Методические указания по выполнению курсового проекта по дисципл. Методические указания по выполнению курсового проекта по дисциплине Релейная защита
 Скачать 2.24 Mb.
|
|
ВВЕДЕНИЕ Целью курсового проекта является углубление знаний и приобретение студентами практических навыков по выбору типов релейной защиты (РЗ) и противоаварийной автоматики (ПА), расчету уставок и разработке схем устройств релейной защиты. Реальное проектирование релейной защиты осуществляется для понизительной или тяговой подстанции и проводится в несколько этапов. На первом этапе анализируются параметры нормального и аварийного режимов работы защищаемого присоединения и намечаются принципиальные решения в части защиты, обеспечивающие требуемые технические характеристики и выполнение требований быстродействия, селективности, чувствительности, надежности и резервирования. На втором этапе выбирают рабочие уставки устройств защиты, строят графики селективности, на третьем составляют полные схемы устройств защиты. Курсовое проектирование отражает все этапы реального проектирования, и с учетом отводимого на его выполнение времени, максимально приближено к нему. По заданию предполагается проектирование только одного комплекта релейной защиты, устанавливаемого на выключателях указанного присоединения. Во время курсового проектирования студенты должны использовать знания в области релейной защиты, автоматики и электроснабжения, полученные при изучении соответствующих дисциплин. В методических указаниях приведена рекомендуемая последовательность выполнения курсового проекта. 1.ВЫБОР РЕЛЕЙНЫХ ЗАЩИТ И УСТРОЙСТВ ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ АВТОМАТИКИ ДЛЯ ВСЕХ ПРИСОЕДИНЕНИЙ ПОДСТАНЦИИ Исходя из типа подстанции с учетом типовых решений [1,2,7], а также в соответствии с приведенными в [3,6,11] рекомендациями необходимо выбрать все виды защиты от аварийных и ненормальных режимов и автоматики для всех присоединений тяговой подстанции. Набор РЗ для питающих линий электропередачи, понизительных и тяговых трансформаторов определяется типом подстанции (опорная, транзитная, отпаечная или тупиковая). При выборе защиты и автоматики для каждого присоединения подстанции указываются: режимы, на которые защита и автоматика реагирует; исполнительный элемент (коммутационный аппарат или сигнальное устройство), на которое защита и автоматика действует при срабатывании, время срабатывания защиты и автоматики; способ пуска автоматики, наличие ускорения защиты после действия противоаварийной автоматики. Результаты выбора защиты и автоматики для всех присоединений сводятся в таблицу. Пример оформления приведен на табл.1. Таблица 1 Защиты элементов подстанции (пример оформления)
Окончание табл. 1
В таблице указываются направленность каждой ступени защиты, количество ступеней и т.д. В курсовом проекте допускается применение только стандартных сокращений, принятых в технике релейной защиты и автоматики. Некоторые из них приведены ниже. Эти обозначения надо использовать при нанесении выбранных устройств РЗА на однолинейную схему. Все выбранные защиты и устройства автоматики показываются на однолинейной схеме в виде условных обозначений у соответствующих присоединений подстанции. При нескольких однотипных присоединениях выбранные устройства защиты и автоматики указываются только у одного из них. Пример обозначения приведен на рис. 1.  Рис. 1. Пример обозначения типов защит на однолинейной схеме Применяемые обозначения типов защит: АВР – автоматическое включение резерва. АПВ – автоматическое повторное включение; ВЧЗ (ВЧБ) – высокочастотная защита (блокировка); ГЗ – газовая защита; ДЗ – дистанционная защита (ДЗ2 – второй ступени); ДЗН – дистанционная направленная защита (например, ДЗН3 – третьей ступени), ДЗШ, ДЗЛ, ДЭТ – дифференциальная защита соответственно шин, линии, трансформатора; ЗМН – защита по минимальному напряжению; ЗП – защита от перегрузки; МНТЗ – максимальная направленная токовая защита; МТЗ – максимальная токовая защита; МТЗн – МТЗ с блокировкой по минимальному напряжению; МТЗо – максимальная токовая защита нулевой последовательности (земляная защита) ; ПЗ – потенциальная защита; ТАПВ (ОАПВ) – трехфазное (однофазное) АПВ; ТЗ – тепловая защита; ТО – токовая отсечка; УТЗ – устройство телезащиты. 2. РАСЧЕТ УСТАВОК ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ Дальнейшее проектирование ведется только для одного заданного присоединения подстанции. В результате выполнения этого раздела должны быть определены уставки защиты и автоматики, длина защищаемых и мертвых зон для всех ступеней указанных устройств защиты и автоматики, рассчитаны вторичные параметры срабатывания всех реле, входящих в схему защиты и автоматики, определено время срабатывания всех ступеней этих защит и устройств автоматики, разработана система пуска ПА. Прежде чем приступить к расчету уставок РЗ составляется график селективности защиты от потребителя до шин питающего напряжения подстанции. График селективности определяет основные зоны действия и зоны резервирования защит и их ступеней, времена срабатывания, обеспечивающие селективность работы при обеспечении максимально возможного быстродействия. На рис. 2 приведен пример построения графика селективности защиты.  Рис. 2. Построение графика селективности для присоединений подстанции: а – схема электроснабжения; б – график селективности Общие принципы построения системы защиты и автоматики в целом и требования к ним изложены в [1,6,9,11], а применительно к тяговым сетям – в [2,3,7]. Для устройств автоматики определяются уставки пусковых органов, например, реле контроля синхронизма для АПВУС, реле напряжения для АПВ с пуском по напряжению и т.д., и выдержки времени АПВ или АВР исходя из категории потребителей и условий работы защищаемого присоединения подстанции. 2.1. Расчетные режимы системы электроснабжения и принципы расчета токов короткого замыкания Расчетные условия работы РЗ определяются максимальными токами нагрузки, а также токами к.з. в минимальном и максимальном режимах работы энергосистемы и количеством трансформаторов, включенных на подстанции. При разработке проекта максимальный режим работы соответствует включенному состоянию всех генераторов на всех электростанциях, питающих систему, к которой подключена расчетная подстанция, включенному состоянию всех линий электропередачи (ЛЭП) внешнего электроснабжения. Минимальный режим работы характеризуется наименьшим количеством включенных генераторов на станциях и такой схемой включения ЛЭП и трансформаторов на подстанции, при которой ток к.з. в конце основной или резервной зон защиты имеет наименьшее значение. Для расчета минимального режима в курсовом проекте предлагается принимать расчетную схему с одним трансформатором на понизительной подстанции и минимальным значением мощности короткого замыкания на шинах высшего напряжения подстанции. В пояснительной записке должны быть приведены расчетные схемы подстанции для максимального и минимального режимов с нанесенными на нее результатами расчетов токов к.з. в местах установки защиты для всех присоединений подстанции. В связи с тем, что для большинства типов защиты и автоматики расчетным режимом при проверке чувствительности является двухфазное к.з. в минимальном режиме работы системы, этот режим также должен быть рассчитан. Расчеты токов к.з. допускается производить упрощенными методами без учета различной удаленности источников питания. Необходимость учета при расчетах РПН трансформаторов определяется автором, исходя из типа проектируемых защит. Для оценки зон действия и мертвых зон отдельных ступеней защиты линий строятся кривые изменения первичных значений тока (напряжения, сопротивления) к.з. для различных режимов вдоль линии. 2.2. Расчет уставок защиты трансформаторов Выполнение этого пункта проекта следует начинать с составления схем включения токовых и дифференциальных реле защиты. При этом набор защиты и автоматики по табл. 1 определяет схему и объем расчетов. При составлении схем включения защиты и автоматики трансформаторов можно использовать [6,8,11], а также руководящие указания по релейной защите. В соответствии с действующими руководящими указаниями по релейной защите и типовыми проектами на трансформаторах должны предусматриваться защиты от внутренних повреждений, от внешних к.з. и от ненормальных режимов. В зависимости от мощности трансформатора для защиты от внутренних повреждений принимаются либо токовая отсечка, либо дифференциальная защита. Для расчетов уставок указанных защит можно воспользоваться [3,6,8,11]. При расчете дифференциальной защиты следует ориентироваться на реле типа ДЗТ-11, либо ДЗТ-21 (по согласованию с преподавателем - на реле ДЗТ-31). При использовании реле ДЗТ-11 в начале расчета определяются номинальные токи для всех сторон защищаемого трансформатора:  (1)где  – номинальные напряжения высокой, средней и низкой сторон трансформатора соответственно, кВ;  – номинальная мощность защищаемого трансформатора, кВА.Далее выбираются номинальные коэффициенты трансформации трансформаторов тока (ТТ) для всех сторон по условию:  (2)где  – расчетные значения коэффициентов трансформации ТТ.Для трехобмоточного трансформатора, имеющего схему соединения обмоток Y//, расчетные значения коэффициентов трансформации определяются соответственно:  (3)После выбора номинальных коэффициентов трансформации ТТ определяются вторичные номинальные токи в плечах защиты:  , (4)где kсх – коэффициент схемы (kсх равен 1 для соединения ТТ в «звезду» и  для соединения ТТ в «треугольник»).При определении параметров срабатывания защиты коэффициенты трансформаторов тока должны выбираться так, чтобы в максимальном нагрузочном режиме вторичные токи трансформаторов тока во всех плечах защиты не превышали 5А. Плечо с наибольшим током принимают за основное, как правило, это плечо со стороны источника питания. Далее определяется ток срабатывания защиты. Расчет первичных параметров срабатывания всех защит производится независимо от типа применяемых реле. Первым условием выбора первичного тока срабатывания защиты является отстройка от тока небаланса:   (5)где КЗ – коэффициент запаса. При применении рeлe типа ДЗТ-11, КЗ принимается равным 1,5. Ток небаланса определяется по выражению:  (6)где  – относительная погрешность, обусловленная регулированием напряжения. Принимается равной половине полного суммарного диапазона регулирования (например, для трансформаторов ТДТНЖдиапазон регулирования напряжения ±12% (±81,5), т.е. Uрег = 0,12 );  – относительная погрешность от неточного выравнивания токов плеч защиты вследствие невозможности точной установки на реле расчетного числа витков; Iк max – максимальное значение тока к.з. на стороне ВН трансформатора при к.з. на стороне СН или НН; Кодн – коэффициент однотипности ТТ; Ка – коэффициент, учитывающий переходный режим к.з. (наличие апериодической составляющей); – допускаемая относительная погрешность ТТ.Вторым условием выбора первичного тока срабатывания защиты является отстройка от броска тока намагничивания:  (7)где  – номинальный ток со стороны ВН трансформатора; Котс – коэффициент отстройки защиты от бросков тока намагничивания. Коэффициент чувствительности дифференциального реле определяется при двухфазном внешнем к.з. по формуле: Кч =  , (8)где  – наибольший из вторичных токов, протекающих хотя бы в одном из реле защиты при двухфазном к.з. за трансформатором в минимальном режиме.Ток уставки срабатывания дифференциального реле определяется по выражению:  (9)Ток к.з. для проверки реле по чувствительности при схеме соединения ТТ в «треугольник» с тремя реле в случае повреждения за трансформатором на стороне обмоток, включенных в «звезду» у трансформатора Y// определяется:  (10)Ток к.з. для проверки реле по чувствительности при схеме соединения ТТ в «звезду» с тремя реле в случае повреждения за трансформатором на стороне обмоток, включенных в «треугольник» у трансформатора Y//.  (11)Расчеты дифференциальной защиты имеют целью определить не только первичные и вторичные токи срабатывания, но и количество витков обмоток дифференциального реле, включаемых в то или иное плечо защиты. Для расчетных условий необходимо определить расчетное число витков рабочей обмотки дифференциального реле:  , (12)где Fс.р – намагничивающая сила срабатывания реле, равная 100 А·вит для реле ДЗТ-11. Поскольку р.рас, как правило, не совпадает с числом витков р выводов обмотки, обозначенных на коммутаторе реле, число витков рабочей обмотки необходимо выбрать по условию:  (13)Выбранное число витков обмоток реле должно быть обозначено на схеме соединения обмоток дифференциального реле выполненного в проекте. Расчетное число витков первой уравнительной обмотки определяется по выражению:  (14)Расчетное число витков второй уравнительной обмотки определяется по выражению:  (15)Правильность выбора числа витков обмоток реле может быть проверена по условию:  (16)Число витков тормозной обмотки выбирается исходя из условия надежного несрабатывания защиты при внешних к.з. по выражению:  (17)где Iнб max – наибольший ток небаланса при трехфазном к.з. на одной из сторон СН или НН трансформатора, определяемый по выражению (6) с учетом fвыр; tg – тангенс угла наклона к оси абсцисс к касательной, проведенной из начала координат к характеристике срабатывания, соответствующей минимальному торможению. Для реле ДЗТ-11 tg равен0,87; kз – коэффициент запаса, равный 1,5. Погрешность от неточного выравнивания токов плеч защиты вследствие невозможности точной установки на реле расчетного числа витков уравнительных обмоток, определяется для сторон СН и НН трансформатора по выражению:  (18)В формулу (17) подставляется наибольшее из двух значений Iнб max. Последним шагом определяют коэффициент чувствительности дифференциального реле к двухфазным к.з. на стороне СН и НН по выражению:  (19)А также коэффициент чувствительности дифференциального реле к однофазному к.з. на стороне ВН:  (20)По результату расчета делается вывод о чувствительности защиты к повреждениям на обмотках и вводах трансформатора. Данные по параметрам дифференциальных и других типов применяемых реле приведены в [8] и частично в [6,11]. При оформлении данного раздела в пояснительной записке должны быть приведены не только результаты расчетов, но и расчетные схемы включения дифференциальных реле защиты, для которых производился расчет уставок. 2.3. Расчеты уставок защиты вводов и фидеров районной нагрузки Расчеты уставок производятся в соответствии с определенным ранее набором защит, приведенном в табл. 1. В зависимости от способа секционирования шин распределительного устройства районной нагрузки производится расчет следующих защит: защиты фидеров, защиты вводов, защиты на секционных выключателях (если они есть). При расчетах к.з. в линиях 6-35 кВ следует принимать марки проводов в соответствии с выбранными в курсовом проекте при проектировании подстанции. Следует иметь ввиду, что для линий 6-35 кВ, работающих с изолированной либо компенсированной нейтралью, защита от многофазных к.з. и однофазных замыканий на землю (о.з.з.), как правило, выявляется разными защитами. Защита от о.з.з. может быть выполнена в виде селективной защиты, указывающей поврежденный фидер и реагирующей на токи (мощность) нулевой последовательности. Вид защиты от однофазных замыканий на землю определяется в соответствии с принятой для подстанции схемой и типами измерительных трансформаторов тока в РУ-6-35 кВ, в соответствии с категорией потребителей, назначением линии или индивидуальным заданием. При выполнении селективной защиты и автоматики используются защиты типа ЗЗП-1 или ИЗС [5,6,11], либо разрабатывается электронная схема на основе типовых логических и функциональных элементов. При определении зон действия ступеней защиты фидеров принято считать, что релейная защиты и должна действовать без замедления при всех к.з., при которых остаточное напряжение в месте установки защиты ниже 0,6UН, где UН - номинальное напряжение защищаемого фидера. Это необходимо учитывать при определении зон действия и мертвых зон защиты и автоматики. При расчетах всех типов защит проверку по чувствительности следует проводить как для основной, так и для резервной зоны, с учетом находящихся в зоне защиты трансформаторов, а также производить проверку согласования защит по времени срабатывания с другими защитами и предохранителями. 2.4 Фидера и вводы распределительного устройства 27,5 кВ Расчеты уставок защиты производятся в соответствии с [2,3,4]. При этом защиты фидеров контактной сети подстанции должны согласовываться с защитами поста секционирования и резервировать их на всей фидерной зоне. Сопротивления тяговой сети при расчетах уставок для заданных типов контактной подвески можно принимать в соответствии с [2]. После расчета уставок защиты фидеров производится определение максимальных токов нагрузки, при которых обеспечивается работа защиты с коэффициентом отстройки  . Очевидно, что максимальный ток фидера контактной сети не может превышать максимально допустимый ток фазы понижающего трансформатора с учетом допустимой по ГОСТ 14209-85 перегрузки. В курсовом проекте этот ток определяется уставкой МТЗ ввода 27,5 кВ. Коэффициент отстройки определяется для токов нагрузки с учетом значения коэффициента мощности 0,7–0,8. В случае, если требуемый К0 не обеспечивается, необходимо предусмотреть меры по обеспечению его требуемой величины. Учитывая, что в соответствии с [1,7] и другими документами, определяющими требования к РЗ, защиты вводов должны резервировать защиты предыдущих фидеров, защиты фидера проверяются на чувствительность к к.з, в конце фидерной зоны, а для ввода 27,5кВ – у шин поста секционирования или у шин смежной подстанции (при работе поста секционирования в бестоковую паузу). Принципы обеспечения селективности защит и зоны действия ступеней при узловой и параллельной схемах питания приведены на рис.3. На рис.4 показаны зоны действия защит в схеме с двумя постами секционирования. Для схем узлового и параллельного питания расчетные условия и формулы для выбора уставок защит фидеров КС подстанций и постов секционирования приведены в табл. 2.  Рис. 3. Принцип защиты межподстанционных зон: а – узловая схема питания; б – параллельная схема питания; в – график селективности защиты фидера подстанции; г – график селективности защиты фидера поста  Рис. 4. Принцип защиты межподстанционных зон с несколькими ПС: а – схема питания; б – график селективности защиты фидера подстанции; в – график селективности защиты фидера ПС1; г – график селективности защиты фидера ПС2 Таблица 2 Расчетные условия и формулы для выбора уставок защит
Таблица 3 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
≤ котс2 Zк
Iн,max
≥ кч Zк
≥ кч Zк