Курсач по РЗА. Курсовая работа по дисциплине Релейная защита и автоматика электроэнергетических систем По теме Расчёт параметров и характеристик срабатывания для микропроцессорного устройства релейной защиты и автоматики СириусТ

• Название: Курсовая работа по дисциплине Релейная защита и автоматика электроэнергетических систем По теме Расчёт параметров и характеристик срабатывания для микропроцессорного устройства релейной защиты и автоматики СириусТ
• Анкор: Курсач по РЗА
• Дата: 16.04.2022
• Размер: 237.14 Kb.
• Имя файла: Kursovaya_rabota_po_RZA_Barvinov_A_V_2863b_3.docx
• Тип: Курсовая; #478095

Министерство науки и высшего образования российской федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего образования

«Югорский Государственный Университет»

Институт нефти и газа


КУРСОВАЯ РАБОТА

По дисциплине: «Релейная защита и автоматика электроэнергетических систем»

По теме: «Расчёт параметров и характеристик срабатывания для микропроцессорного устройства релейной защиты и автоматики «Сириус-Т»»
Вариант – 3.5


Студент группы 2863б: Барвинов А.В.

Преподаватель: Кириченко А.Н.

Ханты-Мансийск

2019 г.

Содержание

ЗАДАНИЕ 3

Вариант задания 3

1.Расчёт токов короткого замыкания. 4

2.Расчёт максимальной токовой защиты трансформатора. 8

4.Определим время срабатывания МТЗ трансформатора. 11

5. Расчёт дифференциальной токовой защиты трансформатора 12

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 16

ЗАДАНИЕ

к курсовой работе по дисциплине «Релейная защита и автоматика электроэнергетических систем»


Необходимо выполнить:

1.Рассчитать параметры схемы замещения и токи короткого замыкания в точках К1 и К2 для схемы электроснабжения пункта приёма электроэнергии (ППЭ) промышленного предприятия.

2.Расчёт максимальной токовой защиты трансформатора

3. Расчёт продольной дифференциальной токовой защиты трансформатора.



Рисунок 1 – Принципиальная схема.

Вариант задания

Тип трансформатора Т1: ТРДН-25000/115/6,3-6,3. U_кмин=9,84%; U_{кмакс}=11,72%.

Мощность системы: S_GH= 2500 МВА.

Длина воздушной линии W1: L_W1= 10 км.

Количество, длина кабельных линий W₂: L_W2=0,8 км, n=5.

Время срабатывания защиты W₂: t_cзw2 = 1,3 с.

Общими для всех вариантов являются следующие исходные данные:

– относительное сопротивление питающей системы:

в максимальном режиме работы Х_Gmax= 1,0

в минимальном режиме работы Х_Gmin= 1,3

– удельные сопротивления проводов линии W₁: r₀₁=0,32 Ом/км; х₀₁=0,4Ом/км.

– удельные сопротивления проводов линии W₂: r₀₂=0,21 Ом/км; х₀₂=0,08 Ом/км.

– параметры нагрузки: S_нагр= 0,7 S_Т1Н =17500 ВА; Х_нагр= 0,35.

1. Расчёт токов короткого замыкания.

Схема замещения СЭС для расчёта токов короткого замыкания представлена на Рисунке 2.
1.1. Расчёт параметров схемы замещения.

Базисное напряжение:

U_б= U_ср.ВН= 115 кВ. (1.1)

Сопротивление системы G:

= ; (1.2)

= . (1.3)



X_G*max, X_G*min-– относительное сопротивление питающей системы в максимальном и минимальном режимах (исх. данные).

Сопротивление ВЛ W₁:

r_W1 = r_W01l_W1 = 0,32 10  3,2 Ом; (1.4)

г
Рисунок 2 – схема замещения.
де r_w01-погонное активное сопротивление ВЛ (исх. данные);

l_w1-длина ВЛ (исх. данные);

х_W1 = х_w01l_W1 = 0,4 10 = 4 Ом. (1.5)

где x_w01-погонное индуктивное сопротивление ВЛ (исх.

данные); l_w1-длина ВЛ (исх. данные);
Сопротивление трансформатора Т₁:

;

(1.6)
(1.7)

где S_нт1- мощность трансформатора (исх. данные);

U_к%max, U_к%min–напряжение КЗ при макс. и мин. нагрузке (исх. данные);

(1.8)

,

т.к. берём (1.9)

; Для трансформатора 10 кВ: U_РПН% = 16%. (1.10)

Сопротивление кабельной линии W₂:

(1.11)

(1.12)

где r_w02 , x_w02-погонное активное и индуктивное сопротивления КЛ (исх. данные); l_w2-длина ВЛ (исх. данные); n- число параллельных линий (исх. данные); U_сн– напряжение на вторичной обмотке трансформатора (исх. данные).

2. 
   Расчёт токов короткого замыкания в намеченных точках схем
   

Вычисления максимально возможного тока КЗ производиться при наименьшем сопротивлении питающей системы в максимальном режиме работы (Х_Gmax) и минимальном сопротивлении трансформатора (Х_Т1min). Для практических расчётов токов КЗ за понижающим трансформатором, пользуются методом наложения аварийных токов на токи нагрузки трансформатора в пред аварийном режиме. В основу метода положено предположение о постоянстве номинального напряжения U_ном на сторонах СН и НН трансформатора, которое обеспечивается автоматикой РПН.

Таким образом:



(1.13)



(1.14)

где U_б – базисное напряжение (из 1.1);

r_w1, x_w1- активное и индуктивное сопротивления ВЛ (из 1.4-1.5);

U_сн– напряжение на вторичной обмотке трансформатора (исх. данные);

U*_РПН – половина полного (суммарного) диапазона регулирования напряжения на стороне ВН трансформатора (из 1.10);

- сопротивление трансформатора при минимальном режиме работы (из 1.6);

X_Gmax-– сопротивление питающей системы в максимальном режиме (из 1.2).

Приведение к нерегулируемой стороне НН следует производить не по среднему коэффициенту трансформации, а по минимальному, соответствующему тому же крайнему положению РПН, при котором вычисляется этот ток.

Вычисления минимального тока КЗ следует производить при наибольшем сопротивлении питающей системы в минимальном режиме её работы (Х_Gmin) и наибольшем сопротивлении трансформатора (Х_Т1max).

Таким образом:



(1.15)



(1.16)

где U_б – базисное напряжение (из 1.1);

r_w1, x_w1- активное и индуктивное сопротивления ВЛ (из 1.4-1.5);

U_сн– напряжение на вторичной обмотке трансформатора (исх. данные);

=126 кВ (из 1.9)

U*_РПН – коэффициент трансформации (из 1.10);

- сопротивление трансформатора при максимальном режиме работы (из 1.7);

X_Gmin-– сопротивление питающей системы в минимальном режиме (из 1.3).

Определяем минимальный ток 2-х фазного КЗ для точки К1:

(1.17)

(1.18)

где – минимальный ток трехфазного КЗ в точке К1 приведённый к высшей обмотке (из 1.19);

– минимальный ток трехфазного КЗ в точке К1 приведённый к низшей обмотке (из 1.20);

Такие же расчёты производим для точки К2.



(1.21)

(1.22)



(1.23)

(1.24)

где U_б – базисное напряжение (из 1.1);

r_w1, x_w1- активное и индуктивное сопротивления ВЛ (из 1.4-1.5);

r_w2, x_w2- активное и индуктивное сопротивления КЛ (из 1.11-1.12);

U_сн– напряжение на вторичной обмотке трансформатора (исх. данные);

=126 кВ (из 1.9)

U*_РПН – коэффициент трансформации (из 1.10);

X_Gmax, X_Gmin-– сопротивление питающей системы в максимальном и минимальном режимах (из 1.2-1.3).

Минимальный ток 2-х фазного КЗ для точки К2:





где – минимальный ток трехфазного КЗ в точке К2 приведённый к высшей обмотке (из 1.32);

– минимальный ток трехфазного КЗ в точке К2 приведённый к низшей обмотке (из 1.33);

Все полученные значения токов короткого замыкания сводим в таблицу 1.

Таблица 1

Ток КЗ Точка КЗ
K1	1,377	21,11	0,852	17,044	0,738	14,76
K2	1,214	18,618	0,802	16,038	0,694	13,889

2. Расчёт максимальной токовой защиты трансформатора.

1. 
   Выбираем ток срабатывания МТЗ, установленной на секционном выключателе QB1. Максимальный рабочий ток через выключатель QB1 может быть в худшем случае равным максимальному рабочему току любого из двух трансформаторов подстанции. В свою очередь для каждого из трансформаторов I_раб.max при введении АВР не должен быть более 0,65….0,7I_нт.
   

Ток срабатывания защиты на выключателе QB1определяем по формуле:



где К_o - коэффициент отстройки, учитывающий погрешности реле и необходимый запас: для РТ-40, РТ-80 принимается равным 1,1… 1,2;

К_В - коэффициент возврата реле: для РТ-40, РТ-80 принимается равным 0,8…0,85;

К_СЗП - коэффициент самозапуска электродвигателей нагрузки.

Приближенный расчёт самозапуска электродвигателей.



где Sнт- мощность трансформатора (исх.данные);

U_срН- напряжение на низшей обмотке (исх.данные).

Сопротивление нагрузки в именованных единицах:

(2.2)

где - максимальный рабочий ток (из 2.1);

X_*нагр–сопротивление нагрузки относительное (исх.данные);

U_срН- напряжение на низшей обмотке (исх.данные).

Ток самозапуска находим как ток трёхфазного КЗ за эквивалентным сопротивлением, приведённым к ступени низкого напряжения:



;(2.3)

где - максимальный рабочий ток (из 2.1);

X_нагр–сопротивление нагрузки в именованных единицах (из 2.2);

U_б – базисное напряжение (из 1.1);

- сопротивление трансформатора при минимальном режиме работы (из 1.6);

r_w1, x_w1- активное и индуктивное сопротивления ВЛ (из 1.4-1.5);

U_сн– напряжение на вторичной обмотке трансформатора (исх. данные);

X_Gmax, X_Gmin-– сопротивление питающей системы в максимальном и минимальном режимах (из 1.2-1.3).

Ток самозапуска:

;(2.4)

гдеU_сн– напряжение на вторичной обмотке трансформатора (исх. данные);

R_э + jX_э = Z_э – эквивалентное сопротивление
Коэффициент самозапуска:

; (2.5)

где - максимальный рабочий ток (из 2.1); - токсамозапуска (из 2.4).
Минимальное остаточное напряжение на шинах подстанции в начале самозапуска:

(2.5)

где - токсамозапуска (из 2.4);

X_нагр–сопротивление нагрузки в именованных единицах (из 2.2);

U_нн– напряжение на вторичной обмотке трансформатора (исх. данные);

Проверим возможность самозапуска. Найдём в относительных единицах.



Для успешного самозапуска должно выполняться следующее условие:





Условие выполняется, а значит самозапуск двигателя возможен.
Ток срабатывания МТЗ, установленной на секционном выключателе QB1:

; (2.7)

Определяем коэффициент чувствительности:

(2.8)

где - ток срабатывания МТЗ ;

- минимальный тока КЗ в точке К1 (из табл.1).

Время срабатывания МТЗ на QB1:

t_СЗQB1 = t_СЗW2 + Δt = 1,3 + 0,4 = 1,7 с; (2.9)

где t_{СЗW2 –} время срабатывания защиты (исх.данные)

2. 
   Определяем ток срабатывания МТЗ трансформатора, установленной на стороне высокого напряжения. В качестве тока срабатывания примем наибольшее значение, найденное по следующим расчётным условиям.
   

1)По условию отстройки от самозапуска ЭД нагрузки:

; (2.10)















т.е. самозапуск возможен.

Коэффициент самозапуска:



2)По условию отстройки от тока перегрузки




где I_рабmaxT1= I_рабmaxT2= 0,7I_НТ1; K_СЗП – коэффициент самозапуска нагрузки, подключённой к трансформатору Т2. Значение K_СЗП принимается равным значению, полученному для соответствующего рабочего тока в пункте 1. K' ₀ =1,5…1,6 –коэффициент, учитывающий увеличение тока через трансформатор Т1 из-за понижения напряжения на шинах НН при подключении к нему после АВР затормозившихся двигателей, ранее питавшихся от трансформатора Т2.

Так как нагрузка предприятия задана как общепромышленная, т. е. имеющая в своём составе незначительную долю высоковольтных двигателей, то ток срабатывания может быть определен по упрощенному выражению



3)По условию согласования с МТЗ, установленной на секционном выключателе QB1. Защита, располоеженная ближе к источнку питания должна быть менне чуствительна, то есть иметь большгий ток срабатывания.



Приводим ток срабатывания МТЗ к стороне ВН трансформатора



;

где K_НС = 1,2…1,25– коэффициент надёжности согласования; I_рабmaxT1= I_рабmaxT2= 0,7I_НТ1

2. 
   _{Проверяем чувствительность защиты в основной и резервной зоне МТЗ при заданной раздельной работе трансформаторов}
   

Где I⁽²⁾_КminHH– минимальный ток двухфазного к.з. на шинах НН трансформатора, приведенный к стороне ВН;I⁽²⁾_КminКЛ – минимальный ток двухфазного к.з. в конце отходящей от шин НН трансформатора кабельной линии, приведённый к стороне ВН;

I_сз – принятое значение тока срабатывания МТЗ.

Таким образом, коэффициент чувствительности в основной и резервной зоне защиты удовлетворяет требованиям ПУЭ

2. Определим время срабатывания МТЗ трансформатора.

Время срабатывания для первой ступени МТЗ трансформатора, действующей на отключение вводного выключателя Q2, выбирается на ступень селективности больше, чем у МТЗ секционного выключателя QB1

t'_СЗТ1 = t_СЗQB1 + Δt = 1,7 + 0,4 = 2,1 с; (2.23)

где t_{СЗW2 –} время срабатывания защиты (исх.данные).

Время срабатывания для второй ступени защиты, действующей на отключение выключателя Q1 на стороне ВН трансформатора

t''_СЗТ1 = t'_СЗТ1 + Δt = 2,1 + 0,4 = 2,5 с; (2.24)

5. Расчёт дифференциальной токовой защиты трансформатора

1. 
   Определяем первичные токи на сторонах ВН и НН защищаемого трансформатора, соответствующие его номинальной мощности. Затем по этим первичным токам определяются вторичные токи в плечах защиты, исходя из коэффициентов трансформации и коэффициентов схемы соединения вторичных обмоток ТТ:
   

Таблица 1 - Расчёт уставок, определяющих вторичные токи в плечах защиты, соответствующие номинальной мощности защищаемого трансформатора.

Наименование величины	Обозначение и метод определения	Числовые значения для сторон
		ВН	НН
Первичный ток на сторонах защищаемого трансформатора, соответствующий его номинальной мощности (А)
Коэффициент трансформации ТТ	KI (IпервТТ/IвторТТ)	150/5 = 30	3000/5 = 600
Схема соединения ТТ (коэффициент схемы Ксх)	-
Вторичный ток в плечах защиты (А)

Рассчитанные базисные токи сторон проверяем на попадание в допустимый диапазон выравнивания, определяемый номинальным током входа устройства. Для Iном = 5Абазисные токи должны входить в диапазон: (1,01 – 10,00) А. Значения 4,18 и 3,82 укладываются в указанный диапазон.

С учётом реально используемого диапазона регулирования РПН, принимаем уставку «Размах РПН, %» равной 16.

Уставки «Группа ТТ ВН» и «Группа ТТ НН»подбираются с учётом группы защищаемого трансформатора и групп сборки измерительных ТТ по таблицам, указанным в [2].

Пусть в соответствии с принятым обозначением [2] используется первый тип подключения дифференциальной защиты, то есть разноименные группы сборки ТТ. Для трансформатора Yd-11 в сети с заземлённой нейтралью на стороне ВН (110 кВ) по таблицам получаем следующие значения уставок: «Группа ТТ ВН — 11» и «Группа ТТ НН — 0».

2. 
   Выбор уставки чувствительной дифференциальной защиты (ДЗТ-2)
   

Таблица 2 – Расчёт уставок чувствительной ступени дифференциальной защиты

Наименование величины	Обозначение метод определения	Числовое значение
Расчётный ток небаланса при протекании тока равного базисному (в относительных единицах)	IНБ РАСЧ* = КПЕР КОДН ⋅ ε + ΔUРПН + ΔfДОБАВ
Выбор уставки срабатывания	Должно выполняться условие Iд1/Iбаз ≥ КОТС IНБРАСЧ. *
Принятое значение базовой уставки срабатывания	«Iд1/Iбаз» диапазон уставки: (0,3—1,0) IБАЗ	Принимаем 0,5
Коэффициент снижения тормозного тока	КСН.Т. = 1 – 0,5 ⋅ I НБ РАСЧ.*
Расчётный коэффициент торможения в процентах	КТОРМ = = 100⋅ КОТС⋅ I НБ РАСЧ.* / КСН.Т.
Принятое значение уставки коэффициента торможения (округление до целого числа)	«КТОРМ, %» диапазон уставки:(10—100) %	65
Принятое значение уставки второй точки излома	«Iт2/Iном» рекомендуемый диапазон уставки: (1,0—2,0) IНОМ	2
Принятое значение уставки блокировки по второй гармонике	Iдг2/Iдг1 диапазон уставки: (0,06—0,20)	0,15

3. 
   Выбираем уставоки дифференциальной отсечки.
   

Таблица 3 – Расчёт уставок дифференциальной отсечки

Наименование величины	Обозначение и метод определения	Числовое значение
Максимальный ток внешнего КЗ на стороне НН, приведённый к стороне ВН, А	IКЗ ВНЕШ. МАКС	1376,73
Расчётный ток максимального внешнего КЗ приведённый к номинальному току трансформатора (в относительных единицах)	IКЗ ВНЕШ. МАКС*= = IКЗ ВНЕШ. МАКС /IНОМ. ВН	1376,73/ 125,5 = 10,97
Расчётный ток небаланса при внешнем КЗ	IНБ = КОТС (КПЕР КОДН⋅ ε + ΔUРПН +ΔfДОБАВ) IКЗ ВН.МАКС*	1,5.(3.1.0,05+0,16+0,04).10,97=5,76
Выбор уставки срабатывания с учётом отстройки от БНТ и небаланса при внешнем КЗ	должно выполняться условие: Iдиф/Iбаз ≥ IНБ и Iдиф/Iбаз ≥ 6	принимаем значение 6
Принятое значение уставки (округление до одного знака после запятой)	«Iдиф/Iбаз» диапазон уставки: (4,0—30,0) IБАЗ	6,0

4. 
   Построение тормозной характеристик дифференциальной защиты.
   

Рисунок 3 – тормозная характеристика дифференциальной защиты

Характеристика имеет три участка:

УЧАСТОК 1 (отрезок А – B): точка В (точка первого излома характеристики) получается, как пересечение уставки с прямой, проходящей через начало координат и точку С. На данном участке дифференциальный ток, необходимый для отключения, постоянный.

УЧАСТОК 2 (между точками В и С): точка С определяется двумя уставками – наклоном прямой «ДЗТ-2 – Кторм, %» и «ДЗТ-2 – Iт2/Iбаз».

УЧАСТОК 3 (правее точки С ): начало лежит в точке С, наклон участка постоянен и равен 60 градусам.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данной работе произведён расчёт токов короткого замыкания, а также расчёт продольной дифференциальной токовой защиты и расчёт максимальной токовой защиты трансформатора. Построен график тормозной характеристики.

Конечным результатом выполнения курсовой работы, стали значения параметров срабатывания элементов релейной защиты и автоматики системы электроснабжения.
Максимальная токовая защита в цепи секционного выключателя QB1:

-Ток срабатывания защиты: I_СЗQB1= 3258 (А);

-Время срабатывания защиты секционного выключателя QB1: t_СЗQB1 = 2 (c);

-Коэффициент чувствительности защиты в основной зоне: К_ЧОСН = 2,78.
Максимальная токовая защита, установленная на стороне ВН трансформатора:

-Ток срабатывания защиты: I_СЗQB1= 512,38 (А);

-Коэффициент чувствительности защиты в основной зоне: К_ЧОСН = 1,47;

-Коэффициент чувствительности защиты в резервной зоне: К_ЧОСН = 1,43;

-Время срабатывания первой ступени защиты трансформатора: t’_СЗТ1 = 2,4 (с);

-Время срабатывания первой ступени защиты трансформатора: t’’_СЗТ1 = 2,8 (с).
Параметры и характеристики срабатывания дифференциальной токовой защиты трансформатора:

- Принятое значение базовой уставки срабатывания: 0,5;

- Принятое значение уставки коэффициента торможения: 65;

- Принятое значение уставки второй точки излома: 2;

- Принятое значение уставки блокировки по второй гармонике: 0,15;

- Принятое значение уставки: 6.


Список источников???