регистрация / вход

Проектирование релейной защиты понижающих трансформаторов

Екатеринбург, 2011 СОДЕРЖАНИЕ Введение 4 1. Исходные данные для проектирования релейной защиты … ...5

ТЕМА: ПРОЕКТИРОВАНИЕ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ПОНИЖАЮЩИХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Екатеринбург, 20 11

СОДЕРЖАНИЕ

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

1. Исходные данные для проектирования релейной защиты………...............5

2. Назначение устройств релейной защиты ЭЭС и предъявляемые к ним требования………………………………………………………………….…...5

3. Выбор устройств релейной защиты понижающих

трансформаторов……………………………………………………….……....8

4. Расчёт токов короткого замыкания……………………………...….....….11

5. Расчёт устройств релейной защиты понижающих

трансформаторов…………………………………………………….…….......14

5.1. Расчет дифференциальной токовой защиты трансформатора, выполненной на реле серии ДЗТ-11…………………………………….........14

5.2. Расчет дифференциальной токовой защиты трансформатора, выполненной на реле типа РНТ-565..............................................................19

5.3. Максимальная токовая защита с пуском по напряжению

для трансформатора……………………………………………………………21

5.4. Расчет МТЗ от перегрузки…………………………………………......23

Заключение……………………………………………………………………...24 Список использованных источников………………………………………...25

Приложение 1. Перечень элементов схемы релейной защиты……………...26


ВВЕДЕНИЕ

Устройства релейной защиты являются одним из основных видов противоаварийной автоматики современных электроэнергетических систем (ЭЭС). Они обеспечивают ликвидацию аварийных ситуаций путем быстрого выявления и отключения поврежденных элементов ЭЭС, а также сигнализируют о ненормальных режимах работы различного оборудования. Поэтому нормальное функционирование ЭЭС без устройств релейной защиты невозможно.

Создание линий электропередач высокого и сверхвысокого напряжений, электростанций с агрегатами большой мощности, развитие магистральных и распределительных сетей усложняет процесс управления ЭЭС в аварийных режимах, что в свою очередь требует постоянного совершенствования устройств релейной защиты на базе новых технических средств.

В курсовой работе по дисциплине «Релейная защита» описываются типы релейных защит, применяемых на понижающих трансформаторах, их назначение и выполняемые действия. Проводится расчет параметров следующих защит понижающих трансформаторов: дифференциальной защиты, максимальной токовой защиты с пуском по напряжению от коротких замыканий, максимальной токовой защиты от перегрузок.

1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

Рис.1.1. Схема сети

На рис.2.1 представлена схема сети. В узле №10 установлены 2 трансформатора ТРДН 25000/110 с исходными данными:

-Sном =25 МВА,

-Uвн =115 кВ,

-Uнн =10,5 кВ,

-xт = 55,55 Ом,

-пределы регулирования: ±9ּ1,78%,

- ХС =10 Ом, Uc=115кВ

Задачи при выполнении курсового проекта:

- познакомиться с принципами работы типичных схем релейной

защиты;

- ознакомиться с требованиями, предъявляемыми к релейной защите;

- рассчитать токи короткого замыкания трансформатора;

- выполнить выбор установленных типовых схем релейной защиты трансформатора;

- выполнить расчет выбранных защит;

- выполнить принципиальную схему релейной зашиты.

2. НАЗНАЧЕНИЕ УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ЭЭС И ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К НИМ ТРЕБОВАНИЯ

Нормальная работа электроустановок и потребителей электроэнергии нарушается при возникновении повреждений и ненормальных режимах, которые сопровождаются возрастанием тока, снижением или повышением напряжения и частоты. В этом случае возможны повреждения оборудования и нарушения синхронизма в электроэнергетической системе (ЭЭС). В связи с этим возникает необходимость в создании и применении различных автоматических устройств, защищающих ЭЭС и ее элементы от опасных последствий повреждений и ненормальных режимов. Большинство повреждений в ЭЭС приводит к возникновению различного вида коротких замыканий (к.з.) - наиболее опасных и тяжелых видов повреждений, которые сопровождаются значительным возрастанием тока, снижением напряжения и сопротивления. Ток короткого замыкания (Iкз ), протекая по элементам ЭЭС, может вызвать разрушения, размеры которых тем больше, чем больше величина Iкз и время его протекания. Последнее следует из электродинамического и термического действия.

Снижение напряжения при к.з. нарушает работу потребителей и может вызвать оста­новку асинхронных двигателей, что приводит к расстройству технологического процесса на предприятиях. Снижение напряжения может вызвать нарушение устойчивости в ЭЭС и привести к дальнейшему тяжелому развитию аварии.

Релейная защита (РЗ) представляет собой автоматическое устройство, предназначенное для защиты ЭЭС и ее элементов от опасных последствий повреждений и ненормальных режимов. РЗ производит автоматическую ликвидацию аварии (при возникновении ненормальных режимов) или ее локализацию (отключение поврежденного элемента).

В ЭЭС действие РЗ тесно связано с устройствами автоматики, предназначенными для быстрого автоматического восстановления нормального режима и питания потребителей. Например, устройство АПВ силового трансформатора запускается при срабатывании его максимальной токовой защиты и блокируется при срабатывании основных защит трансформатора (дифференциальной и газовой).

РЗ должна удовлетворять следующим требованиям:

Селективность (избирательность) - основное требование к РЗ. Заключается в спо­собности РЗ отключать при к.з. только поврежденный элемент, хотя ток к.з. протекает и по другим неповрежденным элементам ЭЭС. Для различных типов защит селективность обеспечивается различными способами. При селективной работе РЗ не происходит излишних отключений оборудования и потребителей, темсамым минимизируется ущерб от аварийной ситуации.

Быстродействие - способность работать с минимально допустимой выдержкой вре­мени. Без выдержки времени могут работать только защиты, обладающие абсолютной селективностью (дифференциальные, высокочастотные, первые ступени токовых защит – токовые отсечки). Для сетей с уровнем номинального напряжения 110-220 кВ предельное время отключения коротких замыканий составляет 0,3-0,5 с, а для сетей 330-500 кВ - 0,15 с. Такие жесткие ограничения по скорости отключения коротких замыканий в сетях высокого напряжения определяются в первую очередь условиями обеспечения динамической устойчивости в энергосистеме. На низких напряжениях (6-35 кВ) время отключения к.з. может достигать нескольких секунд. Быстродействие РЗ находится в противоречии с их селективностью.

Чувствительность - способность РЗ реагировать на те отклонения от нормального режима, которые возникают в результате повреждения.

4. Надежность - способность зашиты безотказно действовать в пределах установленной для нее зоны и не работать ложно в режимах, при которых действие РЗ не предусматривается. Иначе говоря, при функционировании РЗ не должно быть случаев отказов и ложной работы. Для повышения надежности работы РЗ используются устройства диагностики - тестового контроля и функционального диагностирования. Кроме того, повышению надежности способствует и перевод РЗ на новую современную элементную базу - интегральные микросхемы и микропроцессорную технику. Последнее улучшает и характеристики РЗ с точки зрения ее быстродействия и чувствительности, уменьшает вес игабариты устройств РЗ, сокращает потребление электроэнергии, облегчает ремонт и эксплуатацию устройств РЗиА.

3. ВЫБОР УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ПОНИЖАЮЩИХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

Основными видами повреждений в трансформаторах являются:

-замыкания между фазами внутри бака (корпуса) трансформатора и на наружных выводах обмоток;

-замыкания в обмотках между витками одной фазы (так называемые витковые замыкания);

-замыкания па землю обмоток или их наружных выводов (однофазные замыкания);

-повреждения изоляции между листами стали магнитопровода, приводящие к появлению местного нагрева и «пожару стали».

Ненормальные режимы работы трансформаторов обусловлены внешними короткими замыканиями (КЗ) и перегрузками, повышением напряжения, а также понижением уровня масла в баке, которое может произойти, например, вследствие его повреждения.

В соответствии с правилами устройств электроустановок (ПУЭ) и руководящими указаниями по релейной защите (РУ по РЗ) [3, 4] на понижающих трансформаторах с высшим номинальным напряжением 110-220 кВ устанавливаются следующие защиты:

-дифференциальная токовая защита;

-газовая защита;

-максимальные токовые защиты (МТЗ) с комбинированным пуском по напряжению от КЗ;

-максимальная токовая защита от перегрузки.

Схема, поясняющая подключение устройств релейной защиты к транс­форматорам тока (ТТ) понижающего трансформатора, показана на рис. 1.

Дифференциальная токовая защита является основной быстродейст­вующей защитой трансформатора от всех видов КЗ в обмотках и на их наружных выводах. Подключается она к ТТ на сторонах высшего напряжения (ВН) и низшего напряжения (НН) трансформатора и действует на отключение всех его выключателей и на сигнал без выдерж­ки времени. В целях повышения надежности действия и чувствительности за­щиты рекомендуется ее трехфазное трехрелейное исполнение с использованием дифференциальных реле типа РНТ-565 (РНТ-566) без торможения или типа ДЗТ-11 и ДЗТ-21 с торможением.

Дифференциальная токоваязащита с реле РНТ и ДЗТ-11 используется на трансформаторах мощностью до 40 МВА включительно, причём, защита с реле ДЗТ-11 обеспечивает, как правило, более высокую чувствительность.

Газовая защита используется от всех видов повреждений внутри бака трансформатора, сопровождающихся выделением газа из трансформаторного масла, а также от понижения уровня масла в баке.

Газовая защита выполняется с помощью:

- газового реле типа ВF-80/Q,реагирующего на повреждения в баке трансформатора;

- газового реле типа RS-1000 (или URF-25/10), действующего при повреждениях в контакторном объеме устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) трансформатора.

Газовое реле бака трансформатора содержит два элемента: сигнальный и отключающий. Сигнальный элемент срабатывает при повреждениях, сопровождающихся слабым газообразованием (например, витковые замыкания и повреждения изоляции между листами стали магнитопровода), а также при понижении масла в трансформаторе до его уровня. Действует он на сигнал без выдержки времени.

При повреждениях, вызывающих бурное выделение газа (например, при коротких замыканиях), повышается давление внутри бака и создается переток масла в сторону расширителя, воздействующий на отключающий элемент. Последний срабатывает при превышении заданной на реле скорости движения потока масла. Отключающий элемент реле срабатывает также при снижении масла в трансформаторе до его уровня. Действует он на отключение всех выключателей трансформатора и на сигнал без выдержки времени.

Газовое реле отсека РПН имеет один отключающий контакт, срабаты­вающий при повреждениях внутри его бака и действующий на полное отключение трансформатора и на сигнал без выдержки времени.

Максимальные токовые защиты с пуском по напряжению являются защитами от сверхтоков, обусловленных внешними междуфазными КЗ. Устанавливаются они на сторонах ВН и НН трансформатора. Защиты выполняются двухфазными с использованием токовых реле типа РТ-40.

Для повышения чувствительности МТЗ имеют комбинированный пусковой орган по напряжению, состоящий из фильтра-реле напряжения обратной последовательности типа РНФ-1М и минимального реле напряжения типа РН-54, включенного на междуфазное напряжение. Питание пусковых органов по напряжению осуществляется от трансформаторов напряжения секций сборных шин 6-10 кВ.

МТЗ стороны НН трансформатора, установленные на ответвлениях к I и II секциям шин 6-10 кВ, подключены к трансформаторам тока ТАЗ и ТА4 и выполнены двухфазными. Предназначены они для отключения КЗ на шинах 6-10 кВ и для резервирования отключения КЗ на элементах, присое­диненных к этим шинам. С меньшей выдержкой времени защиты действуют на отключение выключателей ()2 и ()3, а с большей - на отключение всего трансформатора. Одновременно подается сигнал о срабатывании зашит.

МТЗ стороны ВН трансформатора подключена к трансформаторам тока ТА2, соединенным в треугольник. Такое выполнение защиты предотвращает неселективное действие ее при замыканиях на землю в сети 110-220 кВ, когда нейтраль трансформатора заземлена. Предназначена она для резервирования отключения КЗ на шинах НН, а также для резервирования основных защит трансформатора. Защита действует на сигнал и на отключение всех выключателей трансформатора с выдержкой времени, равной большей выдержке времени МТЗ стороны НН трансформатора.

Максимальные токовые защиты от перегрузки установлены на стороне НН, подключены к трансформаторам тока ТАЗ и ТА4, выполнены с использованием тока одной фазы и одного токового реле типа РТ-40. Защиты действуют на сигнал с выдержкой времени при длительном превышении током нагрузки номинального тока трансформатора.

На двухобмоточных трансформаторах без расщепления вторичной обмотки или при параллельном соединении частей вторичной обмотки МТЗ от перегрузки устанавливается со стороны ВН и подключается к трансформаторам тока ТА2.

4. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Схема на стороне высшего напряжения (данные из курсового проекта по ЭЧС) схема №110-5Н – «мостик с выключателем в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов».

Рис.4.1 Схема подстанции №10: а – параллельная работа; б – раздельная работа.

Схема замещения представлена на рис.5.2.

Параметры схемы замещения приведены к ступени 110 кВ.

Система:

Ес = 115/ = 66,4 (кВ); xс = 10 Ом.

ВЛ (данные из курсового проекта по ЭСС):

; ; ;

xтв = Ом;

xтн = Ом.

Рис.4.2. Схема замещения электрической сети для расчета тока КЗ на стороне НН

Рис. 4.3. Схема замещения сети для расчета токов КЗ:

а – при раздельной работе трансформаторов; б – при параллельной работе трансформаторов.

(4.1)

1) Раздельная работа трансформатора (рис. 4.2 а).

Значение тока КЗ в точке К1 в максимальном режиме системы:

.

Значение тока КЗ в точке К1 в минимальном режиме работы системы (обрыв линии 1-8 рис.4.2):

.

Ток двухфазного КЗ в этом режиме:

.

2) Параллельная работа трансформаторов (рис. 4.3 б).

Суммарное значение тока внутреннего КЗ в точке К1 в минимальном режиме системы (обрыв линии 1-8 рис 4.1):

.

Ток, протекающий через один трансформатор:

А.

Ток двухфазного КЗ, протекающий через каждый трансформатор:

.

5. РАСЧЕТ УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ПОНИЖАЮЩИХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

5. 1. РАСЧЕТ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОЙ ТОКОВОЙ ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРА, ВЫПОЛНЕННОЙ НА РЕЛЕ СЕРИИ ДЗТ-11

Определяем первичные токи для всех сторон защищаемого трансформатора, соответствующие его номинальной мощности. По этим токам определены соответствующие вторичные токи в плечах защиты, учитывая коэффициент трансформации трансформаторов тока nт и коэффициентов схемы kсх . Расчеты представлены в табл. 5.1.1.

Таблица. 5.1.1.

Расчет первичных и вторичных токов в плечах дифференциальной защиты

Наименование величины Обозначение и метод определения Числовое значение
115 кВ 10,5 кВ
Первичный ток на сторонах защищаемого трансформатора, А Iном = =125,51 =1374,6
Схема соединения трансформаторов тока - Y
Коэффициент трансформации трансформаторов тока 200/5 2000/5
Вторичный ток в плечах защиты, А Iном в = =5,43 =3,436

В соответствии с принятыми правилами тормозная обмотка включается на сумму токов трансформаторов тока, установленных в цепи каждой из расщепленных обмоток низшего напряжения.

Минимальный ток срабатывания защиты определяется по условию отстройки от броска намагничивающего тока при включении нагруженного трансформатора под напряжение:

.

Определим ток срабатывания реле на основной стороне, числа витков рабочей обмотки БНТ для реле ДЗТ-11 для основной стороны 110 кВ и для не основной стороны 10 кВ исходя из значения минимального тока срабатывания защиты. Расчеты представлены в табл. 5.1.2.

Таблица. 5.1.2

Число витков обмоток БНТ и НТТ

Наименование величины Обозначение и метод определения Числовое значение
Ток срабатывания реле на основной стороне, А =8,15

Число витков обмотки БНТ реле для основной стороны:

-расчетное

-принятое

12

Число витков обмотки НТТ реле для не основной стороны:

-расчетное

-принятое

=18,96

19

Ток срабатывания защиты для основной стороны:

,

где kсх = - коэффициент схемы для ∆ 110 кВ.

Найдем число витков тормозной обмотки:

Для определения Iнб.рас расчетным является ток А внешнего трехфазного КЗ в точке К1 (рис. 5.3 а) в максимальном режиме системы и при раздельной работе трансформаторов. Результаты расчета представлены в таблице 6.1.3.

, (5.1.1)

, (5.1.2)

где – коэффициент апериодичности , (БНТ отстраивают от апериодической составляющей Iкз); – коэффициент однотипности т.т. (так как трансформаторы тока разные); – относительная погрешность трансформаторов тока (т.т. выбираются по кривым 10% погрешности).

А

Таблица. 5.1.3

Число витков тормозной обмотки БНТ

Наименование величины Обозначение и метод определения Числовое значение
Первичный расчетный ток небаланса с учетом составляющей при КЗ на шинах НН, А

129 А

Число витков тормозной обмотки БНТ реле:

расчетное

принятое

9,8

11

, (5.1.3)

где - относительная погрешность, обусловленная регулированием напряжения на защищаемом трансформаторе, равна половине суммарного диапазона регулирования на соответствующей стороне.

А

(5.1.4)

А

А

(5.1.5)

Определим чувствительность защиты при внутреннем двухфазном КЗ в точке К1 (рис 2.3 а) в минимальном режиме работы системы, когда торможение отсутствует.

(5.1.6)

>1,5

В соответствии с ПУЭ kч допускается не менее 1,5. Следовательно, рассмотренная защита может быть использована для защиты трансформатора, так как имеет достаточную чувствительность.

Определяем чувствительность защиты при КЗ в защищаемой зоне, при наличии торможения, т.е. когда трансформаторы работают параллельно. Ток КЗ в этом режиме, приведенный к стороне ВН трансформатора, равен . Этот же ток, пересчитанный на сторону 10,5 кВ, равен

.

Ток через тормозную обмотку, которая включена на сторону НН:

(5.1.7)

.

Определим намагничивающую силу торможения:

(5.1.8)

По рабочей обмотке реле протекает сумма токов с ТТ высокой стороны и ТТ с низкой стороны. Рабочая намагничивающая сила реле равна

, (5.1.9)

А, (5.1.10)

А, (5.1.11)

По кривым торможения (рис.5.1) определяем Fср.раб . Значения Fтор и Fраб нанесем на график (точка А). Пересечение отрезка ОА с кривой I позволяет определить Fср.раб =140Ав.

kч =2,2>1,5 (5.1.12)

На основании ПУЭ значение kч для дифференциальных токовых защит, выполненных с использованием реле с быстронасыщающимися трансформаторами, допускается не менее 1,5. Следовательно дифференциальная защита может быть выполнена с использованием реле ДЗТ 11.

Рис. 5.1. Характеристики реле ДЗТ-11

1-зона срабатывания;

2-зона срабатывания или торможения;

3-зона торможения

Схема подключения трансформатора к ДЗТ-11 приведена на рис. 5.2

Рис.6.2 Схема включения реле типа ДЗТ-11 в дифференциальной защите трансформатора.

5.2 РАСЧЕТ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОЙ ТОКОВОЙ ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРА, ВЫПОЛНЕННОЙ НА РЕЛЕ ТИПА РНТ-565

Определяем первичные токи для всех сторон защищаемого трансформатора, соответствующие его номинальной мощности. По этим токам определены соответствующие вторичные токи в плечах защиты, учитывая коэффициент трансформации трансформаторов тока nт и коэффициентов схемы kсх . Расчеты представлены в табл. 5.2.1.

Таблица 5.2.1.

Расчет первичных и вторичных токов в плечах дифференциальной защиты

Наименование величины Обозначение и метод определения Числовое значение
115 кВ 10,5 кВ
Первичный ток на сторонах защищаемого трансформатора, А Iном = =125,51 =1374,6
Схема соединения трансформаторов тока - Y
Коэффициент трансформации ТТ 200/5 2000/5
Вторичный ток в плечах защиты, А Iном в = =5,43 =3,436

Для определения Iнб.рас расчетным является ток А внешнего трехфазного КЗ в точке К1 (рис.4.3. а) в максимальном режиме системы и при раздельной работе трансформаторов.

, (5.2.1)

, (5.2.2)

где – коэффициент апериодичности , (БНТ отстраивают от апериодической составляющей Iкз); – коэффициент однотипности т.т. (так как трансформаторы тока разные); – относительная погрешность трансформаторов тока (т.т. выбираются по кривым 10% погрешности).

А

, (5.2.3)

где - относительная погрешность, обусловленная регулированием напряжения на защищаемом трансформаторе, равна половине суммарного диапазона регулирования на соответствующей стороне.

А,

А.

Определим значение тока срабатывания защиты:

А,

А.

Принимаем наибольшее значение А.

Предварительно определим коэффициент чувствительности защиты при внутреннем двухфазном КЗ в точке К1 (рис 4.3 а) в минимальном режиме работы системы.

, (5.2.4)

.

Поскольку полученное значение коэффициента чувствительности больше требуемого, то расчет защиты с реле РНТ-565 следует продолжить.

Определение тока срабатывания реле для основной стороны, числа витков обмотки БНТ реле РНТ-565 для основной и неосновной стороны, полного тока небаланса, окончательного значения для основной стороны и коэффициента отстройки приведено в табл. 6.2.2

За основную сторону принимается сторона 110 кВ (см. табл. 5.2.1).

Таблица. 5.2.2

Наименование величины Обозначение и метод определения Числовое значение
Ток срабатывания реле на основной стороне, А =7,31

Число витков обмотки НТТ реле для основной стороны:

-расчетное

-предварительно принятое

12

Ток срабатывания реле на основной стороне

Число витков обмотки НТТ реле для неосновной стороны:

-расчетное

-принятое

=18,96

19

Составляющая первичного тока небаланса, обусловленная округлением расчетного числа витков неосновной стороны для расчетного случая повреждения,
Первичный расчетный ток небаланса с учетом составляющей , А
Ток срабатывания защиты на основной стороне, А
Коэффициент отстройки защиты (окончательное значени)

Полученное в результате расчетное значение соответствует требуемому, поэтому принимаем для установки на обмотки БНТ реле РНТ-565 следующие числа витков:

- для основной стороны ;

- для неосновной стороны .

Окончательное определение коэффициента чувствительности защиты производится с использованием , взятого из таблицы 5.2.2:

Значение удовлетворяет требованиям ПУЭ и РУ по РЗ, следовательно, дифференциальная защита может быть выполнена с реле РНТ-565.

Схема подключения реле РНТ-565 к ТТ двухобмоточного трансформатора приведена на рис. 6.2.1.

рис.5.2.1. Схема включения реле типа РНТ-565 в дифференциальной защите трансформатора

5.3. МАКСИМАЛЬНАЯ ТОКОВАЯ ЗАЩИТА С ПУСКОМ ПО НАПРЯЖЕНИЮ ДЛЯ ТРАНСФОРМАТОРА

Определяем токи срабатывания защиты на всех сторонах.

Для этого предварительно определяем номинальные токи всех сторон:

А; (5.3.1)

А; (5.3.2)

Определяем токи срабатывания защиты на всех сторонах:

А; (5.3.3)

А; (5.3.4)

где kн – коэффициент надежности (kн = 1,2);

kв – коэффициент возврата (kв = 0,8).

Определяем токи срабатывания для всех защит:

=8,2А; (5.3.5)

2,58 А; (5.3.6)

По расчетным значениям определяются уставки по току и выбираются токовые реле защиты серии РТ-40:

- для стороны ВН , тип реле РТ-40/10,

- для стороны НН , тип реле РТ-40/6.

Определяем Uсз и Uср :

, (5.3.7)

где – минимально допустимое рабочее напряжение:

кВ; (5.3.8)

kотс – коэффициент отстройки (kотс = 1,2);

kв – коэффициент возврата (kв = 1,2).

кВ

В (5.3.9)

Если пуск реле по напряжению выполнен с помощью реле минимального напряжения и реле обратной последовательности, то:

кВ; (5.3.10)

В. (5.3.11)

По расчетным значениям в определяются уставки по напряжению и выбираются реле напряжения:

-, тип реле РН-54/160,

-, тип реле РНФ-1М.

Выдержка времени МТЗ первой ступени на стороне НН согласуется с МТЗ присоединений низкой стороны защищаемого трансформатора:

, (5.3.12)

где Δt = (0,4 ¸0,6) – ступень селективности.

Время срабатывания МТЗ второй ступени на стороне НН и на стороне ВН выбирается на ступень селективности больше:

. (5.3.13)

Токовые kч проверяются по токам внешнего КЗ.

Для МТЗ, установленной на НН, kч проверяем по на НН:

>1,5 (5.3.14)

Для МТЗ, установленной на ВН, kч проверяем также по на НН:

>1,2 (5.3.15)

Следовательно, все МТЗ удовлетворяют требованиям, предъявляемым к чувствительности защиты, и могут применяться в качестве резервных защит трансформатора.

5.4. РАСЧЕТ МТЗ ОТ ПЕРЕГРУЗКИ

Для двухобмоточного трансформатора с расщеплением вторичной обмотки МТЗ от перегрузки устанавливается на стороне НН (на вводах к секциям 10 кВ).

Ток срабатывания защиты:

, (5.4.1)

где ; ;

А.

А.

Ток срабатывания реле:

(5.4.2)

А.

По расчетному значениям определяем ток уставки и выбираем тип реле:

, тип реле РТ-40/6.

Время срабатывания защиты принимается большим максимального времени срабатывания МТЗ от КЗ:

.


ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В курсовой работе произведен выбор и расчет релейных защит для понижающих трансформаторов подстанций.

На понижающих трансформаторах установлены:

1. Дифференциальная токовая защита с реле типа ДЗТ-11 со следующими параметрами:

- число витков обмотки НТТ реле для основной стороны: Wосн=12;

- число витков обмотки БНТ реле для неосновной стороны: Wнеосн=19;

-ток срабатывания защиты на основной стороне: Iсз=188,27A

2. Максимальная токовая защита с пуском по напряжению от коротких замыканий со следующими параметрами:

- ток уставки со стороны ВН: Iуст .в= 8,15А(реле токовое РТ-40/10);

- ток уставки со стороны НН: Iуст .н=2,58А(реле токовое РТ-40/6);

- напряжение уставки для минимального реле напряжения: Uуст=65,6B (минимальное реле напряжения РН-54/160) ;

- напряжение уставки для фильтра –реле напряжения обратной последовательности: U2уст=6,3B(реле напряжений обратной последовательности РНФ-1М ) ;

3. Максимальная токовая защита от перегрузки :

- ток уставки : Iуст= 2,25А(реле токовое РТ-40/6).

Расположение элементов защит и принципиальная электрическая схема оперативных цепей представлены на чертеже.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ:

1. В.П. Федотов. Проектирование релейной защиты понижающих трансформаторов. Методическое пособие по дисциплине «Релейная защита ЭЭС» для слушателей, обучающихся в системе профессиональной переподготовки. - Екатеринбург, 2009.

2. В.П. Федотов. Схемы устройств релейной защиты и автоматики электроэнергетических систем. Методическое пособие по дисциплине «Релейная защита ЭЭС» и «Автоматика ЭЭС» для слушателей, обучающихся в системе профессиональной переподготовки. - Екатеринбург, 2010.

3. Электротехнический справочник. В 3-х т. Т. 3. Э45 Кн.2. Использование электрической энергии./Под общ. ред. профессоров МЭИ В.Г. Герасимова, П.П. Грудинского, Л.А. Жукова и др. – 6-е изд., испр. и доп. – М.: Энергоиздат, 1982.

Приложение 1

Перечень элементов схемы релейной защиты

ОТКРЫТЬ САМ ДОКУМЕНТ В НОВОМ ОКНЕ

ДОБАВИТЬ КОММЕНТАРИЙ [можно без регистрации]

Ваше имя:

Комментарий