схему защиты трансформатора.

Напряжение источника постоянного оперативного тока на п/ст 220 В. Расстояние от ОРУ -35 кВ до релейного щита 75 -110 м.

Таблица 11.4

В-т №	L₁, км	L2, кМ	S⁽³⁾_кз, MBA системы	S1, МВА	Uк% ВН-НН	Р1, мВт	Uвн/Uнн кВ	Мощность ТСН кВА
1	4	3	180	ТМН-4000/35	7	8	35/6,6	160
2	5	4	170	ТМН-4000/35	7	9	35/11	160
3	3	5	140	ТМН-6300/35	7,5	10	35/6,6	160
4	5	8	150	ТМН-6300/35	7,5	11	35/11	250
5	9	8	190	ТМН-10000/35	8	12	36,75/6,3	250
6	5	9	200	ТДНС-10000/35	8	13	36,75/10,5	250
7	9	6	220	ТДНС-16000/35	10	17	36,75/6,3	250
8	8	5	240	ТДНС-16000/35	10	18	36,75/10,5	250
9	7	9	260	ТДН-16000/35	10	20	36,75/6,3	400
10	6	10	280	ТДН-16000/35	10	21	36,75/10,5	400
11	10	8	450	ТРДНС-25000/35	10,5	22	36,75/6,3-6,3	400
12	9	7	510	ТРДНС-25000/35	10,5	23	36,75/10,5-10,5	400
13	11	5	540	ТРДНС-25000/35	10,5	24	36,75/6,3-6,3	400
14	10	8	570	ТРДНС-32000/35	12,7	28	36,75/6,3-6,3	630
15	14	6	650	ТРДНС-32000/35	12,7	30	36,75/10,5-10,5	630
16	11	5	680	ТРДНС-32000/35	12,7	31	36,75/6,3-6,3	630
17	12	4	720	ТРДНС-40000/35	12,7	32	36,75/10,5-10,5	630
18	15	7	760	ТРДНС-40000/35	12,7	33	36,75/6,3-6,3	630
19	16	5	800	ТРДНС-63000/35	12,7	34	36,75/10,5-10,5	630
20	18	6	760	ТРДНС-63000/35	12,7	35	36,75/6,3-6,3	630
21	4	6	210	ТДТН—6300/35	8/16,5/7*	10	36,75/10,5/6,3	630
22	8	10	230	ТДТН—1000/35	8/16,5/7*	12	36,75/10,5/6,3	400
23	7	4	280	ТДТН—1600/35	8/16,5/7*	18	36,75/10,5/6,3	400
24	5	3	180	ТМН-6300/35	4,5	6	35/10,5	250

*U,к% вн-сн/вн-нн/сн-нн

Варианты задания №4

Для заданной сети произвести выбор принципов и расчет релейной защиты линии и трансформаторов подстанций Б и В, а также автоматику на отделителях и короткозамыкателях.

Разработать полную принципиальную схему защиты и автоматики п/ст «А» для сети 35-110 кВ на переменном оперативном токе. Расстояние от ОРУ до релейного щита 60 - 100 м. Тип выключателя выбирается.

Примечание: Заземление трансформаторов выполняется в сети 110 кВ.

Таблица 11.5

В-т №	U_c	Длина линии, км		S⁽³⁾_кз	Мощность трансформатора, МВ			Мощность нагрузки, МВт
	кВ	L1	L2	МВА	S1	S2	S3	Р1	Р2	РЗ
1	110	10	20	2000	10	16	16	6,5	10	10
2	110	25	20	2500	10	10	10	7	6,8	6,8
3	110	20	15	3000	10	16	16	7,2	10	10
4	110	18	15	1500	16	10	10	12	6,5	6,5
5	110	15	20	1750	10	10	10	7	6	6
6	35	15	7	750	6,3	10	10	3,8	7,4	7
7	35	10	8	550	6,3	16	16	4	9	9
8	35	8	6	600	10	6,3	6,3	6	4,2	4,2
9	35	15	10	650	6,3	6,3	6,3	3,8	3,4	3,4
10	35	20	8	450	10	16	16	7	10	10

Справочный материал

Приложение 1

Параметры силовых двухобмоточных трансформаторов

с регулированием напряжения под нагрузкой

п/п. №	Тип трансформатора	Номинальные напряжения обмоток, кВ		Напряжения U_кдля различных значений регулируемого напряжения, %
п/п. №	Тип трансформатора	ВН	НН	Мин.	Сред.	Макс.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22	ТДН-10000/110 ТДН-16000/110 ТРДН-25000/110 ТРДН-32000/110 ТРДН-40000/110 ТРДЦН-63000/110 ТРДЦН-80000/110 ТДЦН-80000/110 ТРДЦН-125000/110 ТДН-16000/150 ТРДН-32000/150 ТРДН-63000/150 ТРДН-32000/220 ТРДН-32000/220 ТРДЦН-63000/220 ТРДЦН-63000/220 ТРДЦН-100000/220 ТРДЦН-100000/220 ТРДЦН-160000/220 ТРДЦН-160000/220 ТРДН-63000/330 ТДН-63000/330	115 115 115 115 115 115 115 115 115 158 158 158 230 230 230 230 230 230 230 230 330 330	6,6;11,0 6,6;11,0 6,3-6,3;10,5-10,5;6,3-10,5 6,3-6,3;10,5-10,5;6,3-10,5 6,3-6,3;10,5-10,5;6,3-10,5 6,3-6,3;10,5-10,5;6,3-10,5 6,3-6,3;10,5-10,5;6,3-10,5 38,5 10,5-10,5 6,6;11,0 6,3-6,3;10,5-10,5;10,5-6,3 6,3-6,3;10,5-10,5;10,5-6,3 6,6-6,6;11-11;6,6-11 38,5 6,6-6,6;11-11;6,6-11 38,5 11-11 38,5 11-11 38,5 6,3-6,3;6,3-10,5;10,5-10,5 38,5	8,70 9,80 9,84 9,77 9,59 10,84 9,76 9,76 10,5 11,5 10,86 10,66 11,6 11,6 11,6 11,6 11,6 11,6 11,3 11,3 14,3 14,3	10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 11,0 10,5 10,5 12,0 12,0 12,0 12,0 12,0 12,0 12,0 12,0 11,0 11,0	12,36 11,71 11,72 11,58 11,45 11,90 11,60 11,60 11,9 10,8 10,14 10,0 12,7 12,7 12,7 12,7 12,7 12,7 13,2 13,2 8,8 8,8

Примечания: 1. Составлено по данным ГОСТ, действительный на 1 июня 1978 г трансформаторы с высшим напряжением 10 кВ соответствуют ГОСТ 12965-74,150 кВ - ГОСТ 17546-72, 220 кВ - ГОСТ 15957-70, 330 кВ - ГОСТ 17545-72.

2. Регулирование осуществляется с помощью РПН в нейтрали ВН: на трансформаторах с ВН 110 кВ в пределах ±16% (±9 ступеней); на трансформаторах с ВН 150, 220 и 330 кВ в пределах ±12% (не менее ±8 ступеней).

Приложение 2

Параметры силовых трехобмоточных трансформаторов c РПН.

п/п. №	Тип трансформатора	Номинальные напряжения обмоток, кВ			Напряжения U_кдля различных значений регулируемого напряжения, %
		ВН	СН	НН	ВН-НН			СН-НН	ВН-СН
					Мин.	Сред	Макс		Мин.	Сред	Макс
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26	ТДТН-10000/110/35 ТДТН-16000/110/35 ТДТН16000/110/35* ТДТН-25000/110/10 ТДТН-25000/110/35 ТДТН-40000/110/10 ТДТН-40000/110/35 ТДТН-40000/110/10* ТДТН-40000/110/35* ТДТН-63000/110/10 ТДТН-63000/110/35 ТДТН-63000/110/10* ТДТН-63000/110/35* ТДТН-80000/110/10 ТДТН-80000/110/35 ТДТН-80000/110/10* ТДТН-80000/110/35* ТДТН-16000/150/35 ТДТН-25000/150/35 ТДТН-40000/150/35 ТДТН-63000/150/35 ТДТН-25000/220/35 ТДТН-40000/220/35 ТДТН-40000/220/35 ТДЦТН-63000/220/35 ТДЦТН-63000/220/35	115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 158 158 158 158 230 230 230 230 230	38,5 38,5 38,5 11,0 38,5 11,0 38,5 11,0 38,5 11,0 38,5 11,0 38,5 11,0 38,5 11,0 38,5 33,5 38,5 38,5 33,5 22;38,5 22;38,5 22;38,5 22;38,5 22;38,5	6,6;11,0 6,6;11,0 6,6;11,0 6,6 6,6;11,0 6,6 6,6;11,0 6,6 6,6;11,0 6,6 6,6;11,0 6,6 6,6;11,0 6,6 6,6;11,0 6,6 6,6;11,0 6,6;11,0 6,6;11,0 6,6;11,0 6,6;11,0 6,6;11,0 6,6;11,0 6,6;11,0 6,6;11,0 6,6;11,0	16,66 16,4 9,58 17,47 17,47 17,04 17,04 9,5 9,5 17,14 17,14 10,1 10,1 18,25 18,25 10,22 10,22 18,27 18,50 18,57 18,3 19,5 29,3 18,6 30,4 17,7	17,0 17,0 10,5 17,5 17,5 17,5 17,5 10,5 10,5 17,5 17,5 10,5 10,5 18,5 18,5 11,0 11,0 18,0 18,0 18,0 18,0 20,0 22,0 12,5 24 12,5	19,5 18,5 11,79 19,5 19,5 19,29 19,29 11,6 11,6 19,20 19,20 11,9 11,9 20,47 20,47 12,13 12,13 17,23 17,42 17,77 17,3 20,4 19,0 9,9 19,7 10,4	6,0 6,0 6,0 6,5 6,5 6,5 6,5 6,5 6,5 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 7,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,5 9,5 9,5 10,5 10,5	9,99 9,5 16,48 9,99 9,99 9,52 9,52 17,03 17,03 10,1 10,1 17,2 17,2 10,28 10,28 18,15 18,15 11,41 11,42 11,12 10,99 12,4 16,8 28,2 17,9 29,6	10,5 10,5 17,0 10,5 10,5 10,5 10,5 17,5 17,5 10,5 10,5 17,5 17,5 11,0 11,0 18,5 18,5 10,5 10,5 10,5 10,5 12,5 12,5 22 12,5 24,0	12,69 11,69 18,58 11,86 11,86 11,56 11,56 19,30 19,30 10,9 10,9 19,3 19,3 12,33 12,33 20,27 20,27 10,38 10,4 10,25 10,13 13,4 9,8 19,2 10,5 20,0

Примечания: 1. Составлено по данным ГОСТ, действительный на 1 июня 1978 г трансформаторы с ВН 110 кВ соответствуют ГОСТ 12965-74, 150 кВ - ГОСТ 17546-72, 220 кВ - ГОСТ 15957-70, 330 кВ - ГОСТ 17545-72.

2 Звездочкой обозначены трансформаторы, выполненные по варианту п. 4 примечания к табл. 5 ГОСТ 12965-74.

3. Двумя звездочками обозначены трансформаторы, выполненные по варианту п. 2 примечания к табл. 7 ГОСТ 15957-70.

4. Регулирование осуществляется с помощью РПН в нейтрали ВН: на трансформаторах с ВН 110кВ (пп. 1-17) в пределах ±16% (±9 ступеней) и ПБВ на стороне СН ±2X2,5%; на трансформаторах с ВН 150 и 220 кВ (пп. 18 - 26) в пределах ±12% (не менее ±8 ступеней) и ПБВ на стороне СН.

14 Образец задания для выполнения

КУРСОВОЙ РАБОТЫ

Министерство образования и науки Российской Федерации

Ангарский государственный технический университет

Кафедра Электроснабжение промышленных предприятий

ЗАДАНИЕ НА ВЫПОЛНЕНИЕ КУРСОВОЙ РАБОТЫ

по дисциплине «Релейная защита и автоматизация

электроэнергетических систем»

Вариант № 1

Обучающемуся группы ЭЭ - _____________________

(шифр) (Фамилия Имя Отчество)

Тема проекта: «Защита питающей высоковольтной линии, элементов и присоединений понижающей подстанции».

Исходные данные:

Номинальное напряжение сети, кВ - 110 кВ;

S³к max питающей системы, МВА –1100;

Длина питающей линии, км – 35;

Длина смежной линии, км – 50;

Тип и мощность трансформатора (автотрансформатора), кВА – ТДТН-25000/110/35;

Uном=115/38,5/11 кВ;

Мощность нагрузки, МВт – 54;

Хосист. =1,0Х1сист;

Мощность трансформатора собственных нужд, кВА – 1000;

Напряжение источника оперативного тока, В – 220;

Расстояние от ОРУ до релейного щита, м – 75-120.

Рисунок к заданию:

Содержание курсовой работы:

- Определение параметров сети и расчет токов короткого замыкания, необходимых для проектирования защиты; построение графиков IКЗ(Lк), Uост.(Lк).

- Для заданной сети произвести выбор принципов и расчет технических характеристик устройств РЗиА выполненных на электромеханической и на микропроцессорной элементной базе:

- питающей высоковольтной линии;

- понижающего трансформатора;

- трансформатора собственных нужд;

- Согласование уставок срабатывания выбранных защит, определение чувствительности.

- Проверка трансформаторов тока используемых для устройств РЗА.

- Разработка принципиальных схем релейной защиты.

- Составление спецификаций на оборудование релейной защиты.

- Карта селективности.

Содержание пояснительной записки:

- Титульный лист.

- Задание на выполнение курсовой работы.

- Расчетно-текстовая часть.

- Электрическая схема устройств релейной защиты трансформатора на листе размером 594х840 (формат А1) или размером 297х420 мм (формат А3) на двух листах со спецификацией.

- Список используемой литературы.

Дата выдачи задания ___ сентября 201__ г.

Дата представления курсовой работы ___ декабря 201__ г.

Руководитель курсовой работы ________________ Тинина Л.П

Обучающийся ________________

Вопросы к защите курсового проекта

1. Виды КЗ и их расчет.

2. Принцип действия токовых защит.

3. Токовые отсечки и МТЗ высоковольтных линий.

4. Выбор тока срабатывания токовой отсечки.

5. Неселективные токовые отсечки. С каким видом автоматики используются.

6. Отсечки с выдержкой времени.

7. Защиты от КЗ. на землю.

8. МТЗ нулевой последовательности.

9. Токовые направленные защиты нулевой последовательности. Применение. Оценка.

10. Отсечки нулевой последовательности.

11. Выбор уставок токовых защит нулевой последовательности.

12. Выбор уставок МТЗ.

13. Выдержки времени МТЗ.

14. МТЗ на постоянном оперативном токе (схема управления и защиты линий).

15. Виды повреждений и ненормальных режимов работы трансформаторов.

16. Виды защит трансформаторов и требования к ним.

17. Газовая защита трансформатора.

18. Особенности диф. защиты трансформатора.

19. Выбор уставок диф.защиты трансформаторов на реле РНТ-560, характеристика срабатывания..

20. Выбор уставок диф.защиты трансформаторов на реле ДЗТ-10, характеристика срабатывания..

21. Выбор уставок диф.защиты трансформаторов на реле микропроцессорной элементной базе, характеристика срабатывания.

22. Принцип работы РНТ-560 и ДЗТ-11.

23. Токораспределение и векторные диаграммы токов в схеме дифференциальной защиты.

24. Выравнивание вторичных токов в схеме дифференциальной защиты.

25. Токи небаланса в дифференциальной защите трансформаторов.

26. Применение БНТ.

27. Амплитудное согласование и согласование токов по фазе терминалов Р630-Р640.

28. Чувствительность дифференциальной защиты.

29. Дифференциальная токовая отсечка.

30. МТЗ трансформаторов.

31. МТЗ трансформаторов с комбинированным пусковым органом.

32. Защита трансформатора от перегрузок.

33. Схема защиты трансформатора.

34. Защиты трансформаторов 6/0,4 и 10/0,4 кВ.

35. Выбор уставок защит трансформаторов 6/0,4 и 10/0,4 кВ, чувствительность.

36. Специальная токовая защита нулевой последовательности трансформаторов 6/0,4 и 10/0,4кВ.

37. Защиты нулевой последовательности трансформаторов 6/0,4 и 10/0,4 кВ.

38. Защиты нулевой последовательности трансформаторов 6/0,4 и 10/0,4 кВ.

39. Характеристики срабатывания МТЗ трансформаторов 6/0,4 и 10/0,4 кВ, выполненных на микропроцессорной элементной базе.

40. Выбор трансформаторов тока для трансформаторов 6/0,4 и 10/0,4 кВ.

41. Проверка кабеля на термическую стойкость и невозгорание.

Список литературы

1. Правила устройства электроустановок. – М.: Энергосервис, 2000г.

2. Чернобровов Н.В. Релейная защита. – М.: Энергия, 1966г.

3. В.А. Андреев «Релейная защита и автоматика систем электроснабжения» - М., Высш. шк.,2006г.

4. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. (Справочные материалы), - М.: Энергоатомиздат, 1989г.

5. 4. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 13А. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ: Схемы. – М.: Энергоатомиздат, 1985г.

6. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 13Б. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ: Расчеты. – М.: Энергоатомиздат, 1985г.

7. Шабад М.А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. – М.: Энергия, 1976г.

8. А.М. Александров Выбор уставок срабатывания защит асинхронных электродвигателей напряжением выше 1кВ.- Кафедра релейной защиты и автоматики эл. станций, сетей и энергосистем. С.Петербург

9. Пономарев И.В. Рекомендации по выбору уставок защиты электродвигателей напряжением выше 1000В с применением микропроцессорных устройств защиты MICOM P220.

10. Какуевицкий Л.И., Смирнова Т.В. Справочник реле защиты и автоматики. – М.: Энергия, 1972г.

11. Циркуляр №Ц-02-98 (Э) РАО ЕЭС России.

12. ГОСТ 30323-95/ГОСТ З50254-92 методы расчета лектродинамического и термического действия тока КЗ

13. Требования по выполнению, оформлению и защите выпускной квалификационной работы: метод. указания / сост.: Ю.В. Коновалов, О.В. Арсентьев, Е.В. Болоев, Н.В. Буякова. – Ангарск: Изд-во АГТА, 2015. – 63 с.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

Пример оформления титульного листа пояснительной записки

По курсовой работе

Министерство образования и науки РФ

ФГБОУ ВО

АНГАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра электроснабжения промышленных предприятий

Допускаю к защите

Руководитель ___________________

(подпись) (Фамилия И.О.)

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

Пример оформления второго листа пояснительной записки

По курсовой работе

СОДЕРЖАНИЕ

Задание на курсовое проектирование………….…………………

1.0 . 00.00.ПЗ

Лит.

Масса

Масштаб

Изм

Лист № докум. Подп. Дата

ПРИЛОЖЕНИЕ В

Пример оформления листов пояснительной записки по курсовой работе

1. 0 . 00.00.ПЗ

Лист

ДЛЯ СПРАВОК

РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИЗАЦИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ

Учебное пособие по курсовому проектированию

Для обучающихся всех форм обучения по направлению подготовки «Электроэнергетика и электротехника»

Ангарск

2016

УДК 621.3

Рецензенты:

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ- 4

1 СОДЕРЖАНИЕ ПОЯСНИТЕЛЬНОЙ ЗАПИСКИ по курсовому проектированию-- 4

2 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ- 6

3 Релейная защита линии электропередачи- 22

3.1 Выбор параметров первой ступени защиты-- 23

3.2 Выбор параметров второй ступени защиты-- 25

3.3 Третья ступень токовой защиты - максимальная токовая защита- 26

3.4 Защита линий 110, 220 кВ от КЗ на землю-- 27

3.5 Дистанционные защиты-- 29

4 Токовые защиты участков сети 6-35кВ на базе цифровых реле 49

5 Расчет релейной защиты понижающих трансформаторов 52

5.1 ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНАЯ ТОКОВАЯ ОТСЕЧКА ТРАНСФОРМАТОРОВ- 52

5.2 Дифференциальная токовая защита (без торможения) 53

5.3 Дифференциальная токовая защита трансформаторов, выполненная с реле серии ДЗТ -10- 63

5.4 Расчет дифзащиты трансформатора на терминале MiCom-P633: 67

5.5 Максимальная токовая защита трансформаторов- 79

6 Выбор релейного оборудования- 86

7 Разработка схем проектируемых устройств- 87

8 Защита трансформатора собственных нужд. 88

9 Выбор трансформаторов тока (ТА) и расчет допустимых нагрузок на ТА- 103

11 Варианты заданий на курсовой проект- 123

12 Алгоритм выполнения курсового проекта по релейной защите и автоматике- 131

13 Справочный материал- 133

14 Образец задания для выполнения- 135

15 Вопросы к защите курсового проекта- 138

16 Список литературы-- 140

ПРИЛОЖЕНИЕ А- 141

ПРИЛОЖЕНИЕ Б- 142

ПРИЛОЖЕНИЕ В- 143

ВВЕДЕНИЕ

СОДЕРЖАНИЕ ПОЯСНИТЕЛЬНОЙ ЗАПИСКИ по курсовому проектированию

1. Титульный лист (приложение А).

5. Список литературы.

Дата: 2019-03-05, просмотров: 503.

12 3 4 5 6 7 8 9 10 Следующая ⇒