Аннотация

Данный курсовой проект посвящен расчёту установок релейной защиты и автоматики на базе линейки микропроцессорных устройств релейной защиты MICOM производства компании AREVA. Основной задачей данного курсового проекта является закрепление теоретических знаний, полученных во время учебного процесса, практическими навыками расчёта релейной защиты и автоматики.

Содержание

Введение
Исходные данные
1. Релейная защита
Анализ особенностей энергосистемы
Описание микропроцессорных защит Micom
Расчёт уставок РЗ
Максимальная токовая защита
Токовые отсечки
Максимальная токовая защита двигателей
Защита электродвигателей от перегрузки
Защита силовых трансформаторов
Дифференциальная защита трансформаторов
Защита от перегрузок
Требования к защитам от замыканий на землю в сетях 6-35 кВ
2. Защита батарей статических конденсаторов
Токовая отсечка
Максимальная защита
Защита от замыканий на землю
Защита от повышения напряжения
Балансная защита
3. Автоматика энергосистемы
Выбор устройств автоматики, устанавливаемых на оборудовании подстанции
Выбор типа АПВ. Расчёт параметров срабатывания пусковых и контрольных органов АПВ
АВР на трансформаторах подстанции. Расчёт параметров срабатывания пусковых органов АВР
АЧР. Принципиальная схема и краткое описание
Заключение
Список литературы

Введение

Обеспечение надежного электроснабжения потребителей является важной задачей электроэнергетики. Поскольку в системе энергоснабжения часто возникают отклонения от нормального режима работы вследствие коротких замыканий, необходимо защитить систему от выхода из строя. Наиболее простым решением данной проблемы является установка микропроцессорных средств РЗиА.
Микропроцессорные средства релейной защиты и автоматики постепенно вытесняют механические и полупроводниковые (статические) реле, так как обладают значительным рядом преимуществ. Они компактны, более точны, более чувствительны к колебаниям системы электроснабжения, а так же позволяют объединить в одном корпусе несколько видов защит.

Исходные данные

Исходные данные к курсовому проекту представлены в виде схемы электроснабжения участка, схем замещения, данных по расчёту токов короткого замыкания в минимальном режиме работы энергосистемы и параметров оборудования.
ЗАДАНИЕ НА ПРОЕКТИРОВАНИЕ
Для данной схемы электроснабжения объекта следует спроектировать и рассчитать устройства РЗиА следующих элементов: трансформаторов ПС 35/6, распределительных линий, АД, трансформаторных подстанций. Необходимо выполнить следующее:
определить типы защит от возможных повреждений каждого из вышеперечисленных элементов схемы;
наметить места установки защит и выбрать исполнение схемы каждой из защит;
на основании данных по токам короткого замыкания рассчитать установки срабатывания защит;
выбрать измерительные трансформаторы тока и напряжения;
выбрать типы реле для схемы РЗ и рассчитать их параметры для каждого типа РЗ;
составить карту селективности действия выбранных типов защит;
выбрать защиту от понижения напряжения для электродвигателей при необходимости;
выбрать тип и схему автоматики элемента схемы электроснабжения, дать обоснование выбранной схемы.

1. Релейная защита

Анализ особенностей энергосистемы

Система представляет собой подстанцию, питающуюся от двух ВЛ-35 кВ. На ПС установлены два силовых трансформатора ТМН-6300/35, два трансформатора собственных нужд ТМ-25/6, а также присутствуют две секции шин 6 кВ, от которых запитано 10 ячеек. Ячека №19 находятся в резерве. От ячеек №3, 7,14 и №18 через кабельные линии запитаны синхронные двигатели СТД-1600-2РУ4. На ячейках №8 и №13 установлены измерительные трансформаторы НТМИ-6, защищенные предохранителями ПКТУ-6. Ячека №10 содержит секционный выключатель СМВ-6. В ячейках №1, 2, 3, 6, 7, 9, 10, 12, 14, 15, 18, 19,20 установлены масляные выключатели ВМПП-10. В общей сложности ПС питает 24 КТП различной мощности. На стороне высшего напряжения установлен секционный выключатель СМВ-35 для осуществления резервирования питания по одной из линий 35 кВ (например, на время ремонтных работ).
На ПС на фидерах №1, 3, 5, 6, 9, 16, 18, 19, 20, 21 устанавливаем МТЗ и ТО, а также АПВ (кроме фидеров №3 и №20, т.к. они выполнены кабелем), на фидере №12 - МТЗ и АВР. Защиту от замыканий на землю выполняем по напряжению нулевой последовательности, на фидерах №3 и №20, дополнительно по току нулевой последовательности. На вводах 6 кВ подстанции устанавливаем АПВ, МТЗ. Для БСК кроме МТЗ и ТО устанавливаем балансную защиту, защиту от замыканий на землю. На секционном выключателе по высокой стороне напряжения устанавливаем МТЗ и АВР. Для защиты трансформатора дополнительно к МТЗ устанавливаем ДЗТ и защиту от перегруза.
В таблице №1 представлены типы терминалов необходимые для комплексной защиты подстанции.

Таблица №1. Типы терминалов релейной защиты Micom выбранных для защиты присоединений. 
Защищаемый объект	Устанавливаемый терминал	
Ф№1	Micom P124	
Ф№3	Micom P124	
Ф№5	Micom P124	
Ф№6	Micom P124	
Ф№18	Micom P124	
Ф№19	Micom P124	
Ф№20	Micom P124	
Ф№21	Micom P124	
Яч. №12	Micom P124	
Ввод 6 кВ №1	Micom P124	
Ввод 6 кВ №2	Micom P124	
ТМН-4000/35	Micom P632	
ТМН-4000/35	Micom P632	
СМВ-35	Micom P124	
Ввод 35 кВ №1	Micom P124	
Ввод 35 кВ №2	Micom P124	

Описание микропроцессорных защит Micom

Серия реле MiCOM является продуктом компании AREVA T&D. В конструкции данной серии использованы последние разработки в области цифровых технологий для релейной защиты. Серия реле MiCOM объединяет широкий диапазон устройств предназначенных для использования в качестве устройств релейной защиты автоматики и управления разнообразного оборудования энергосистем, такого как электродвигатели, генераторы, фидеры, воздушные линии электропередачи и кабельные линии.
Каждое из реле серии разработано с использованием общей аппаратной платформы и программного обеспечения, для обеспечения высокой степени совместимости между отдельными реле серии.
Реле MiCOM P12x разработаны с целю обеспечения большей функциональности в отношении релейной защиты, измерения и автоматики и управления в сети среднего напряжения. Эти реле могут быть использованы не только в электроустановках потребителей и распределительной сети среднего напряжения, но также и в ети высокого и сверхвысокого напряжения. Конструкция данных реле делает возможным различные варианты их применения: кабельная линия, воздушная линия, электроустановки потребителей электроэнергии и т.п. Защиты от однофазных и междуфазных замыканий имеют как мгновенные ступени так и ступени с выдержками времени. Первые, например, могут быть использованы в схемах защиты с использованием логической блокировки обеспечивающей меньшее время локализации повреждений. Вторые могут быть использованы как с независимыми так и с зависимыми от тока выдержками времени на срабатывание (IEC, ALSTOM, ANSI/IEEE, C0 и специальная характеристика выпрямительной установки). Широкий набор зависимых характеристик позволяет легко адаптировать реле к существующим системам защиты независимо от того, реле какого типа были применены ранее.
Реле MiCOM P220 разработаны с целю защиты электродвигателей среднего напряжения. Реле включает в себя полный набор защит необходимый для комплексной защиты электродвигателей.
Устройства дифференциальной защиты P63х предназначены для быстрой и селективной защиты от коротких замыканий в трансформаторах подключенных к энергосистеме с одой или нескольких сторон.
Любая основная функция реле серии MiCOM может быть введена в работу и параметрирована или выведена из работы. Это позволяет с помощью простой конфигурации приспособить требуемый объем защиты к конкретному объекту. Мощная свободно программируемая логика позволяет так же реализовать специальные приложения.
Кроме этого использование порта связи RS-485 дает возможность считывать, устанавливать в исходное положение и изменять уставки реле при необходимости от местного или удаленного персонального компьютера с соответствующим программным обеспечением.

Расчёт уставок РЗ

Расчёт релейной защиты заключается в выборе рабочих параметров срабатывания (рабочих уставок) микропроцессорных терминалов Micom.
Во всех устройствах защиты Micom предусмотрена возможность плавного или ступенчатого изменения параметров срабатывания в определенных пределах.
Выбор рабочих характеристик и уставок РЗА производится в расчёте на "наихудший случай", учитывая, что неправильное действие РЗА может привести к нарушению электроснабжения. Ущерб от неселективного срабатывания и, тем более, от отказа РЗА может вызвать непредвиденные тяжелые последствия и для потребителей, и для электроснабжающего предприятия.
Для выполнения расчета релейной защиты (выбор рабочих характеристик и уставок) прежде всего, необходимы полные и достоверные местные исходные данные, к которым относятся:
первичная схема защищаемой сети и режимы ее работы (с указанием, как создаются рабочие и ремонтные режимы - автоматически или неавтоматически);
сопротивление и ЭДС (или напряжения) питающей системы для максимального и минимального режимов ее работы (или мощности КЗ);
режимы заземления нейтралей силовых трансформаторов;
параметры линий, трансформаторов, реакторов и т.д.;
значения максимальных рабочих токов линий, трансформаторов и т.п. в рабочих, ремонтных и послеаварийных режимах;
характеристики электроприемников (особенно крупных электродвигателей);
типы выключателей;
типы и параметры измерительных трансформаторов тока и трансформаторов напряжения с указанием мест их установки в схеме сети;
типы и параметры срабатывания (уставки) существующих устройств защиты и автоматики на смежных элементах (как питающих, так и отходящих);
типы и принципиальные схемы устройств релейной защиты и автоматики, подлежащих расчету.
Для обеспечения селективности РЗ рабочие установки защит с относительной селективностью на смежных элементах (линиях, трансформаторах) должны быть согласованы между собой. Для максимальных токовых защит речь идет о согласовании по току (чувствительности) и по времени.
В общем случае релейная защита не должна ограничивать возможности полного использования основного электрического оборудования сети. Однако, при разработке режимов работы сети, в свою очередь, должны учитываться и технические возможности типовых устройств релейной защиты.
Необходимо комплексное рассмотрение вопросов релейной защиты и противоаварийной автоматики сети (АПВ, АВР).

Максимальная токовая защита

Максимальная токовая защита линий получила наибольшее распространение в радиальных сетях с одним источником питания. Селективность максимальной токовой защиты обеспечивается соответствующим выбором тока и времени срабатывания. В радиальной сети с односторонним питанием защиты устанавливаются на каждой линии. Защита наиболее удалённой от источника питания линии имеет наименьший ток срабатывания и наименьшую выдержку времени. Защита каждой последующей линии имеет выдержку времени больше выдержки времени предыдущей защиты.
Ток срабатывания защиты выбирается больше максимального рабочего тока защищаемой линии. При этом защита обычно чувствительна к коротким замыканиям на предыдущих участках сети.
Параметрами срабатывания максимальной токовой защиты являются ток Iсз и время tсз срабатывания защиты.
Время срабатывания (выдержка времени) защиты i-й линии в общем случае выбирается на ступень селективности Δt больше наибольшей выдержки времени tсз (i-1) max - предыдущих защит:

. (1)

В зависимости от используемых аппаратов (выключателей и реле), Δt может иметь различные значения. При использовании вторичных реле косвенного действия Δt не превышает 0,2-0,6 с. При использовании менее точных реле прямого действия Δt может достигать 0,8-1 с.
Ток срабатывания максимальной токовой защиты (Iсз) - это минимальный ток в фазах линии, при котором приходит в действие пусковой орган защиты. Ток Iсз выбирается больше максимального рабочего тока защищаемой линии с учётом необходимости возврата защиты после отключения КЗ защитой предыдущего участка сети. Iсз должен быть меньше Iкз.
Важным условием является обеспечение несрабатывания МТЗ при максимальных токах (Imaxнагр) и пусковых токов (Iпуск) нагрузки. Для этого необходимо выполнение следующих условий:
) Iсз>Imaxнагр - пусковые органы защит не должны приходить в действие при максимальном рабочем токе нагрузки;
) пусковые органы защиты, пришедшие в действие при внешнем КЗ, должны вернуться в исходное состояние после его отключения и снижения до Imaxнагр. Для выполнения этого условия ток возврата защиты Iвз, - это наибольший первичный ток, при котором пусковой орган возвращаются в исходное состояние, - должен удовлетворять требованию:
вз >kсзImax нагр, (2)

где kсз≥1,1÷1,3 - коэффициент самозапуска двигательной нагрузки, учитывает возрастание рабочего тока (Imaxнагр) за счёт одновременного пуска всех тех электродвигателей, которые затормозились при снижении напряжения во время КЗ.
Токи Iсз и Iвз связаны коэффициентом возврата kв:

, (3)

где kв<1, для аналоговых МТЗ РТ-40, 80, 90 0,8 0,85 kв =0,8÷0,85, РТВ kв=0,6÷0,7; для микропроцессорных защит kв =0,935÷0,96 (в зависимости от типа МПС РЗиА).
Следовательно, при выполнении условия 2 всегда выполняется условие 1, поэтому выражение для определения Iсз можно записать следующим образом:
сз =kнkсзImaxнагр, (4)

где kн - коэффициент надёжности, учитывает погрешность в определении Iвз (для МПС РЗиА: kн =1,1 для реле SEPAM, SPAC, SPAM; kн =1,2 - MICOM; kн =1,3 - REF; для аналоговых электромеханических реле РТ-40, 80, 90 kн =1,1÷1, 2 и РТВ - kн =1,2÷1,4).

релейная защита автоматика батарея
. (5)

Зная величину Iсз, можно определить Iср - ток срабатывания реле, как ток Iсз, пересчитанный на вторичную обмотку ТТ:

, (6)

где  - коэффициент схемы, зависящий от схемы соединения ТТ и обмоток реле, и равный отношению тока в реле ко вторичному току ТТ, kсх = 3 при соединении вторичных обмоток ТТ треугольником и kсх =1 - при соединении обмоток звездой; kТТ - коэффициент трансформации ТТ. По рассчитанному значению Iср определяют Iуст - ток установки. У части токовых реле Iуст регулируется плавно (реле РТ-40), у других - ступенчато (реле РТ-80), при этом округление Iср до Iуст производится в большую сторону.
Коэффициент чувствительности (kч) защиты характеризует отношение величины контролируемого параметра в режиме КЗ к величине порога срабатывания защиты, т.е. kч
определяет, во сколько раз минимальный ток КЗ больше Iсз:

, (7)

где kч≥1,5 для основных защит, и kч≥1,2 для резервной защиты.
В том случае, когда от отходящей линии подключено несколько потребителей, которые получают питание через понижающие трансформаторы, то для расчёта Iсз встаёт задача определения максимального тока нагрузки в линии. Так как на практике такие данные часто отсутствуют, ток нагрузки выбирают приближённо по сумме всех номинальных токов потребителей с учётом коэффициента загрузки (kзагр), при этом kзагр выбирается равным 1,4.
Если линия электропередач питает нефтепромысловую нагрузку, состоящую из КТП 6 (10) /0,4 кВ, то расчёт предлагается выполнять по формуле:

, (8)

где − суммарная номинальная мощность всех КТП, кВА; Uтр - номинальное напряжение высокой стороны КТП, кВ.
Согласование защит по чувствительности производится таким образом, чтобы предыдущая защита не срабатывала, если не работает последующая:

, (9)

где kн. с − коэффициент надёжности согласования. Значение данного коэффициента зависит от типа токовых реле и принимаются в пределах от 1,1 (при согласовании МПС РЗиА между собой и с реле РТ-40) и до 1,3≥1,4 (при согласовании МПС РЗиА с реле типа РТВ); kр − коэффициент токораспределения, который учитывается только при наличии нескольких источников питания, при одном источнике питания равен 1;  − наибольшая из геометрических сумм токов срабатывания максимальных токовых защит параллельно работающих предыдущих элементов n;  − геометрическая сумма максимальных значений рабочих токов всех предыдущих элементов (N), за исключением тех, с защитами которых производится согласование (n). При примерно однородной нагрузке допустимо арифметическое сложение вместо геометрической суммы, что создаст некоторый расчётный запас.
Рассчитаем МТЗ для фидера №2. По формуле (8) максимальный рабочий ток в линии:

По формуле (5) ток срабатывания защиты:

,

где kн=1,2, kв=0,935, kсз=1,1 - коэффициенты надежности, возврата и самозапуска для терминалов MICOM.
Ток срабатывания реле по формуле (6):

,

где 
kсх=1 для соединения обмоток звезда-звезда, kTT=80 - коэффициент трансформации трансформатора тока на 2 фидере.
Принятый ток срабатывания защиты:

Коэффициент чувствительности по формуле (7):

,

где  А - двухфазный ток короткого замыкания КТП-1017, являющейся самой дальней от подстанции.
Коэффициент чувствительности для основных защит по требования ПУЭ должен удовлетворять условию . Так как данная защита не соответствует этому требованию, то будем использовать МТЗ с блокировкой по минимальному напряжению.
Тогда ток срабатывания защиты  определяем из требования достаточной чувствительности защиты по току при металлическом коротком замыкании в конце защищаемой линии (точка К50):

,

Где 
 - требуемый коэффициент чувствительности по току.
Для предотвращения неправильного действия защиты при нарушении цепей напряжения ток  должен быть отстроен от максимального рабочего тока по условию:

Величина остаточного напряжения определяется согласно следующему выражению:

Напряжение срабатывания

Коэффициент чувствительности по напряжению определяется из соотношения:

Что соответствует требованиям ПУЭ.
Время срабатывания защиты по формуле (1) принимаем tсз2=Δt=0,3 сек., где Δt=0,3 сек. - ступень селективности для микропроцессорных защит MICOM.

Токовые отсечки

Токовые отсечки (ТО) являются разновидностью токовой защиты. Используются в качестве первых ступеней токовых защит. Различают ТО без выдержки времени (мгновенного действия) и с выдержкой времени.
ТО мгновенного действия
Ток Iсз выбирают таким образом, чтобы защита отключала КЗ на своей линии и не отключала на соседней, т.е.: Iсз > Iкз, где Iкз - максимальное значение Iкз при КЗ в начале следующей ЛЭП.
сз = kн Iкз, (10)

где kн - коэффициент надёжности (kн=1,2 ÷1,3 для реле РТ-40 (ЭТ-520), в случае защиты ЛЭП; kн =1,3÷1,4 для реле РТ-40 (ЭТ-520), в случае защиты силовых трансформаторов и двигательной нагрузки; kн =1,5÷1,6 для реле РТ80; kн =1,2 для реле REF; для других МПС РЗиА kн =1,1÷1,15).
В расчётах всегда используют максимальное значение тока КЗ (I (3) кз), т.к. если расчёт будет произведён по меньшему значению тока КЗ (например, I (2) кз), то возможно неселективное действие ТО при КЗ на последующей линии.
Точка, в которой Iсз = Iкз, делит линию на две части: где Iсз < Iкз - зона работы защиты и, где Iсз > Iкз - "мёртвая зона" и защита не работает. Наличие "мёртвой зоны" является недостатком ТО. Величина такой зоны может быть определена следующим образом:

. (11)

Допустимо применение ТО, если её зона охватывает более 20% от длины линии.
При расчете токовой отсечки ЛЭП, по которой питается несколько трансформаторов, чтобы обеспечить несрабатывание ТО при КЗ за каждым из трансформаторов. Дополнительно проверить надёжность несрабатывания ТО от суммарного значения броска тока намагничивания всех трансформаторов, подключённых к защищаемой ЛЭП. Условие отстройки ТО от бросков тока намагничивания трансформаторов имеет вид:

, (12)

где  - сумма номинальных токов всех трансформаторов, которые могут одновременно включаться под напряжение по защищаемой линии.
ТО с выдержкой времени
Для защиты части линии, не попавшей в зону ТО, применяют ещё одну ТО с выдержкой времени, которая выступает в качестве второй зоны токовой защиты.
Ток Iсз выбирают с учётом охвата всей защищаемой линии. Для этого ток срабатывания Iсз согласуют с током срабатывания мгновенной ТО следующей линии:

. (13)

Время tсз (n) так же согласуется со временем tсз (n-1):

, (14)

где Δt - ступень селективности.
Рассчитаем ТО для фидера №2.
Рассчитаем бросок тока намагничивания:

Токи замыканий приведены в приложении. ТО отстраиваем по току трехфазного короткого замыкания на верхней стороне самой дальней КТП (КТП-1017 для данного фидера), так как ток намагничивания меньше тока короткого замыкания. В случаях, когда ток намагничивания больше тока КЗ отстраиваем защиту от тока намагничивания. ТО без выдержки времени по формуле (10):

Определим величину защищаемой зоны по формуле (11):

,

где  - сопротивление линии, равное разности сопротивления до точки короткого замыкания и сопротивления до шин, к которым присоединена защищается линия. Зона ТО охватывает больше 20% линии, следовательно, ее применение целесообразно. Расчёт ТО с выдержкой времени ведется, чтобы защитить оставшиеся 10,53 % линии. При этом рассчитываем ТО по току трехфазного короткого замыкания на нижней стороне КТП. Пересчитаем ток КЗ на базовое напряжение 6.3 кВ:

А.

По формуле (13):

В случае когда ток МФТО с выдержкой времени меньше тока срабатывания защиты МТЗ необходимо отстроить его от МТЗ с учетом коэффициента согласования по формуле (9):

А

Для остальных фидеров расчет ТО сведен в таблицу 3. Если ТО без выдержки времени на фидере не проходит по условию защищаемости линии либо по коэффициенту чувствительности, то рассчитываем только ТО с выдержкой времени по току трехфазного короткого замыкания на нижней стороне самой дальней КТП линии.
Расчёты МТЗ для остальных фидеров и вводов подстанции сведены в таблицу №2. Расчёт для секционного выключателя на фидере 12 ведется по формулам (9), (7). Из двух секций шин наибольшая сумма рабочих токов на секции шин №2, поэтому защита отстраивается от нее (наибольший ток срабатывания защиты на фидере №18). Расчёт для вводных выключателей 6 кВ ведется по формулам (7), (9). Для 9 и 16 ячеек защиту по току считаем без учета секционного выключателя, за максимальный ток срабатывания нижестоящей защиты принимаем ток на фидере №5. Защита на секционном выключателе по верхней стороне напряжения рассчитывается, исходя из номинального тока трансформаторов. Защиту на вводах отстраиваем от тока срабатывания защиты секционного выключателя СМВ-35 и от номинального тока трансформаторов (максимальный режим работы системы).
Трансформаторы тока установленные в яч. №№ 5, 18, 19, 21 с Ктт=100/5 яч. №№ 9, 12, 16 по номиналу не проходят. В связи с этим предлагаеться заменить их на трансформаторы для яч. №5 и №18 с Ктт=300/5; для яч. №19 с Ктт=150/5; для яч. №21 с Ктт=200/5; для яч. №9, 16 с Ктт=1500/5; для яч. №12 с Ктт=800/5

Максимальная токовая защита двигателей

Токовая отсечка должна быть отстроена от пускового тока двигателя.
В момент включения двигателя появляется бросок тока намагничивания, в 1,6-1,8 раза превышающий по амплитуде установившийся пусковой ток двигателя. Этот бросок учитывается повышенным коэффициентом надёжности при отстройке от пускового тока двигателя:
сз =kн ∙Inmax,

где Iсз - первичный ток срабатывания отсечки; kн - коэффициент надёжности, с учётом отстройки от броска тока намагничивания равен 1,8 - для отсечек с временем срабатывания 0,05 с и более, или 2 - при времени срабатывания меньшем 0,05 с, Inmax - пусковой ток двигателя в максимальном режиме.
Кратность пускового тока двигателя может быть взята из паспорта двигателя. А пусковой ток равен:
После выбора уставки должна быть проверена чувствительность отсечки по току:
ч=Iкз (2) / Iсз,

где kч - коэффициент чувствительности, он должен быть не менее 2; Iкз (2) - ток двухфазного короткого замыкания в минимальном режиме.
Если ток срабатывания отсечки отстроен от пускового тока электродвигателя, то она надёжно отстроена и от тока, который электродвигатель посылает в сеть при внешнем КЗ.

Защита электродвигателей от перегрузки

Ток срабатывания защиты от перегрузки устанавливается из условия отстройки от электродвигателя:

 (30)

Ток срабатывания реле:

 (31) сек.

Коэффициент чувствительности:

 (32)

Согласно ПУЭ защита от перегрузки должна действовать на сигнал, разгрузку механизма и, лишь, в крайнем случае, на отключение. В такой ситуации не требуется значительная выдержка времени, требуется отстройка только от времени самозапуска электродвигателя.
Режим асинхронного хода синхронного двигателя сопровождается перегрузкой двигателя, и на него реагируют защиты от перегрузки. Поэтому защита от перегрузки синхронного двигателя выполняет одновременно функцию защиты от асинхронного режима.
Защита от однофазных замыканий на землю

Для кабеля АСБ-6 (3х120):  (А/км)

Для ЭД №1

 (А) - суммарный ёмкостный ток
 (А) - ток однофазного замыкания на землю
 (А) - ток срабатывания реле

Для ЭД №2

 ( (А) - суммарный ёмкостный ток
 (А) - ток однофазного замыкания на землю
 (А) - ток срабатывания реле

Для ЭД №3

 (А) - суммарный ёмкостный ток
 (А) - ток однофазного замыкания на землю
 (А) - ток срабатывания реле
Для ЭД №4
 (А) - суммарный*ёмкостный ток
 (А) - ток однофазного замыкания на землю
 (А) - ток срабатывания реле

Таблица №2. Расчет параметров максимальной токовой защиты
	Ктт	Iсз. max, А	Iраб. max, А	Iсз, А	Iср, А	Принятые	kч, отн. ед	tсз, сек. 	
						Iср, А	Iсз, А			
Ввод 35 кВ №1*	300/5	272,7	554,1	909,48	15,5	15	909	4,7	4	
Ввод 35 кВ №2*	300/5	272,7	554,1	909,48	15,5	15	909	4,7	4	
СМВ-35 кВ*	200/5	184,6	554,1	609,4	15,23	15	609	7,03	3,5	
Ввод 35 кВ №2 у тр-ра*	150/5	272,7	554,1	782,26	26,07	26	780	1,61	4	
Ввод 35 кВ №2 у тр-ра*	150/5	272,7	554,1	782,26	26,07	26	780	1,52	4	
Ввод 6 кВ №1	2000/5	1602	1531,26	2955,26	7,388	7,4	2960	1,45	3,5	
Ввод 6 кВ №2	2000/5	1602	1531,26	2955,26	7,388	7,4	2960	1,41	3,5	
СМВ-6кВ	1000/5	1602	813	2460,7	12,303	12,3	2460	1,7	3	
ТСН №3	30/5	-	20,5	29	4,83	4,8	28,8	121	3	
Ф№2**	400/5	-	308,2	362,2	4,52	4,5	360	1,59	0,34	
Дв. №2	200/5	-	890 (178) 	1602	40,05	40	1600	2,12	0	
Дв. №1	200/5	-	890 (178) 	1602	40,05	40	1600	2,12	9	
Ф№9	150/5	-	128,3	181,1	6,03	6	180	15,5	0,5	
Ф№12	75/5	-	52,6	74,26	4,95	4,9	73,5	44	0,5	
Дв. №4	200/5	-	890 (178) 	1602	40,05	40	1600	2,12	9	
Дв. №3	200/5	-	890 (178) 	1602	40,05	40	1600	2,12	9	
ТСН №4	75/5	-	41	58	3,86	3,9	58,5	61,4	3	

* - токи приведены к ступени напряжения 35 кВ,
** - МТЗ с блокировкой по минимальному напряжению.

Таблица 3. Расчет параметров токовой отсечки. 
	Iкз без вв (3), А	Iнам, А	Iсз без вв, А	х,%	Iкз с вв (3), А	Iсз с вв, А	tсз	
Ф№2	536	409,6	589,6	89,47	176,05	488,7	0,34	
Ф№9	3222	320,6	3544,2	55,14	311,4	376,8	0,37	
Ф№12	3474	211,7	3821,4	44,67	313,4	379,2	0,32	

Если ТО без выдержки времени на фидере не проходит по условию защищаемости линии либо по коэффициенту чувствительности, то рассчитываем только ТО с выдержкой времени по току трехфазного короткого замыкания на нижней стороне самой дальней КТП линии.

Защита силовых трансформаторов

Согласно ПУЭ, для трансформатора требуются следующие защиты:
Защита от внутренних повреждений для трансформаторов менее 4 МВА - максимальная защита и токовая отсечка, для трансформаторов большей мощности - дифференциальная защита.
Защита от повреждения внутри бака трансформатора или РПН - газовая защита трансформатора и устройства РПН с действием на сигнал и отключение.
Защита от внешних коротких замыканий - максимальная защита с блокировкой по напряжению или без неё. Она же используется как резервная защита трансформаторов от внутренних повреждений.
Защита от однофазных коротких замыканий на сторонах трансформатора с глухозаземлённой нейтралью.
Защита от перегрузки с действием на сигнал. В ряде случаев, на ПС без обслуживающего персонала, защита от перегрузки выполняется с действием на разгрузку или на отключение.
Кроме непосредственно защит, требуются дополнительные токовые органы, например для автоматики охлаждения, блокировки РПН.
ТО и МТЗ рассчитываются согласно условиям, приведенным выше.

Дифференциальная защита трансформаторов

Выполним дифференциальную защиту трансформатора на основе микропроцессорного терминала Micom.
Прибор использует данные трансформатора, для обеспечения правильного расчета дифференциальных и стабилизирующих величин. Для терминала не требуются дополнительные трансформаторы, для согласовывания вторичных токов трансформатора с первичными токами. Реле имеет значительное количество установок. Для большинства случаев установки остаются по умолчанию (выставленными на заводе изготовителе). Установки по умолчанию охватывают почти все стандартные случаи применения. Однако, эти установки могут быть использованы для изменения характеристических кривых реле, если в этом возникает необходимость. В частности это требуется, если РПН трансформатора имеет высокие пределы регулирования (±15%), которые влияют на линейную погрешность трансформаторов тока. Другие установки могут быть использованы для отстройки от бросков тока намагничивания трансформатора.
Выберем рекомендуемые установки:

Iд=0, 201/Inтрансф

Iдифф. отсечка=7,5 I/In трансф - дифференциальная отсечка
K1=0.25 - коэффициент торможения первой ветви
K2=0.5 - коэффициент торможения второй ветви
Iд2=2,5 I/In трансф - основание второй ветви

Рис. 1. Характеристика работы ДЗТ

Защита от перегрузок

Ток срабатывания защиты от перегрузки определяется из выражения:

, (15)

где Iсзп - уставка по току срабатывания защиты от симметричной перегрузки, Iномтр - значение номинального тока трансформатора в сети 6,3 (10,5) кВ, kв - коэффициент возврата защиты, kотс - коэффициент отстройки. Для микропроцессорных терминалов Micom принимают kотс = 1,1; kв = 0,935.
Время срабатывания защиты от симметричных перегрузок (для устранения ложных срабатываний) должно превышать время работы основных защит трансформатора. Общепринятая в ряде энергопредприятий выдержка времени защиты трансформаторов от симметричных перегрузок составляет 9 с. Рассчитаем защиту для трансформатора на вводе №1.
Уставка по току для защиты от перегрузок рассчитывается по формуле (15):

А.

Время срабатывания tсз=9 сек.
Защита для трансформатора на вводе №2 будет аналогичной, так как трансформаторы идентичны.

Требования к защитам от замыканий на землю в сетях 6-35 кВ

В электрических сетях 6-35 кВ России, работающих, как правило, с изолированной или компенсированной нейтралью, значения токов однофазного замыкания на землю (ОЗЗ) невелики, они не превышают 20 ÷ 30 А. Поэтому сети этих классов напряжения называют сетями с малым током замыкания на землю. 
Однако ОЗЗ представляют большую опасность для оборудования электрических сетей и для находящихся вблизи места ОЗЗ людей и животных. 
В связи с этим ПУЭ требуют в одних случаях быстро автоматически отключать ОЗЗ, а в других немедленно приступать к определению присоединения с ОЗЗ и затем отключать его.
Наибольшее влияние на выбор типа защиты от ОЗЗ в сетях 6 и 10 кВ оказывает режим заземления нейтрали.
Фазы всех линий имеют емкость С по отношению к земле. Ёмкости всех присоединений в двух неповрежденных фазах C0Σ определяют установившееся значение суммарного ёмкостного тока сети:

. (16)

Значение ёмкостного тока линии и, соответственно, суммарного ёмкостного тока линий всей сети можно ориентировочно определить по эмпирическим формулам:
. Для кабельных сетей:

; (17)

. Для воздушных сетей:

, (18)

где Uн - номинальное напряжение сети (6 или 10 кВ), lΣ - суммарная длина линий (км).
Для более точной оценки значения ёмкостного тока кабельной линии можно использовать таблицы (см. таблицу 4), где приведены удельные значения емкостных токов в амперах на километр в зависимости от сечения кабеля и номинального напряжения сети.
Для воздушных сетей 6-35 кВ с изолированной нейтралью известна и другая аналогичная эмпирическая формула:

. (19)

Более точно ICΣ можно определить экспериментально (что и требуется делать регулярно, т.к. протяженность сети изменяется в течение эксплуатационного периода).
Работа сети в режиме с изолированной нейтралью допускается ПУЭ в тех случаях, когда суммарный ёмкостной ток ICΣ не превышает 30 А для сети 6 кВ,20 А - для сети 10 кВ, 15 А - для сети 15-20 кВ и т.д.
Исключение составляют воздушные сети 6-35 кВ на железобетонных и металлических опорах, где суммарный емкостной ток при замыкании на землю не должен превышать 10 А.

Таблица 4. Удельные значения ёмкостных токов в кабельных сетях (А/км) 
Сечение жил кабеля, мм2	Удельное значение ёмкостного тока Ic, А/км, при напряжении сети	
	6 кВ	10 кВ	
16	0,40	0,55	
25	0,50	0,65	
35	0,58	0,72	
50	0,68	0,80	
70	0,80	0,92	
95	0,90	1,04	
120	1,00	1,16	
150	1,18	1,30	
185	1,25	1,47	
240	1,45	1,70	

Если значение суммарного ёмкостного тока сети превышает допустимое значение по ПУЭ, то требуется выполнить компенсацию ёмкостного тока с помощью дугогасящих реакторов, т.е. перейти на другой режим нейтрали.
Токовая защита, реагирующая на действующее значение полного тока нулевой последовательности (3I0) промышленной частоты, применяется в сетях 6-35 кВ, работающих в режиме "Изолированная нейтраль" и в режиме "Нейтраль, заземленная через резистор". Селективность и чувствительность этой защиты обеспечиваются выбором соответствующих параметров резистивного заземления и установок РЗ.
Селективная работа защиты в режиме изолированной нейтрали может быть обеспечена при условии, когда суммарный ёмкостной ток сети ICΣ (минимально возможный из всех режимов работы сети) существенно превышает собственный ёмкостной ток любого фидера Iс. фид. макс (при внешнем ОЗЗ).
Ток срабатывания защиты определяется по формуле:

. (20)

Защита должна работать с минимальной выдержкой времени 500 мс.
Для фидеров №3 и №20, имеющих кабельные вставки защита от ОЗЗ будет рассчитываться по таблице удельных значений. Сечение кабеля s=150 мм2, следовательно удельный ёмкостной ток для такого кабеля для напряжения 6кВ равен Ic=1,18 А/км. Ёмкостной ток на линии равен:

А.

Ток срабатывания защиты по формуле (24):

А.

Такую защиту ставим только на ячейках №3, №20, так как только эти линии выполнены кабелем. В воздушных линиях защита реализуется с помощью устройства контроля изоляции с установкой по напряжению 15% от значения первичного номинального линейного напряжения ТН.

В.

Установка по времени tсз=0.5 с.
Для трансформатора устанавливаем устройство контроля изоляции с установкой по напряжению:

В.

Время срабатывания защиты:

с.

2. Защита батарей статических конденсаторов

Токовая отсечка

Токовая отсечка является основной защитой от замыканий между выводами батареи. Ток срабатывания токовой отсечки для быстродействующих защит (например на РТ-40 без дополнительной задержки) выбирается по условию отстройки от амплитудного тока включения:

, (21)

где kн=1,5 - коэффициент надёжности;  - амплитудное значение тока включения БСК; Iном. БСК - номинальный ток БСК; Sкз - мощность КЗ на шинах, в месте установки БСК; Qном. БСК - номинальная мощность БСК;  - коэффициент загрузки конденсаторов по напряжению; Uрасч - расчётное напряжение конденсаторной батареи: 6,6, 11, 38,5 кВ; n - количество рядов; Uном. кон - номинальное напряжение конденсатора, кВ.
Проверяется чувствительность отсечки по току двухфазного короткого замыкания на выводах при КЗ в минимальном режиме:

. (22)

Коэффициент чувствительности должен быть равен 2.
Если требуемая чувствительность не обеспечивается, то дополнительно к токовой отсечке выполняется вторая ступень с выдержкой времени 0,3-0,5 с. Ток срабатывания выбирается исходя из условия обеспечения необходимой чувствительности kч = 2.

Максимальная защита

Ток срабатывания максимальной защиты выбирается по условию отстройки от номинального тока батареи:

, (23)

где kн =1,2 - коэффициент надёжности; kв - коэффициент возврата соответствует используемой аппаратуре (для реле РТ-40 в k = 0,8, для МПС РЗиА в k = 0,95).
Еще одним условием выбора установки максимальной защиты, является требование выполнения защиты от перегрузки токами высших гармоник с током равным Iсз=1,3Iном. БСК. Максимальная защита вполне может выполнить эту функцию, если на ней можно установить соответствующую установку. Реле, применяемое для этой цели, должно реагировать на токи высших гармоник, например: УЗА-10 и большинство других микропроцессорных защит.
Токовые защиты выполняются в трёхфазном трёхрелейном исполнении для БСК 35-110 кВ, и в двухфазном двухрелейном для БСК 6-10 кВ.

Защита от замыканий на землю

Защита от замыканий на землю выполняется по току нулевой последовательности, так же как и защита других фидеров. Реально её можно выполнить на трансформаторе тока нулевой последовательности при наличии кабельного вывода на батарею.

Защита от повышения напряжения

Защита от повышения напряжения действует при повышении напряжения свыше допустимого 110% от номинального. Отключение батареи производится с выдержкой времени 3-5 минут. Фактически защита от повышения напряжения имеет функции защиты батареи от перегрузки по напряжению. Поэтому, после срабатывания защиты от повышения напряжения, повторное включение батареи разрешается после снижения напряжения в сети до номинального, но не ранее чем через 5 минут:

; (24), tсз=3-5 мин.

В данном случае за номинальное напряжение принимается номинальное напряжение конденсаторов.
Защита от повышения напряжения не требуется, если при повышении напряжения к единичному конденсатору не может быть приложено напряжение, превышающее 110%Uном.

Балансная защита

Балансная защита используется для БСК напряжением 6-35 кВ, если батарея собрана из нескольких рядов единичных конденсаторов. Эта защита предназначена для защиты от внутренних повреждений, когда замыкается 1 ряд, или в ряду повреждается конденсатор. В последнем случае на оставшихся в ряду конденсаторах возникает повышенное напряжение, и балансная защита не должна допустить повышения этого напряжения свыше допустимого.
Балансная защита включена на фильтр напряжения нулевой последовательности, представляющий собой вторичные обмотки трёх трансформаторов напряжения шунтирующих фазы, собранные в разомкнутый треугольник.
Защита должна срабатывать, если перегрузка по напряжению единичного конденсатора в ряду превышает допустимую. Для этого напряжение срабатывания реле должно быть равно:

, (25)
где kн - коэффициент надёжности; β - коэффициент допустимой перегрузки конденсатора по напряжению, принимается для БСК-10 равным 1,15, а для БСК-35 - 1,4; ku - коэффициент загрузки конденсатора по напряжению; kТН - коэффициент трансформации трансформатора напряжения; Uном кон - номинальное напряжение единичного конденсатора.
Рассчитаем защиту для БСК на ячейке №3.
Защита от ОЗЗ была рассчитана выше (п.4.9).
Ток срабатывания максимальной токовой защиты:

, 

Токовая отсечка:

, 

Защиту от повышения напряжения рассчитываем по формуле (24):

В.

Установка по времени tсз=3 минуты.
Балансная защита рассчитывается по формуле (25):

В,

где  - коэффициент загрузки конденсатора по напряжению; Uрасч=6600 В - расчётное напряжение конденсаторной батареи; n=6 - количество рядов; Uном. кон=1050 В - номинальное напряжение конденсатора (из справочной литературы); kн=0,95 - коэффициент надёжности; β=1,15 - коэффициент допустимой перегрузки конденсатора по напряжению; kТН=60 - коэффициент трансформации трансформатора напряжения.
Для второй БСК расчет производится подобным образом. Параметры защиты являются такими же, как и для рассчитанной БСК.
Карта установок токовых защит представлена в графической части.

3. Автоматика энергосистемы

Выбор устройств автоматики, устанавливаемых на оборудовании подстанции

Устройства АПВ должны предусматриваться для быстрого восстановления питания потребителей или межсистемных и внутрисистемных связей путем автоматического включения выключателей, отключенных устройствами релейной защиты.
Согласно ПУЭ должно предусматриваться автоматическое повторное включение:
) воздушных и смешанных (кабельно-воздушных) линий всех типов напряжением выше 1 кВ. Отказ от применения АПВ должен быть в каждом отдельном случае обоснован. На кабельных линиях 35 кВ и ниже АПВ рекомендуется применять в случаях, когда оно может быть эффективным в связи со значительной вероятностью повреждений с образованием открытой дуги (например, наличие нескольких промежуточных сборок, питание по одной линии нескольких подстанций), а также с целью исправления неселективного действия защиты. Вопрос о применении АПВ на кабельных линиях 110 кВ и выше должен решаться при проектировании в каждом отдельном случае с учетом конкретных условий;
) шин электростанций и подстанций;
) трансформаторов;
) ответственных электродвигателей, отключаемых для обеспечения самозапуска других электродвигателей.
Для осуществления АПВ по п.1-3 должны также предусматриваться устройства АПВ на обходных, шиносоединительных и секционных выключателях.
Допускается в целях экономии аппаратуры выполнение устройства группового АПВ на линиях, в первую очередь кабельных, и других присоединениях 6-10 кВ. При этом следует учитывать недостатки устройства группового АПВ, например возможность отказа в случае, если после отключения выключателя одного из присоединений отключение выключателя другого присоединения происходит до возврата устройства АПВ в исходное положение.

Выбор типа АПВ. Расчёт параметров срабатывания пусковых и контрольных органов АПВ

Время срабатывания однократного АПВ определяется по следующим условиям:

, (26)

где tг. п. - время готовности привода, которое в зависимости от привода находится в пределах от 0,1 до 0,2 с;

, (27)

где tг. в. - время готовности выключателя, которое в зависимости от типа выключателя обычно находится в пределах от 0,2 до 2с, но для некоторых типов может быть больше; tв. в. - время включения выключателя;

, (28)

где tд - время деионизации среды в месте КЗ на ВЛ, значение которого зависит от метеорологических условий, значения и длительности протекания тока КЗ, от рабочего напряжения; ориентировочные средние значения следующие: для сетей с напряжением до 35 кВ включительно tд=0,1 с, для сетей 110 кВ tд=0,17 с, для сетей 220 кВ tд=0,32 с.
Время запаса в выражениях, приведенных выше, принимается равным примерно 0,75 с. Данные для расчёта по (26) и (27) условиям находятся в технических паспортах приводов и выключателей. При выборе уставок выбирается большее из полученных времен.
Для сетей, состоящих из нескольких последовательно включенных участков с собственными выключателями и РЗ, ПУЭ предусматриваются следующие виды взаимодействия РЗ и АПВ: ускорение защиты после АПВ, ускорение защиты до АПВ, использование АПВ разной кратности. Эти мероприятия предназначаются для отключения КЗ, уменьшения тяжести последствий, повреждений и повышения эффективности АПВ с целью скорейшего восстановления электроснабжения потребителей.
Использование ускорения РЗ после АПВ позволяет ускорять отключения КЗ, особенно на головных участках сети, в частности путем снижения ступеней селективности с исправлением возможных неселективных отключений с помощью АПВ с обязательным ускорением РЗ после включения выключателя.
Рассчитаем однократное АПВ на фидере №6.
Время деионизации для сетей 6 кВ tд=0.1 с, время готовности выключателя и время включения выключателя для микропроцессорных защит SIPROTEC 4 соответственно равны tгв=0.3 с и tвв=0.05 с, время готовности привода tгп=0.15 с. Время запаса примем равным tзап=0,75 с. Рассчитываем уставки времени АПВ по формулам (26), (27), (28):

с;
с;
с.

Выбираем большую из уставок, т.е. t1АПВ=1 с.
Выполним ускорение защиты после АПВ, чтобы при неустранившемся коротком замыкании не создать в системе еще более неблагоприятную ситуацию, а так же для уменьшения влияния установившегося тока короткого замыкания на оборудование. По рекомендациям из литературы примем tуск=0.1 с.
Расчет АПВ для остальных фидеров выполняется аналогично, результаты сведены в таблицу 5.

Таблица 5. Выбор уставок АПВ. 
	Ф№1	Ф№5	Ф№6	Ф№18	Ф№19	Ф№20	Ввод №1 	Ввод №2	
tд	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	
tгв	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3	
tвв	0,05	0,05	0,05	0,05	0,05	0,05	0,05	0,05	
tгп	0,15	0,15	0,15	0,15	0,15	0,15	0,15	0,15	
t1апвГП	0,9	0,9	0,9	0,9	0,9	0,9	0,9	0,9	
t1апвГВ	1	1	1	1	1	1	1	1	
t1апвД	0,85	0,85	0,85	0,85	0,85	0,85	0,85	0,85	
t1апв	1	1	1	1	1	1	1	1	
tсзмакс	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3	0,9	0,9	
tвозврАПВ	4,3	4,3	4,3	4,3	4,3	4,3	4,9	4,9	
tуск	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	

Ввод №1 и №2 по стороне 35 кВ.

АВР на трансформаторах подстанции. Расчёт параметров срабатывания пусковых органов АВР

Устройства автоматического включения резерва (АВР) применяются в распределительных сетях и на подстанциях, имеющих два или более источников питания, но работающих по схеме одностороннего питания. Использования режима одностороннего питания может существенно снизить значения токов КЗ, что позволит применить более дешевую аппаратуру, а также в ряде случаев может упростить релейную защиту, обеспечить лучшие условия регулирования напряжения и т.д.
Схемы АВР выполняются по следующим основным требованиям:
Схема АВР должна приходить в действие при исчезновении напряжения на шинах подстанции по любой из двух причин:
а) При аварийном, ошибочном или самопроизвольном отключении выключателя рабочего питания, находящегося на данной подстанции (в этом случае немедленно должен автоматически включаться резервный источник питания; продолжительность перерыва питания в этих случаях определяется в основном собственным временем включения резервного выключателя. Такой "быстрый" АВР широко применяется и на электростанциях в системе собственных нужд и на подстанциях, за исключением подстанций с такими электродвигателями, для которых включение в противофазу является опасным.
б) При исчезновении напряжения на шинах или на линии, откуда питается рабочий источник; для выполнения этого требования в схеме АВР должен предусматриваться специальный пусковой орган, состоящий из реле, реагирующих на снижение напряжения рабочего источника питания, и реле, контролирующего наличие напряжения на резервном источнике питания. На подстанциях с крупными синхронными двигателями для ускорения действия АВР пусковой орган напряжения может дополняться реле понижения частоты или реле разности частот, запускающим АВР при снижении частоты на рабочем источнике, но при сохранении нормальной частоты на резервном, или устройством, реагирующим на скорость снижения частоты.
Контроль наличия напряжения на резервном источнике особенно важен для подстанций, у которых могут одновременно отключаться оба источника питания. В таких случаях пусковые органы АВР будут ждать появления напряжения на одном из источников питания без ограничения времени. Контроль частоты резервного источника питания предотвращает излишние срабатывания АВР при авариях, связанных со снижением частоты и работой устройств АЧР (автоматической частотной разгрузки).
. Напряжение срабатывания (замыкания) размыкающих контактов реле, реагирующих на снижение напряжения (минимальных реле), следовало бы выбирать таким образом, чтобы пусковой орган срабатывал только при полном исчезновении напряжения. Однако по условиям термической стойкости электромеханических реле их напряжение срабатывания не должно быть ниже 15В. Наряду с этим выбор очень низкого напряжения срабатывания, вызовет замедление действия АВР, поскольку двигатели нагрузки, вращаясь по инерции после отключения питания, могут при определенных условиях поддерживать на шинах достаточно медленно снижающееся напряжение. Поэтому рекомендуется принимать напряжение срабатывания минимальных реле напряжения

. (29)

Напряжение срабатывания максимального реле напряжения, контролирующего наличие напряжения на резервном источнике, определяется из условия отстройки от:

, (30)

где Uраб. мин - минимальное рабочее напряжение; kн - коэффициент надёжности, принимаемый в пределах 1,1 - 1,2; kв - коэффициент возврата реле 1,2 - 1,25. Таким образом, из выражения (31)

. (31)

Частота срабатывания частотного пускового органа АВР принимается в пределах 46-48 Гц.
. Пуск схемы АВР при снижении напряжения на шинах ниже принятого по формуле должен производиться с выдержкой времени для предотвращения излишних действий АВР при КЗ в питающей сети или на отходящих элементах, а также для создания при необходимости определенной последовательности действий устройств противоаварийной автоматики в рассматриваемом узле. Время срабатывания реле времени пускового органа напряжения АВР (tc. p. ABР) должно выбираться по следующим условиям:
По условию отстройки от времени срабатывания тех защит, в зоне действия которых КЗ могут вызывать снижения напряжения ниже принятого:

, (32)

где t1 - наибольшее время срабатывания защиты присоединений шин высшего напряжения подстанции; ∆t - ступень селективности, принимаемая равной 0,3 с.
По условию согласования действий АВР с другими устройствами противоаварийной автоматики узла. Например, для устройства с целью ожидания срабатывания двух циклов АПВ линии 110кВ:

, (33)

где tc. з - время действия той ступени защиты линии 110 кВ которая надежно защищает всю линию; t'C3 - время действия защиты линии 110 кВ, ускоряемой после АПВ; t1АПВ и t2АПВ - установки по времени первого и второго циклов двукратного АПВ линии 110 кВ; tзап = 2,5 - 3,5 с в зависимости от типов выключателей, реле времени в схемах защит, АПВ, АВР.
Для устройства АВР2 с целью ожидания срабатывания АВР1, расположенного ближе к источникам питания,

, (34)

где tзап =2-3 с в зависимости от типов выключателей и реле времени в схемах АВР1 и АВР2.
. Действие АВР должно быть однократным. Однократность обеспечивается: в схемах АВР на переменном оперативном токе использованием энергии предварительно поднятого груза или натянутых пружин в приводах выключателей, или энергии предварительно заряженных конденсаторов, а в схеме АВР на постоянном оперативном токе - применением специального промежуточного реле однократности включения, имеющего небольшое замедление на возврат после снятия напряжения с его катушки. Выдержка времени при возврате этого реле должна несколько превышать время включения выключателя резервного питания:

, (35)

где tвв - время включения выключателя резервного источника питания; tзan - время запаса, принимаемое равным 0,3 - 0,5 с.
Однако при необходимости ожидания предварительного срабатывания делительной защиты (автоматики) генераторов, синхронных компенсаторов или двигателей замедление по условию (40) может оказаться недостаточным и такая схема АВР выведется из действия раньше, чем сработает делительная защита. Для предотвращения отказа АВР по этой причине следует применять схему АВР с ожиданием (без ограничения времени) снижения напряжения принятого по формуле (34).
. Для ускорения отключения выключателя резервного источника питания при включении на неустранившиеся КЗ должно предусматриваться автоматическое кратковременное ускорение защиты. Это ускорение не допускается производить до 0 с (путем полного исключения выдержки времени) на резервных источниках питания собственных нужд электростанций, поскольку при этом возможны неправильные действия защиты резервного источника из-за кратковременных бросков пусковых токов или токов при АВР незатормозившихся двигателей. Такие же требования должны быть предъявлены к ускорению защит и на подстанциях, в нагрузке которых преобладают электродвигатели и понижающие трансформаторы (для последних характерны броски намагничивающего тока). Поэтому выдержка времени ускоряемых защит не должна быть менее 0,2 с. Защиты, имеющие время срабатывания не более 1,2 с, допускается не ускорять при действии АВР.
Рассчитаем АВР для секционного выключателя на 12 ячейке.
По формуле (31) напряжение срабатывания АВР:

В.

Время срабатывания по формулам (32) и (33):

,

где t1=0,9 - время срабатывания защиты на вводе ПС;

с,

где tсз=0,9 с - время срабатывания защиты, являющееся максимальным из всех времен срабатывания защиты на фидерах.
Из полученных двух значений установок выбираем большее, следовательно, tсрАВР=2,5 с.
АВР на секционном выключателе на стороне высшего напряжения рассчитывается по тем же формулам. Параметры АВР являются следующими: В; tсрАВР=3,1 с.
Карта установок автоматики представлена в графической части.

АЧР. Принципиальная схема и краткое описание

Снижение частоты более чем на 1-2 Гц - представляет серьезную опасность и может привести к полному расстройству работы энергосистемы.
При отсутствии вращающегося резерва единственно возможным способом восстановления частоты является отключение части наименее ответственных потребителей. Это и осуществляется с помощью специальных устройств - автоматов частотной разгрузки (АЧР), срабатывающих при опасном снижении частоты.
Следует отметить, что действие АЧР всегда связано с определённым ущербом, поскольку отключение линий, питающих электроэнергией промышленные предприятия, сельскохозяйственных и других потребителей, влечёт за собой недовыработку продукции, появление брака и т.п.
Устройства АЧР должны устанавливаться там, где возможно возникновение значительного дефицита активной мощности во всей энергосистеме или в отдельных её районах, а мощность потребителей, отключаемых при срабатывании АЧР, должна быть достаточной для предотвращения снижения частоты, угрожающего нарушением работы механизмов собственного расхода электростанций, что может повлечь за собой лавину частоты.
Устройства АЧР должны выполняться с таким расчётом, чтобы была полностью исключена возможность даже кратковременного снижения частоты ниже 45 Гц, время работы с частотой ниже 47 Гц не превышало 20 сек., а с частотой ниже 48,5 Гц - 60 сек.
Устройства АЧР, используемые для ликвидации аварийного дефицита активной мощности в энергосистемах, подразделяются на три основные категории. Первая категория автоматической частотной разгрузки AЧP1 быстродействующая (0,3 t=.0,5 сек.) с установками срабатывания от 48,5 Гц (в отдельных случаях от 49,2-49,3 Гц) до 46,5 Гц. Назначение очередей AЧP1 - не допустить глубокого снижения частоты в первое время развития аварии. Установки срабатывания отдельных очередей AЧP1 отличаются одна от другой на 0,1 Гц. Мощность, подключаемая к AЧP1, примерно равномерно распределяется между очередями. Вторая категория автоматической частотной разгрузки - АЧР2, предназначена для восстановления частоты до длительно допустимого значения - выше 49,0 Гц. Вторая категория АЧР2 работает после отключения части потребителей от AЧP1, когда снижение частоты прекращается, и она устанавливается на уровне 47,5-48,5 Гц.
Установки срабатывания всех АЧР2 принимаются близкими по частоте в диапазоне 48,5-48,8 Гц. Выдержки времени АЧР2 отличаются друг от друга на 3 сек. и принимаются равными 5-90 сек. Большие выдержки времени АЧР2 принимаются для того, чтобы постепенно довести частоту до нужной величины, не допустив повышения её до величины существенно выше 49 Гц. Считается, что энергосистема может устойчиво и длительно работать при частоте превышающей 49,2 Гц и доведение её до номинальной, означает, что будет отключена дополнительная часть потребителей, которая могла бы остаться в работе.
Совмещённая АЧР состоит из двух устройств АЧР1-АЧР2, действующих на ту же нагрузку. Кроме двух категорий автоматической частотной разгрузки - АЧР1 и АЧР2 в эксплуатации применяются некоторые другие очереди АЧР. Спецочередь АЧР - имеющая установки 49,2 Гц, 0,3-0,5 сек должна препятствовать понижению частоты ниже 49,2 Гц, а защитная очередь АЧР 49,1 Гц 0,3-0,5 сек. не должна допустить снижения частоты ниже 49 Гц, опасной вследствие возможной разгрузки атомных электростанций и дальнейшего снижения частоты.
Таким образом, в современных условиях имеется 2 системы АЧР. Одна - спецочередь и защитная очередь удерживает частоту на длительно допустимом уровне и нужна для работы системы при недостатке генерирующей мощности, когда не представляется возможным удерживать номинальную частоту, так как для этого требуется отключить добавочное количество потребителей. Вторая система АЧР нужна для работы при аварийно возникших больших дефицитах мощности, отключает значительно больший объём нагрузки и также доводит частоту до длительно допустимого уровня превышающего 49,0 Гц. Может применяться также дополнительная разгрузка по другим факторам, например при отключении линий связи или генератора, в результате которого внезапно возникает дефицит мощности.
Такая автоматика не дожидается снижения частоты и отключает нагрузку немедленно. Все эти виды автоматики имеют название - противоаварийная режимная автоматика.
Нетрудно заметить изменение приоритетов в этой противоаварийной автоматике - она предназначена удержать нормальную работу системы за счёт отключения потребителей. В конечном счете, пожертвовав частью потребителей, мы сохраняем в работе остальных.
В линейке устройств Micom защита изменения скорости частоты на основе измеряемой частоты рассчитывает градиент ее изменения. Данная функция позволяет определить и записать любые серьезные потери активной мощности, отключить соответствующих потребителей и восстановить устойчивость системы. В отличие от защиты по частоте защита изменения скорости частоты сработает до того как частота упадет ниже пороговой величины. Для введения эффективных установок защиты рекомендуется полностью принять требования энергосистемы. Функция защиты изменения скорости частоты также может быть использована для отключения параллельной работы систем. Защита изменения скорости частоты также может быть введена в действие по состоянию понижения частоты.

Заключение

В данной курсовой работе была рассчитана защита ПС 35/6 кВ на базе микропроцессорных терминалов Micom. Данное устройство защиты позволяет осуществить защиту линий, силовых трансформаторов, БСК и различных электродвигателей. На базе этих терминалов были рассчитаны необходимые токовые защиты подстанции. Все защиты удовлетворяют правилам устройства электроустановок по чувствительности, а так же обладают должной селективностью. Для обеспечения большей надёжности питания потребителей были рассчитаны установки автоматики повторного включения и автоматического ввода резерва. Так же в курсовой работе приведен принцип действия АЧР.

Список литературы

1. Правила устройства электроустановок. Издание седьмое, переработанное и дополненное с изменениями. - М.: Главгосэнергонадзор России, 2004.
. А.В. Ромодин, А.В. Кухарчук. Конспект лекций по дисциплине "Релейная защита и автоматизация систем электроснабжения". - Пермь, 2009.
. Каталог Micom. Устройства релейной защиты. - М., 2013.
. М.А. Шабад. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей: Монография. − Спб.: ПЭИПК, 2003
. Н.В. Чернобровов, В.А. Семенов. Релейная защита энергетических систем. - М.: Энергоатомиздат, 1998.
. Справочник по проектированию электроснабжения. Под ред. Ю.Г. Барыбина, Л.Е. Федорова и др. - М.: Энергоатомиздат, 1990.