Релейная защита. УМК. Релейная защита. Релейная защита и автоматизация систем электроснабжения учебнометодический комплекс
 Скачать 12.1 Mb.
|
|
3.7. Методические указания к выполнению заданий практических занятий 3.7.1. Задания и исходные данные При изучении дисциплины учебным планом предусмотрены практические занятия, основной целью которых является подготовка студентов к выполнению курсовой работы, а в перспективе – к выполнению соответствующих разделов ВКР. Занятие 1. Расчет токовых защит распределительной сети Применительно к схеме участка распределительной сети (рис. 3.7.1) рассчитать: - токи КЗ в точках К2…К5; - номинальные и максимальные рабочие токи; - максимальные токовые защиты. Варианты заданий приведены в табл. 3.7.1. Таблица 3.7.1
Примечание. Расшифровка обозначений приведена в исходных данных примера расчета (см. п. 3.7.2). Занятие 2. Расчет защит трансформатора Выбрать и рассчитать защиты трансформатора Т1(Т2) (рис. 3.7.1). Тип трансформатора приведен в табл. 3.7.1. Занятие 3. АПВ и АВР в распределительной сети Для схемы участка сети (рис. 3.7.1) выбрать и рассчитать автоматику на выключателе Q в соответствии с данными последней строки табл. 3.7.1. 3.7.2. Пример расчета релейной защиты и автоматики участка распределительной сети Участок распределительной сети, схема которого приведена на рис. 3.7.1, включает в себя: - шины 110 кВ источника питания сети; - питающие воздушные линии W1 и W2 напряжением 110 кВ; - подстанцию ПС 110/10 кВ; - кабельные линии W3 и W4; - распределительный пункт РП-10 кВ, к шинам которого подключена ТП 10/0,4 кВ и другие потребители, получающие питание по линиям W5 и W6. По усмотрению преподавателя, ведущего практические занятия, структура участка распределительной сети и исходные данные могут изменяться.  Рис. 3.7.1. Участок распределительной сети Исходные данные: - ток трехфазного КЗ на шинах источника питания 110 кВ I(3)КЗ max К1 = 10200 А; - средние напряжения ступеней приняты равными U1ср = 115 кВ; U2ср = 10,5 кВ; U3ср = 0,4 кВ; - длины линий W1 и W2 составляют lW1 =lW2 = 10 км; - данные трансформаторов Т1, Т2: тип – ТДН-10000/110, SТном = 10 МВ·А, UK =10,5 %; - длины линий W3 и W4 составляют lW3 =lW4 = 0,2 км; - данные трансформаторов Т3, Т4: тип – ТМГ-1000/10, SТном = 1 МВ·А, UK =5,5 %; - нагрузки линий W5 и W6 составляют IW5 =20 А и IW6 = 15 А; - выдержки времени МТЗ на выключателях Q13 иQ14 соответственно равны tQ13= 0,9 с, tQ14 = 0,8 с; - выдержка времени выключателя QFB при кратности КQFB> 12 составляет tQFB = 0,8 c. . Расчет токов КЗ Схема замещения участка распределительной сети приведена на рис. 3.7.2. Расчет токов КЗ выполняем в именованных единицах. Все сопротивления приводим к напряжению 115 кВ. Токи КЗ также приведены к этому напряжению.  Рис. 3.7.2. Схема замещения участка распределительной сети 1. Сопротивление энергосистемы  6,52 Ом2. Сопротивление линии W1 при погонном сопротивлении худ = 0,4 Ом/км составит  4 Ом.3. Сопротивление трансформатора Т1  = 138,9 Ом.4. Сопротивление трансформатора Т3  727,4 Ом.5. Сопротивление до точки K2  10,52 Ом.6. Ток КЗ в точке K2  6,32 кА.7. Сопротивление до точки K3  149,42 Ом8. Ток КЗ в точке K3  0,445 кА9. Сопротивление до точки K4  .Поскольку кабельная линия W3 короткая lW3 = 0,2 км, имеем соотношение xW3 <<  .Поэтому с достаточной точностью можно считать, что  = = 0,445 кА.9. Сопротивление до точки K5  876,82 Ом.10. Ток КЗ в точке K5  0,076 кА.Расчет номинальных и максимальных рабочих токов 1. Номинальный первичный ток трансформатора Т1  50,3 А.2. Номинальный вторичный ток трансформатора Т1  550,5 А.3. Максимальный рабочий ток линии W1 (W2) определяется по режиму, когда один из трансформаторов Т2 (Т1) отключен. В этом случае оставшийся в работе трансформатор будет перегружен. Для масляного трансформатора средней мощности допустимый коэффициент перегрузки KП1 = 1,5.  75,45 А.4. Номинальный первичный ток трансформатора Т3  55 А.5. Номинальный вторичный ток трансформатора Т3  1445 А.6. Максимальный рабочий ток линии W3 (W4) определяется по режиму, когда линия W4 (W3) отключена, а оставшаяся в работе линия несет на себе всю нагрузку РП-10 кВ. Учитывая, что распределительные трансформаторы Т3 и Т4 в нормальном режиме могут быть загружены до 90 % (Кзагр < 0,9), с учетом нагрузок линий W5 и W6 имеем Iраб max W3 = 2КзагрIТ3ном1 + IW5 + IW6 = 20,955 + 20 + 15 = 134 А. 7. Максимальные рабочие токи через секционные выключатели QB1, QB2 иQFB полагаем с запасом равными соответствующим номинальным токам трансформаторов с учетом нагрузок на шинах РП-10 кВ  =550,5 А; = 55 + 20 = 75 А; =1445 А.Расчет релейных защит и автоматики участка В качестве автоматического выключателя QFB (рис. 3.7.1) выбираем выключатель серии Emax фирмы ABB типа E2B со следующими параметрами: - номинальный ток In1 = 1600 А; - номинальное напряжение 690 В; - номинальная отключающая способность 42 кА; - микропроцессорный расцепитель PR121/p с характеристиками, приведенными на рис. 3.7.3. Для выключателя QFB в соответствии с исходными данными выбираем характеристику, обозначенную QFB (рис. 3.7.3). Согласование автомата QF1 (QF2)c автоматом QFB 1. Приводим ток КЗ в точке K5 к напряжению 0,4 кВ  21,85 кА.2. Определяем кратность тока КЗ по отношению к номинальному току автомата QFB  13,66. При этой кратности по характеристикам рис. 3.7.3 определяем зону (горизонтальный участок) и время срабатывания автомата tQFB = 0,8 с. 3. В качестве автоматических выключателей QF1 (QF2) целесообразно выбрать автомат той же серии, что и QFB. Это позволит эффективно согласовать выдержку времени, т. к. фирма гарантирует минимальное время отключения за счет высокой точности времятоковых характеристик микропроцессорных расцепителей. Ступень селективности этих автоматов принимаем Δt = 0,1 с. Автомат QF1 (QF2) выбираем так, чтобы номинальный ток автомата был бы не меньше рабочего максимального тока, т. е.  ,где  2601 А,где КП2 = 1,8 – допустимый коэффициент перегрузки для масляного распределительного трансформатора. Выбираем автомат серии Emax типа E3N с номинальным током In2 = 3200 А и номинальной отключающей способностью 65 кА.  Рис. 3.7.3. Характеристики автоматических выключателей серии Emax фирмы ABB 4. Определяем кратность тока КЗ  6,83.5. Выбираем время-токовую характеристику таким образом, чтобы во всем диапазоне токов КЗ, особенно при малых их значениях, характеристики не пересекались. При кратности тока KQF1 = 6,83 время срабатывания автомата QF1 должно быть не меньше, чем tQF1=tQFB + t = 0,8 + 0,1 = 0,9 c. На рис. 3.7.3 через точку с координатами (K=6,83 и t=0,9 c) проводим прямую, параллельную наклонной части характеристики автомата QFB. Поскольку кратности KQFB и KQF1 отличаются в два раза, выбранная характеристика QF1 обеспечит при одном и том же токе КЗ время срабатывания QF1 большее, чем время срабатывания QFB1. Расчет защит трансформатора Т3 (Т4) На трансформаторе Т3 (Т4) в соответствии с требованиями ПУЭ устанавливаются две защиты: - максимальная токовая защита (МТЗ); - токовая отсечка (ТО). 1. Приводим ток КЗ в точке K5 к напряжению 10,5 кВ  = 0,83 кА.2. Ток срабатывания токовой отсечки (ТО) на выключателе Q11 (Q12) Iсзо Q11 =  =1,30,83=1,08 кА.3. Ток срабатывания МТЗ на выключателе Q11 (Q12) Iсз Q11 =  =187,6 А.4. Время срабатывания МТЗ определяем, предварительно выбрав цифровой терминал защиты ТЭМП 2501. С точки зрения достижения селективности максимальную токовую защиту трансформатора Т3 (Т4) можно не согласовывать с защитой автомата QF1 (QF2), но для удобства эксплуатации лучше провести согласование. При кратности тока КЗ КТ3=  = 4,42время срабатывания МТЗ трансформатора Т3 (Т4) должно быть на ступень выше времени срабатывания автомата QF1 (tQF1 = 0,9 с). Ступень селективности принимаем Δt = 0,3 с. Из семейства времятоковых характеристик терминала защиты ТЭМП 2501 (см. инструкцию по защите) выбираем такую, чтобы обеспечить tQ11 = tQF1 + Δt = 0,9 + 0,3 = 1,2 с.  Рис. 3.7.4. Семейство характеристик RI-типа терминала защиты ТЭМП 2501 Выбираем характеристику RI-типа (рис. 3.7.4) с тем, чтобы не слишком сильно возрастало время срабатывания при снижении тока КЗ. При кратности тока КТ3=4,42 и времени срабатывания tQ11 =1,2 с получаем точку А на рис. 3.7.4. Из формулы для характеристики RI-типа  , (1)где k – временной коэффициент от 0,005 до 1; I – входной ток; Iпуск – уставка по пусковому току (то же самое, что уставка по току Iуст), для нашего случая вместо Iпуск и I подставляем пропорциональные им значения тока срабатывания защиты и тока КЗ. Вычислим значение коэффициента k для координат точкиA  = 0,343. (2)Характеристика МТЗ на выключателе Q11 (Q12) определена – это кривая 1(МТЗ Q11) на рис. 3.7.4. Расчет МТЗ на выключателе QB2 1. Максимальный рабочий ток выключателя QB2 определим как больший из рабочих токов первой и второй секций РП-10 кВ  =75 А. 2. Ток срабатывания МТЗ на выключателе QB2 следует отстраивать от тока срабатывания МТЗ на выключателе Q11 (согласование МТЗ по току) Iсз QВ2 = 1,1Iсз Q11 = 1,1187,6 = 206,4 А. 3. Приводим ток КЗ в точке K4 к напряжению 10,5 кВ  = 4,87 кА.4. Определяем кратность тока КЗ по отношению к току срабатывания защиты  = 26. По кривой 1(МТЗ Q11) рис. 3.7.4 определяем время срабатывания МТЗ на выключателе Q11 при кратности K = 26, считая, что время срабатывания при этой кратности равно времени срабатывания при предельной кратности равной 20. С запасом принимаем tQ11 = 1,1 с. 5. На выключателе QB2 устанавливаем тот же терминал цифровой защиты ТЭМП 2501. Выбираем времятоковую характеристику RI-типа по условию согласования ее с характеристикой МТЗ на выключателе Q11 (Q12), т. к. из четырех присоединений обеих секций РП-10 кВ МТЗ на выключателе Q11 (Q12) имеет наибольшую выдержку времени (1,1 с). Согласование ведем по точке КЗ за местом установки МТЗ на выключателе Q11. Ток КЗ до этой точки равен току КЗ в точке K4. 6. Время срабатывания МТЗ на выключателе QB2 при КЗ в точке K4 должно быть на ступень селективности выше, чем tQ11 tQB2 = tQ11 + Δt= 1,1 + 0,3 = 1,4 с. 7. Этому времени срабатывания соответствует кратность  =23,6.Попадаем в независимую часть характеристик (рис. 3.7.4), поскольку кратность КQB2 > 20. 8. Подставляем в формулу (2) вместо кратности 23,6 предельную кратность 20 и рассчитываем коэффициент k k = 1,4(0,339 – 0,236·1/20) = 0,458. Строим кривую 2 (МТЗ QB2) на рис. 3.7.4. Расчет МТЗ на выключателе Q9 (Q10) 1. Ток срабатывания защиты  =254 А2. Кратность тока  = 19,2.3. Попадаем в независимую часть характеристики, поскольку кратность КQ9 20. Рассчитываем выдержку времени МТЗ на выключателе Q9 tQ9 = tQB2 + Δt= 1,4 + 0,3 = 1,7 с. 4. Рассчитываем по формуле (2) коэффициент k k = 1,7(0,339 – 0,236·1/19,2) = 0,55. 5. На рис. 3.7.4 строим характеристику 3 (МТЗ Q9). Расчет МТЗ на выключателе Q7 (Q8) 1. Эту защиту по условию селективности можно не согласовывать с МТЗ на выключателе Q9 (Q10), но для удобства эксплуатации это требуется tQ7 = tQ9 + Δt= 1,7 + 0,3 = 2 с. 2. По тем же соображениям удобства эксплуатации согласовываем по току МТЗ на выключателе Q7 и МТЗ на выключателе Q9  = 279,4 А.3. Кратность тока  17,4.4. Рассчитываем по формуле (2) коэффициент k k = 2(0,339 – 0,236·1/17,4) = 0,65. 5. На рис. 3.7.4 строим кривую 4 (МТЗ Q7). Расчет МТЗ на выключателе QB1 1. Ток срабатывания защиты  1043 А. 2. Кратность тока  4,7.3. Время срабатывания согласовываем с наибольшим из времен срабатывания всех присоединений обеих секций. Пусть наибольшее время будет tQ7 = 2 с. Тогда tQB1 = tQ7 + Δt= 2 + 0,3 = 2,3 с. 4. Рассчитываем по формуле (2) коэффициент k k = 2,3(0,339 – 0,236 · 1/4,7) = 0,66. 5. Кривая 5(МТЗ QB1) строится аналогично другим пунктирным кривым рис. 3.7.4 (практически совпадает с кривой 4 (МТЗ Q7)). Расчет МТЗ на выключателе Q5 (Q6) 1. Ток срабатывания защиты  1564,7 А; 825,8 А.2. Время срабатывания МТЗ на выключателе Q5 согласовываем с временем срабатывания МТЗ на выключателе QB1 tQ5 = tQB1 + Δt= 2,3 + 0,3 = 2,6 с. 3. Кратность тока  .4. Рассчитываем по формуле (2) коэффициент k k = 2,6(0,339 – 0,236·1/3,1) = 0,68. 5. Кривая 6 (МТЗ Q5) строится аналогично другим пунктирным кривым рис. 3.7.4 (практически совпадает с кривыми 4 (МТЗ Q7) и 5(МТЗ QВ1)). Расчет МТЗ на выключателе Q3 (Q4) 1. Ток срабатывания защиты  157,3 A.В данной формуле коэффициент 1,1 вводится с целью согласования по току МТЗ на выключателе Q3 с МТЗ на выключателе Q5. 2. МТЗ на выключателе Q3 согласовывается по времени с МТЗ на выключателеQ5 tQ3 = tQ5 + Δt= 2,6 + 0,3 = 2,9 с. 3. Кратность тока  = 40,18.4. Рассчитываем по формуле (2) коэффициент k k = 2,9 (0,339 – 0,236·1/20) = 0,95. 5. Кривая 7 (МТЗ Q3)строится аналогично другим пунктирным кривым, приведенным на рис. 3.7.4. Расчет дифференциальной защиты трансформатора Т1 (Т2) В соответствии с требованиями ПУЭ на трансформаторах мощностью 6,3 МВ·А и выше, работающих раздельно (в нашем случае выключатели QB1, QB2 и QFB отключены) должна быть предусмотрена продольная дифференциальная защита. Цифровой терминал защиты трансформатора включает в свой состав и дифференциальную защиту. В п. 1.2.9 конспекта подробно изложены сведения о такой защите Sepam с числовым примером расчета. По аналогии с этим материалом проведем расчет дифзащиты трансформаторов. I. Выбор датчиков тока 1. Датчики тока допускают перегрузку 116%, связанную с работой РПН In > 50,31,16=58,3 А; I’n > 550,51,16=638,6 А, где In, I’n – первичные номинальные токи датчиков тока, установленных на сторонах высшего и низшего напряжений трансформатора Т1 (Т2). 2. Первичные токи датчиков должны находиться в пределах  ;0,1·50,3 = 5,03 А; 2,5·50,3 = 125,8 А; 5,03 In 125,8. 0,1·550,5 = 55,05 А; 2,5·550,5 = 1376,2 А; 55,05 I’n 1376,2. Стандартные значения In=100 A, I’n=1000 A. 3. Считая, что бросок тока намагничивания трансформатора Т1 (Т2) составляет 10IТ1 ном, получаем пиковые значения  А; А.4. Определяем предельные кратности этих токов по отношению к токам датчиков тока  ; .Окончательно принимаем к установке датчики тока: - на стороне ВН: 100/1; 5Р20; - на стороне НН: 1000/1; 5Р20. Таким образом, по требованиям фирмы SheneiderElectric для дифференциальной защиты трансформатора Sepam (код ANSI87T) следует выбрать датчики тока (например, трансформаторы тока) с первичными токами 100 А и 1000 А и вторичным током 1 А. Обозначение 5Р20 означает, что датчики тока имеют погрешность 10% при предельной кратности равной 20. II. Выбор параметров процентной характеристики защиты 1. При работе РПН относительное изменение дифференциального тока равно  = %,где x = 0,16 – максимальное отклонение напряжения. 2. Минимальный ток срабатывания складывается из погрешности датчиков тока (10 %), относительного изменения дифференциального тока (19 %), погрешности реле (1 %) и запаса (5 %): Ids=10+19+1+5=35 %. Первый участок характеристики торможения – это, как известно, горизонтальная прямая – устанавливается на уровне 35 %. По рекомендации фирмы второй участок (наклонный) берется с наклоном также 35%. Кратность пускового тока равна 10. Если это значение больше, чем 8/  =5,67, то выбирается вариант традиционного торможения по гармоникам.Третий участок характеристики также, как и второй – наклонный, он должен устанавливаться на 70%, начиная с 6In1, чтобы обеспечить надежную работу защиты при внешнем КЗ. 3. Уставка дифференциальной отсечки определяется по кратности броска тока намагничивания  .Торможение по гармоникам: - уставка по 2-й гармонике – 20% при торможении всех трех фаз; - уставка по 5-й гармонике – 25% при пофазном торможении. Расчет защит линий W1 (W2) На воздушных линиях W1, W2 могут быть установлены следующие виды защит: - максимальная токовая (МТЗ) от междуфазных КЗ; - токовая отсечка (ТО); - максимальная токовая защита нулевой последовательности (МТЗ0). 1. Рассчитываем параметры срабатывания МТЗ от междуфазных КЗ Ток срабатывания защиты  143 А.Кратность тока КЗ  .Время срабатывания МТЗ на выключателе Q1 tQ1 = tQ3 + Δt= 2,9 + 0,3 = 3,2 с. Кратность тока  = 71,3.Рассчитываем по формуле (2) коэффициент k k = 3,2 (0,339 – 0,236·1/20) = 1,05. Так как коэффициент k не может быть больше единицы, принимаем k=1. При этом кривая 8 (МТЗ Q1) совпадет с верхней сплошной кривой рис. 3.7.4. 2. Токовая отсечка не может быть применена, т. к. линия короткая и спад тока КЗ вдоль линии незначительный:  кА,  кА.3. МТЗ нулевой последовательности устанавливается на выключателе Q1 и в случае заземления нейтрали трансформатора Т1 будет основной защитой линии W1 от однофазных и двухфазных КЗ на землю. Защита мгновенного действия, т. к. заземленные нейтрали других трансформаторов оказываются выше по отношению к источнику питания (в энергосистеме). Ниже расположена распределительная сеть 10 кВ с изолированной нейтралью. Ток срабатывания защиты Iсз Q1(0) = Kн · Iнб max , где Kн = 1,3 – коэффициент надежности; Iнб max – ток небаланса при трехфазном КЗ в месте установки защиты. Ток небаланса  510 А,где Кодн = 0,5 – коэффициент однотипности трансформаторов тока; fi = 0,1 – величина погрешности по току трансформаторов тока. Величина тока срабатывания защиты Iсз Q1(0) = 1,3 · 510 = 663 А. В заключение следует отметить, что в приведенных расчетах отсутствуют расчеты чувствительности защит. Это объясняется тем, что все защиты работают с настолько большими кратностями тока КЗ, что чувствительности получаются также значительными. Для трансформаторов Т1 и Т2 следует указать, если это нужно, установку газовой защиты. Расчет автоматики I. АВР на секционном выключателе Полагаем, что от ПС 110/10 кВ получают питание потребители 1-й категории. В соответствии с ПУЭ в этом случае на выключателе QB1 должно быть установлено устройство АВР. Напряжение срабатывания реле минимального напряжения, установленных на секциях 1 и 2, полагаем равным Uср min=0,4Uном. Напряжение срабатывания реле контроля напряжения на рабочем источнике, установленных на секциях 1 и 2, рассчитываем по формуле Uс.р =  =  =60 В,где Uраб.min = 0,8100 = 80 В – минимальное значение вторичного напряжения в рабочем режиме (100 В – номинальное вторичное напряжение); kв= 0,85 – коэффициент возврата; kн= 1,11,2 – коэффициент надежности. Время срабатывания АВР определяется путем отстройки от времени срабатывания защиты на выключателе Q5 (Q6) tАВР = tQ5 + t= 2,6 + 0,3 = 2,9 с, где Δt = 0,3 с – ступень селективности. АВР на выключателе QB2 рассчитывается аналогично. II. АПВ воздушной линии и трансформатора Рассмотрим АПВ воздушной линии 110 кВ на выключате6лях Q1 и Q2. АПВ трехфазное, однократного действия. Время срабатывания АПВ принимаем равным tАПВ = 2 с. АПВ трансформатора выполняется аналогично. Отличие в том, что это АПВ не должно срабатывать при действии защит от внутренних повреждений трансформатора, т. е. АПВ не должно работать после срабатывания дифзащиты (токовой отсечки) и газовой защиты трансформатора. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||