РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СИСТЕМ

Федеральное агентство по образованию

ГОУ ВПО «Братский государственный университет»

Факультет энергетики и автоматики

Кафедра ЭиЭ

                                                                                
   Курсовой проект по дисциплине «Релейная защита и автоматизация»

«РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА

ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СИСТЕМ»

14021165-ЭП-К11-КП-000-03-ПЗ

Выполнил:                                                                                                  
                   

ст. гр. ЭП-11-3                                                                                 А.Ю. Бяков

Руководитель:

профессор кафедры ЭиЭ                                                                  В.А. Попик                                                                                                               

Братск 2013 г.

СОДЕРЖАНИЕ

стр:

Введение

1. Задание

2. Расчет токов короткого замыкания

2. 1 Расчет токов короткого замыкания

2.2. Расчет трехфазных токов к.з

2.3. Расчет двухфазных токов к.з

2.4. Расчет токов нулевой последовательности

3. Расчет рабочих токов системы

3.1. Расчет рабочих токов на нагрузках и трансформаторах

3.2. Расчет рабочих токов линий

3.3. Расчет номинальных токов трансформаторов.

4. Защита двигателей напряжением выше 1000 В.

4.1. Защиты АД 3.

4.1.1 Защита от многофазных к.з. и перегрузки.

4.1.2 Защита от понижения напряжения.

4.1.3. Защита от однофазных коротких замыканий.

4.2. Защита синхронных двигателей напряжением выше 1000 В.

4.2.1. Защита от многофазных к.з. (ТО).

4.2.2. Защита от перегрузки (МТЗ).

5. Защита воздушных линий 35 кВ.

5.1. Токовая отсечка.

5.2. Максимальная токовая защита.

6. Защита цеховых трансформаторов Т8.

6.1. Токовая отсечка.

6.2. Максимальная токовая защита от сверхтоков.

6.3. Специальная защита от замыкания на землю.

6.4. Защита от перегрузки, действующая на сигнал.

6.5. Газовая защита.                   

 7. Защита силовых трансформаторов ГПП.

7.1. Продольная дифференциальная токовая защита.

7.2. Газовая защита.

7.3. Расчет установок вспомогательных защит трансформатора.

8.    Защита трансформаторов КПП

8.1.   Токовая отсечка

8.2.   Газовая защита

8.3.   Защита от перегрузки

9.    Выбор устройств АПВ и АВР.

9.1. Расчет параметров  АПВ  для одиночных линий.

9.2. Расчет параметров АПВ для параллельной линии.

9.3. Выбор устройства АПВ.

9.4. Выбор устройства АВР.

Заключение

Список литературы

3

6

8

9

10

12

13

14

14

15

15

16

16

16

17

18

20

20

20

22

22

23

26

26

27

28

29

29

35

35

44

44

46

46

47

47

48

48

49

50

53

56

57

Введение

   Системы электроснабжения являются сложными производственными объектами, элементы которых участвуют в едином производственном процессе, основными особенностями которого являются быстротечность явлений и неизбежность повреждений аварийного характера. Поэтому надежное и экономичное функционирование систем электроснабжения возможно только при автоматическом управлении  ими. Для этой цели используется комплекс автоматических устройств, среди которых первостепенное значение имеют  устройства релейной защиты и автоматики.

     Основным назначением  релейной защиты является автоматическое отключение поврежденного элемента (как правило, при коротком замыкании)  от остальной части системы при помощи выключателей.

     Вторым назначение релейной защиты является то, что она должна реагировать на опасные ненормальные режимы работы элементов. В зависимости от их вида и условий эксплуатации установки, защита действует на сигнал или отключение тех элементов, оставлять в работе которые нежелательно, т.к. это может привести к возникновению повреждения или аварии.

   В общем случае, под устройством релейной защиты следует понимать совокупность реле и вспомогательных элементов, которые в случаях повреждений или опасных ненормальных условий работы элемента системы должны отключить его воздействием на выключатели или действовать на сигнал.

     Бесперебойная работа электроэнергетических систем обеспечивается также применением других автоматических устройств: АПВ – автоматического повторного включения, АВР – автоматического ввода резерва и др.

     В данном курсовом проекте разработаны принципы защит питающих линий, трансформаторов главной понизительной подстанции завода, цеховых трансформаторов, трансформатора электродуговой печи, двигателей. Для каждого типа защит выполнен расчет параметров, проверка чувствительности.

     Также рассмотрены системы АПВ и АВР

Обоснование принципов релейной защиты.

     Устройства релейной защиты должны срабатывать при повреждении защищаемого элемента системы электроснабжения  и не срабатывать при коротких замыканиях за пределами этого элемента и в нормальных режимах. Иногда допускается срабатывание защиты и при внешних коротких замыканиях. На каждом элементе системы электроснабжения устанавливают основную и резервную защиты.

     Основная защита предназначена для действия при коротких замыканиях в пределах всего защищаемого элемента со временем меньшим, чем у других защит.

     Резервная защита работает в место основной в случае ее отказа или вывода из работы (ближнее резервирование). Резервная защита также должна срабатывать при повреждениях на смежных элементах в случае отказа их собственных защит или выключателей (дальнее резервирование).

     С целью ограничения неправильных действий релейной защиты – отказов, она должна обладать следующими свойствами: селективность, быстродействие, чувствительность, надежность.

     Наиболее опасные и частые повреждения -  короткие замыкания между фазами электрической установки и короткие замыкания фаз на землю в сетях с глухозаземленной нейтралью. В электрических машинах и трансформаторах возникают замыкания между ветками одной фазы. Вследствие коротких замыканий нарушается нормальная работа системы электроснабжения с возможным выходом из синхронизма некоторых элементов и нарушением режима работы потребителей. Опасность представляет термическое и динамическое действие тока коротких замыканий в месте повреждения и при прохождении его по неповрежденному оборудованию. Определяет поврежденный элемент и воздействует на отключение соответствующих выключателей устройства релейной защиты, основным элементом которых являются реле.

     Однофазные замыкания на землю в сетях с глухозаземленной нейтралью не сопровождаются возникновением больших токов, и релейная защита обычно действует на сигнал, привлекая внимание персонала.

     В эксплуатации иногда возникают ненормальные режимы, вызванные перегрузкой оборудования или внешним коротким замыканиям. При этом по неповрежденному оборудованию проходят значительные токи – сверхтоки, которые приводят к старению изоляции, износу оборудования. От сверхтоков перегрузки должна предусматриваться защита, действующая на сигнал или, при отсутствии дежурного персонала, на разгрузку или отключение.

     Т.к. при коротких замыканиях обычно возрастает ток и снижается напряжение, то входными сигналами измерительной части устройств релейной защиты являются воздействующие величины, сформированные с использованием токов и напряжений защищаемых элементов. Характер воздействующей величины определяет принцип действия защиты.

     Токовые защиты – в общем случае трехступенчатые: I ступень – токовая отсечка без выдержки времени; II ступень – токовая отсечка с выдержкой времени 0,5 с; III ступень – максимальная токовая защита.

     В защитах напряжения используют реле напряжения, которые срабатывают, если напряжение достигает заданного значения.

     При проектировании релейной защиты необходимо учитывать следующие обстоятельства:

1) виды повреждений, на которые должна реагировать защита;

2) конфигурация сети, схемы соединений отдельных элементов и режимов нейтрали;

3) необходимость отключения повреждений защитами без выдержек времени хотя бы части защищаемого участка;

4) необходимость резервирования отказов защит и выключателей смежных объектов.

1. Задание

Таблица 1.1.

Параметры элементов системы электроснабжения

Элементы системы электроснабжения	Ед.изм	Параметры (К11)
Схема электроснабжения завод	Рис	1
Мощность КЗ в точке К1	МВА	700
Напряжение системы	кВ	37
Мощность трансформаторов ГПП	МВА	6,3
Асинхронные, синхронные двигатели 6(10) кВ	кВт	630
Трансформатор электродуговой печи	кВА	630
Кабельная линия ГПП-РП1 ААБ10(6)-(3х240)	км	1,2
Расстояние от п/ст системы до ГПП завода	Км	10
Напряжение на сборных шинах ГПП	кВ	6,3
Мощность цеховых трансформаторов	кВА	630
Напряжение вторичное цеховых п/ст	кВ	0,4
Асинхронные двигатели 0,4(0,69) АД1/АД2	кВт	7,5/55
Трансформатор КПП ТМРУ-6(10)кВ	кВА	1000
Конденсаторная батарея ККУ-6(10)кВ	кВар	800

1. Выполняемый объем расчетов РЗ и А, согласно табл.13.5[1]:

а) Трансформатор ГПП

б) Линия Л1, Л2

в) Цеховой трансформатор

г) Асинхронный (АД), синхронный (СД) двигатель 10кВ

д) Трансформатор КПП

2. Для этих элементов системы электроснабжения необходимо произвести расчёт уставок токовых, дифференциальных реле, чувствительности защит, выдержки времени максимальных токовых защит (МТЗ).

3. Вычертить одну из применяемых автоматики (АВР, АПВ, РПН, АРВ, АРКОН), выбрать уставки их срабатывания и кратко объяснить их назначение и принцип работы.

Рис 1.1. Схема электроснабжения промышленного предприятия.

2. Расчет токов короткого замыкания

     Расчеты токов коротких замыканий производим для начального момента времени без учета сопротивлений и  ЭДС нагрузок.

     Рассчитываем токи только для трехфазных и двухфазных коротких замыканий, т.к. сети  напряжением ниже 110 кВ являются сетями с изолированной нейтралью.

     Учитывая, что трансформаторы ГПП работают раздельно и имеют АВР, схему замещения составляем только для одной  части схемы.

     Расчет ведем в именованных единицах, все параметры схемы замещения приводим к ступени напряжения U_б=37 кВ.

Рис. 2.1.  Схема замещения.

2.1. Расчет сопротивлений

     а) сопротивление системы

                                                             (2.1)

где   =700 МВА – мощность короткого замыкания на входных шинах заданной сети

 Ом.

     б) сопротивление воздушной линии

                                                          (2.2)

где  l = 10 км – длина линии,

        Х_уд = 0,4 Ом/км – удельное сопротивление линии

  Ом.

     в)  сопротивление трансформатора ГПП

                                                          (2.3)

  Ом.

где   S_Тном = 6,3 МВА – мощность трансформатора

        U_к% = 7,5 – напряжение короткого замыкания трансформатора

     г) сопротивление кабельной линии 10,5 кВ от ГПП до РП-1, приведенное к напряжению 37 кВ

                                             (2.4)

                                              (2.5)

     Для кабеля с алюминиевыми жилами сечением 3х240мм

Х_уд = 0,055 Ом/км,

R_уд = 0,16 Ом/км,

l=1,2 км – длина линии

 Ом.

  Ом.

д) сопротивление трансформаторов КТП

                                                (2.7)

  Ом.

е) сопротивление трансформатора КПП

                                                (2.8)

  Ом.

ж) сопротивление трансформатора ДСП

                                                          (2.9)

  Ом.

2.2. Расчет трехфазных токов короткого замыкания.

     Токи трехфазного короткого замыкания определяем по формуле

                                                        (2.10)

где  Z_Σ – сопротивление схемы до точки короткого замыкания

     Точка К1

   кА.

     Точка К2

   3,56 кА.

     Для ступени напряжения 10,5 кВ ток короткого замыкания равен

   кА.

    Точка К3

    кА.

     Для ступени напряжения 6,3 кВ ток короткого замыкания равен

   кА.

     Точка К4

  кА.

     Для ступени напряжения 6,3 кВ ток к.з. равен

0,88 кА.

     Для ступени напряжения 0,39 кВ ток к.з. равен

8,04 кА.

Точка К5

   кА

     Для ступени напряжения 6,3 кВ ток к.з. равен

кА

Точка К6

 

 Для ступени напряжения 6,3 кВ ток к.з. равен

  кА.

Точка К7

  

     Для ступени напряжения 6,3 кВ ток к.з. равен

кА.

     Для ступени напряжения 0,69 кВ ток к.з. равен

кА.

Точка К8

   кА.

     Для ступени напряжения 6,3 кВ ток к.з. равен

кА.

2.3. Расчет двухфазных токов к.з.

     Токи двухфазных к.з. определяем по формуле

                                                     (2.11)

     Данные расчетов токов к.з. заносим в таблицу  2.1

2.4. Расчет токов нулевой последовательности.

Расчет параметров элементов для токов нулевой последовательности не производится. Схема Т1 и Т2 - Υ / ∆  , а сеть напряжением 10,5 кВ с изолированной нейтралью. При замыкании 1ф. на землю в сетях 10,5 кВ токов однофазного короткого замыкания не будет (это сеть малых токов замыкания на землю, величина которых зависит от емкости сети).

   Таблица 2.1

Итоги расчетов токов к.з.

	Вид к.з.	Точки к.з.
к1	к2	к3	к4	к5	к6	к7	к8
Токи, приведенные к напряжению 37 кВ		10,68	3,56	0,96	0,15	0,15	0,919	0,15	0,22
Токи, приведенные к напряжению 6,3 кВ		-	12,54	5,638	0,88	0,88	5,339	0,88	1,292
Токи, приведенные к напряжению 0,69 кВ		-	-	-	8,04	-	-	8,04	-
Токи, приведенные к напряжению 37 кВ		9,25	3,083	0,83	0,1299	0,1299	0,796	0,1299	0,1905
Токи, приведенные к напряжению 6,3 кВ		-	10,86	4,88	0,762	0,762	4,62	0,762	1,12
Токи, приведенные к напряжению 0,69 кВ		-	-	-	6,96	-	-	6,96	-

3. Расчет рабочих токов системы.

Рис.3.1. Схема электрической системы к расчету рабочих токов нагрузок

3.1. Расчет рабочих токов на нагрузках и трансформаторах

         Ток, потребляемый нагрузкой, определяется:

                                                (3.1)

         где               P_Н – мощность нагрузки МВт;

                            Cosφ - коэффициент мощности нагрузки;

                            ɳ - КПД двигателя.    

         А;

          А;

         I_{раб.max.Т5 0,4}=I_{раб.max.Т6 0,4}=(I_{раб.max.АД1}+I_{раб.max.АД2})=14,14+93,79=107,93 А;

         I_{раб.max.Т5 6,3}=I_{раб.max.Т6 6,3}= А;

         I_{раб.max.АД3=}I_{раб.max.АД4}= I_{раб.max.СД1=}I_{раб.max.СД2}=  А;

          А;

          А;

         I_{раб.max.Т7}= I_{раб.max.Т8=}  А;

          А.

3.2. Расчет рабочих токов линий.

Iвл_{раб.max.Система-Гпп}=А;

Iкл_{раб.max.ГПП-РП1}=А.

3.3. Расчет номинальных токов трансформаторов.

I_ном.Т1= = А;

 А;

 А;

 А.

4. Защита двигателей напряжением выше 1000 В.

     Для двигателей напряжением 6,3 кВ предусматривается релейная защита от многофазных к.з. на выводах и в обмотках статора, от перегрузки затянувшимся пуском и по технологическим  причинам, при исчезновении или длительном снижении напряжения (ЗМН). Может устанавливаться защита от однофазных замыканий на землю при токе замыкания >5А.

4.1. Защиты АД 3

4.1.1 Защита от многофазных к.з. и перегрузки.

     Для двигателей мощностью до 2000 кВт наиболее распространенная схема защиты на реле РТ-80. Электромагнитный элемент этого реле настраивается на ТО. Индукционный элемент этого реле обеспечивает МТЗ от перегрузки.

     Первичный ток срабатывания ТО выбирается по условию отстройки от пускового тока двигателя:

                                                       (4.1)

где  к_н = 1,8-2  для реле РТ-80;

                                                       (4.2)

где  к_п – кратность пускового тока двигателя;

       I_ном – номинальный ток двигателя 

 А

 А

     Чувствительность защиты оценивается по току двухфазного к.з. на зажимах двигателей:

                                     (4.3)

     Чувствительность защиты удовлетворительна, применим токовую отсечку ТО как основную защиту от междуфазных к.з.

     Ток срабатывания реле:

                                              (4.4)

где    к_сх= -для однорелейной схемы на РТ-80;

         К_ТА=200/5 - коэффициент трансформации трансформатора ТА:

I_ном.дв.I_ТА

 А.

     По этому току выберем реле РТ-80 с соответствующим пределом настройки по току.

     Уставку МТЗ от перегрузки определяем по формуле:

                                            (4.5)

где  к_н=1,05; к_в=0,85

 А.

Ток срабатывания реле перегрузки:

А

Защита выполняется реле тока РТ-81/1 с обратнозависимой характеристикой. Время срабатывания МТЗ должно быть больше времени пуска двигателей (10-20) с.

4.1.2 Защита от понижения напряжения.

     Защита устанавливается на менее ответственных двигателях, чтобы облегчить самозапуск более ответственных двигателей. Она устанавливается, если при запуске всех двигателей напряжение на шинах их присоединения падает более чем на 30%.. Защита также устанавливается на двигателях, самозапуск которых невозможен по технологическим причинам.

     Защита выполняется реле минимального напряжения, которое настраивается на величину:

U_c.з.=(0,4 – 0,7)·U_ном                                                                       (4.6)

       Время срабатывания первого типа защит 0,5 – 1 с; время срабатывания второго типа защит 9 – 10 с.

U_c.з.=0,45*6,3=2,835 кВ

Напряжение срабатывания реле:

 В                            (4.7)

     Выбираем реле минимального напряжения РН-54/110 с диапазоном уставок 40 – 160 В.

     Для избежания ложного отключения двигателей при обрыве цепи напряжения, применим включение реле напряжения на разные линейные напряжения одного и того же трансформатора напряжения, а их контакты в оперативной схеме включим последовательно.

4.1.3. Защита от однофазных коротких замыканий.

     Защита нулевой последовательности предусматривается на двигателях мощностью меньше 2000 кВт, когда ток замыкания I_з ≥10 А.

     Защита выполняется с действием на отключение, с выдержкой времени, с использованием высокочувствительных токовых реле, подключаемых к фильтру токов нулевой последовательности TAZ. В качестве TAZ применяются кабельные трансформаторы тока типа ТЗ, ТЗЛ, ТЗЛМ, ТЗРЛ, а при большом числе кабелей – трансформаторы типа ТНП с подмагничиванием переменным током.

     В качестве токовых реле применяются полупроводниковые реле типа РТЗ-50, РТЗ-51, ЗЗП-1, а при мощности двигателей меньше 2000 кВт – реле РТ-40/0,2.

    Ток срабатывания защиты определяем по формуле:

                                                   (4.8)

где к_н= 4 – 5 при t_с.з.=0 – коэффициент, определяемый переходной составляющей (броском) емкостного тока в момент к.з.

                    I_с – собственный емкостной ток двигателя.

                                          (4.9)

где              U_ф – фазное напряжение;

                    f – частота сети 50 Гц;

                    С – емкость фазы защищаемого двигателя, Ф/фазу.

                                (4.10)

где               S – мощность двигателя, кВт,

                    Uном – номинальное напряжение, кВ.

 Ф/фазу

 А           

21,8 А

Учитывая, чтоI_с.з.≥10А защиту применяем, но так ПУЭ не требуется проверка чувствительности защит, но необходимо, чтобы для двигателей мощностью меньше 2000 кВт ток срабатывания защиты должен быть меньше 10 А. Это условие не выполняется. Защиту можно выполнить с выдержкой времени. Применяем реле РТЗ-51 и т.т. ТЗЛР.

Рис. 4.1. Схема защиты асинхронных двигателей выше 1000 В.

4.2. Защита синхронных двигателей напряжением выше 1000 В.

     Для синхронных двигателей предусматриваются те же защиты, что и для асинхронных. Но синхронные двигатели должны иметь защиту от асинхронного режима. Распространение получила защита, реагирующая на увеличение тока в обмотке статора, так как в асинхронном режиме в обмотке статора проходит уравнительный ток.

     Функции защиты от асинхронного режима может выполнять защита от перегрузки.

     Защита от понижения напряжения и защита от однофазных к.з. на землю выполняются по тем же схемам и с теми же уставками, что и для асинхронных двигателей.

4.2.1. Защита от многофазных к.з. (ТО)

 А

 А

     Условие выполняется, значит ТО устанавливаем, как основную защиту от междуфазных к.з.

 А

Защита выполняется реле тока РТ-40/60

4.2.2. Защита от перегрузки (МТЗ)

 А

 А

Можно применить реле РТ-80 с диапазоном срабатывания по току до 10 А и по выдержке времени до 16 с.

Рис. 4.2.   Схема защиты СД напряжением выше 1000 В.

5. Защита воздушных линий 35 кВ.

     Трансформатор ГПП присоединяется к линии по схеме блока «трансформатор – линия». Весь этот комплекс является общим участком для обслуживания релейной защитой. При повреждении линии или трансформатора отключение производится выключателем, который устанавливается в начале питающей линии и называется головным.

     На головных выключателях необходимо установить токовую отсечку мгновенного действия и максимальную токовую защиту от междуфазных коротких замыканий.

     В сети 35 кВ защита от замыканий на землю не обязательна.

5.1. Токовая отсечка.

          Токовая отсечка отстраивается от максимального трехфазного тока короткого замыкания в конце защищаемого участка. В данном проекте – это вторичные шины трансформатора:

                                                      (5.1)

где  к_н =1,1-1,2;

         кА – ток к.з. в точке К3

 кА.

     Кроме того, поскольку при включении силового трансформатора возникает бросок тока намагничивания, составляющий (4-6) ·I_Тном, следует отстроить ТО от этого тока. Т.к. бросок очень кратковременный, то достаточно, чтобы:

                                                (5.2)

I_Тном =0,098кА – номинальный ток трансформатора на стороне ВН

 кА.

     Принимаем для настройки большее значение, т.е. Iс.з.=0,393 кА

     Чувствительность ТО оценивается по минимальному току к.з. на тех же шинах, где установлена ТО, т.е. в точке К1

т.е. защита проходит по чувствительности.

     Для системы 37 кВ применим схему соединения вторичных обмоток трансформаторов тока и обмоток реле в неполную звезду с к_сх=1. Тогда

                                                       (5.3)

     Здесь необходимо выбрать трансформаторы тока. Поскольку ГПП завода питается от двух линий, то при выходе из строя одной, вторая должна обеспечить работу всего предприятия. Обобщенную мощность нагрузок определим как сумму номинальных мощностей всех элементов, присоединенных к шинам с учетом резервирования.

Sоб=S_КТП1+S_ДСП+S_КПП+S_КТП2·2+S´об                          (5.4)

Р´об=2·Р_АД+2·Р_СД=2·7,5+2·55=125 кВт;

Q´об=2·S_ККУ=2·800=1600 кВар;

S´об=√Р´²об+Q´²об = √125²+1600² = 1605кВА;

Sоб=630+630+1000+2·630+1605=5,125 МВА

 кА.

     Принимая для защит головного выключателя трансформатор тока с коэффициентом 200/5, рассчитываем ток срабатывания реле

 А

     Можно выбрать реле РТ-40/10

5.2. Максимальная токовая защита

     МТЗ отстраивается от рабочего тока с учетом кратковременных перегрузок (запуск, самозапуск двигателей)

                                                         (5.5)

где    к_н =1,2-1,3 – коэффициент надежности;

         к_з =2 – 3 – коэффициент самозапуска;

         к_в = 0,85 – коэффициент возврата

 кА.

     Чувствительность МТЗ проверяется по минимальному току к.з в конце участка и должна резервировать защиту трансформатора, т.е. чувствовать к.з. за трансформатором  (точки к.з К2 и К3)

     Чувствительность МТЗ достаточна  как на основном, так и на резервном участке за трансформатором. На трансформаторе также устанавливаются защиты, которые рекомендованы ПУЭ. При срабатывании защит трансформатора, подается сигнал на включение короткозамыкателя, который создает искусственное короткое замыкание (двухфазное в данном случае) на стороне высокого напряжения, которое чувствует защита на головном выключателе, в бестоковую паузу происходит отключение трансформатора отделителем, устройство АПВ снова включает головной выключатель, таким образом, линия с подключенными к ней потребителями остаётся в работе.

 Ток срабатывания реле определяется:

 А

     Выбираем реле РТ-10/6

     МТЗ на головном выключателе отстраивается от времени срабатывания МТЗ от сверхтоков силового трансформатора.

 c.

Рис.5.1.   Схема защиты ЛЭП 35 кВ.

6. Защита цеховых трансформаторов.

     Для трансформаторов мощностью 630-6300 кВА с соединением обмоток Δ/Y применяются следующие типы защит:

- токовая отсечка мгновенного действия  от повреждений ошиновки, вводов и части обмоток со стороны питания;

- газовая защита  от повреждений внутри бака маслонаполненного трансформатора, сопровождающихся выделением газов, а также понижением уровня масла;

- максимальная токовая защита от сверхтоков, проходящих через трансформатор и связанных с ним элементов;

- защита от замыкания на корпус (землю);

- защита от перегрузки.

     Реле включаются по схеме неполной звезды с двумя токовыми реле. Трансформаторы тока устанавливаются со стороны питания K_та=200/5.

Расчет ведем для трансформатора T8.

6.1. Токовая отсечка.

     а). Отстраивается от максимального тока к.з. за трансформатором

                                                  (6.1)

где  к_н =1,3 – 1,4 для реле РТ-40 – коэффициент надежности;

     - ток трехфазного к.з. на вторичных шинах трансформатора в максимальном режиме работы системы, приведенный к напряжению питания т.е.

 кА.

     б). Отстраивается от броска тока намагничивания трансформатора

                                                   (6.2)

где  к_н =3 – 5;

       I_Тном – номинальный ток трансформатора

 А.

 А.

     Для настройки выбираем большее значение тока 1144 А

     Чувствительность ТО проверяем по току двухфазного к.з. на входных зажимах трансформатора в минимальном режиме работы системы.

     Ток срабатывания реле

 А

     Выбираем реле РТ-40/50

6.2. Максимальная токовая защита от сверхтоков.

     а). Отстраивается от максимального тока  трансформатора

                                               (6.3)

где  к_н =1,2;  к_з =2,5;  к_в =0,85;

       I_раб.max – рабочий максимальный ток, принят равным I_Тном 

 А.

     б). По условию отстройки от тока при срабатывании АВР на стороне 0,4кВ

                                     (6.4)

где    к_н =1,2;  к_з =2,5;

           I""_раб.max   - рабочий максимальный ток секции 0,4 кВ, которая подключается к трансформатору при срабатывании АВР ,

I""_раб.max   = I_Тном ∙0,4= 57,735∙0,4=23,094А

I’_раб.max  - рабочий максимальный ток трансформатора,  = I_Тном ∙0,7= 57,735∙0,7= 40,4145 А

.

     Для настройки выбираем большее значение тока 203,77 А

     Чувствительность МТЗ от сверхтоков для схемы соединения обмоток проверяется к току двухфазного к.з. за трансформатором:

     Ток срабатывания реле:

  А.

     Выбираем реле РТ-40/20

 с.

6.3. Специальная защита от замыкания на землю.

     МТЗо на стороне 0,4 кВ отстраивается от наибольшего допустимого тока небаланса в нулевом проводе трансформатора.

     Для трансформаторов с соединением обмоток Δ/Y :

                                                        (6.5)

где  I_Тном – номинальный ток трансформатора на стороне 0,4 кВ

 А.

 А.

     Чувствительность защиты проверяется по току однофазного к.з., приведенного к стороне 0,69 кВ. Для данной схемы соединения обмоток трансформатора  

     МТЗо устанавливается на нейтраль трансформатора со стороны 0,4 кВ.

Выбираем трансформатор тока с . Тогда ток срабатывания реле:

 А.

     Выбираем реле РТ-40/20.

     Выдержка времени срабатывания защиты  с

6.4. Защита от перегрузки, действующая на сигнал.

     Ток срабатывания защиты выбирается из условия возврата защиты при номинальном токе трансформатора:

                                                       (6.6)

где  к_н = 1,05;  к_в = 0,85

 А.

 А.

     Выбираем реле РТ-40/5

     Время действия защиты принимается на ступень больше, чем время действия МТЗ от сверхтоков.

 с.

6.5. Газовая защита.

Газовая защита основана на использовании явления газообразования в баке поврежденного трансформатора. Интенсивность газообразования зависит от ха­рактера и размеров повреждения. Это дает возможность выпол­нить газовую защиту, способную различать степень повреждения, и в зависимости от этого действовать на сигнал или отключение.

 Основным элементом газовой защиты является газовое реле, устанавливаемое в маслопроводе между баком и расшири­телем. Ранее выпускалось поплавковое газовое реле ПГ-22, потом реле РГЧЗ-66.

В предписаниях центральной службы релейной защиты и автоматики ОАО «Иркутскэнерго» вводится запрет на использование реле РГЧЗ-66.

Так Северными электрическими сетями с 2011 г. начата замена устаревших газовых реле на реле с двумя ша­рообразными пластмассовыми поплавками типа BF80/Q (принцип Бухгольца) изготовленных компанией EMB.

Достоинства газовой защиты: высокая чувствительность и реа­гирование практически на все виды повреждения внутри бака; сравнительно небольшое время срабатывания; простота выполне­ния, а также способность защищать трансформатор при недопу­стимом понижении уровня масла по любым причинам. Наряду с этим защита имеет ряд существенных недостатков, основной из которых - нереагирование ее на повреждения, расположенные вне бака, в зоне между трансформатором и выключателями. Защита может подействовать ложно при попадании воздуха в бак транс­форматора, что может быть, например, при доливке масла, после ремонта системы охлаждения и др. Возможны также ложные сра­батывания защиты на трансформаторах, установленных в райо­нах, подверженных землетрясениям. В таких случаях допускается возможность перевода действия отключающего элемента на сиг­нал. В связи с этим газовую защиту нельзя использовать в каче­стве единственной защиты трансформатора от внутренних повреж­дений.

Необходимо также отметить, что начальная стадия виткового замыкания может и не сопровождаться появлением дуги и газообразованием. В таком случае газовая защита не действует и витковые замыкания в трансформаторе могут длительно оставаться незамеченными. Можно создать защиту, позволяющую обнаружить витковые замыкания в начальной стадии и при отсутствии газооб­разования. Одна из таких защит основана на изменении прост­ранственного распределения поля рассеяния обмоток.

Ниже приведены конструкция и принцип действия реле типа BF 80/Q.

Рис.6.2. Цепи защит цехового трансформатора.

7. Защита силовых трансформаторов ГПП

     Согласно ПУЭ  для  двухобмоточных трансформаторов мощностью более 6300 кВА  рекомендуются следующие виды защит: продольная дифференциальная токовая, газовая, максимальная токовая от сверхтоков и от перегрузки, защита от замыканий на землю.

7.1. Продольная дифференциальная токовая защита

     В настоящее время продольные дифференциальные токовые защиты выполняются с помощью реле тока, обладающих улучшенной отстройкой  от бросков намагничивающего тока, переходных и установившихся токов небаланса.

     Используем для защиты электромеханические реле с торможением типа ДЗТ-11.

     Для данной системы электроснабжения, сопротивление питающей системы для максимального и минимального режимов одинаково. Сопротивления трансформаторов указаны для крайних, реально возможных отклонений регулятора РПН.

     В сторону уменьшения напряжения регулируемой обмотки:

  кВ.                                          (7.1)

Тогда

  Ом.                                    (7.2)

     В сторону увеличения напряжения обмотки: полагаем, что РПН в положении, соответствующем максимально допустимому напряжению 38,15 кВ

Тогда

  Ом.

     Максимально возможный ток внешнего к.з., проходящий через защищаемый трансформатор, определяется  при трехфазном к.з. на шинах 6,3 кВ.

   кА                           (7.3)

     Минимально возможный ток внешнего к.з. соответствует двухфазному к.з.  на шинах 6,3 кВ.

   кА

 - Определяем первичные токи для всех сторон трансформатора

  Первичные токи для обеих сторон трансформатора определяем по формуле:

                                                      (7.4)

где    S_ном – номинальная мощность трансформатора

         U_ном – номинальное напряжение на сторонах трансформатора

  Ток на стороне ВН (U_ном=37 кВ)

 А.

  Ток на стороне НН (U_ном=6,3 кВ)

 А.

     - Выбираем трансформаторы тока и рассчитываем коэффициенты трансформации.

     Вторичные обмотки трансформаторов тока на стороне ВН соединены в треугольник, а на стороне НН – в неполную звезду. В дифференциальной цепи устанавливаются два реле ДЗТ-11.

     Коэффициенты трансформации определяем по формуле:

                                                      (7.5)

где  I_номТА=5А – номинальный вторичный ток трансформатора тока

        к_сх = 1 – для схемы соединений обмоток трансформатора тока в звезду

        к_сх = √3 – для схемы соединений обмоток в треугольник

     Коэффициент трансформации на стороне ВН:

 

     Округляем до стандартного значения  и выбираем трансформатор тока с

коэффициентом  трансформации равным 200/5

 Коэффициент трансформации на стороне НН:

 

     Округляем до стандартного значения  и выбираем трансформатор тока с

коэффициентом  трансформации 600/5

     - Рассчитываем вторичные токи в плечах защиты:

                                                     (7.6)

     Ток на стороне ВН

  А

     Ток на стороне НН

  А

                                                     Таблица 7.1

Исходные данные и выбор трансформаторов тока

Параметры	Обозначения и метод определения	Числовые значения
37 кВ	10,5 кВ
Max значение тока в обмотках при внешнем  3-фазном к.з., А		750	-
Min значение тока в обмотках при внешнем  2-фазном к.з., А		655	-
Первичный ток на сторонах, соот- ветствующий ном.мощности, А		98,3	577,35
Схема соединений вторичных об- моток трансформатора тока		Δ	Y
Коэффициент схемы включения реле защиты		√3	1
Расчетный коэффициент транс- формации трансформатора тока
Принятый коэффициент транс- формации трансформатора тока
Вторичный ток в плечах защиты, соответ. ном. мощности тр-ра, А		4,26	4,81

      - Определяем ток срабатывания реле для основной стороны

      Выберем сторону, к трансформаторам тока которой следует подключить тормозную обмотку реле ДЗТ-11. Для двухобмоточных понижающих трансформаторов это сторона НН.

     Использование тормозной обмотки дает возможность не отстраивать защиту от токов небаланса при внешних к.з. И минимальное значение тока срабатывания определяется только из условия отстройки от броска намагничивающего тока:

                                                         (7.7)

где    к = 1,2-1,5

          Iном =98,3 А  – номинальный ток на стороне ВН

 А.

     Плечо трансформатора тока с большим вторичным током, принимается за основное и подключается к рабочей обмотке реле. В данном случае, это обмотки трансформатора тока на стороне НН.

     Определим ток срабатывания реле для основной стороны:

                                               (7.8)

где  к_сх =1  - т.к. обмотка трансформатора тока соединена в звезду

  А.

     - Определяем необходимое число витков обмоток насыщающегося трансформатора реле ДЗТ-11.

     Расчетное число витков рабочих обмоток насыщающегося трансформатора НТТ для основной стороны:

                                                (7.9)

где   F_с.р.=100 – МДС срабатывания реле ДЗТ-11

     Округляем в меньшую сторону и принимаем  W_осн.р =17витков.

     Тогда ток срабатывания защиты, соответствующий принятому числу витков равен:

  А.                           (7.10)

     Определяем расчетное число витков для неосновной стороны НН. Ток в трансформаторе тока на стороне ВН меньше и необходимо применить уравнительные обмотки, чтобы соблюдался баланс:

                                             (7.11)

     Отсюда:

 витка

     Округлим до ближайшего значения – 20 витков.

     Тогда в неосновное плечо надо включить дополнительно 20-17=3 витка уравнительной обмотки.

     Определим первичный ток небаланса при терехфазном к.з. на стороне НН  трансформатора, приведенный к расчетной стороне 37 кВ.

                         (7.12)

где   к_а – коэффициент, учитывающий апериодическую составляющую в токе       

        к.з.;  для реле с НТТ    -   Ка=1

        к_одн =1 – коэффициент однотипности трансформаторов тока;

        ξ =0,1  – относительная величина полной погрешности транс-ра  тока;

        ΔU% =12% -  значение половины суммарного диапазона регулирования                                                           

                                напряжения трансформатора

       W_расч.=W_р+W_ур – расчетное число витков обмоток НТТ на неосновной 

                                      стороне

         - максимальный ток внешнего к.з.  

  А.

     Тогда расчетное число витков тормозной обмотки:

                                                (7.13)

где   к_отс =1,5 коэффициент отстройки;

         А – первичный тормозной ток, определяемый внешним  к.з.;                                     

         W – число витков обмотки НТТ на стороне, в плечо которой включена      

                  тормозная обмотка, при этом учитывается расчетное число витков,

                  если это неосновная сторона; в данном случае W=18,48   

         tgα =0,75 крутизна тормозной характеристики реле ДЗТ-11

  витков.

     Округляем до ближайшего большего значения и принимаем W_т=9 витков

     Результаты расчетов сводим в таблицу 7.2

Таблица 7.2

Результаты расчетов параметров НТТ реле

Параметры	Обозначение и метод определения	Числовые значения
Ток срабатывания защиты,  А
Ток срабатывания реле на основной стороне, А
Число витков обмотки НТТ для основной стороны	расчетное
принятое		17
Реальный ток срабатывания защиты, А
Число витков обмотки НТТ для неосновной стороны	расчетное
принятое		20
Число витков уравнительной обмотки НТТ		20-17=3
Максимальный расчетный ток небаланса, А		196,66
Число витков тормозной обмотки	расчетное		8,72
принятое		9
7.1.Схема подключения  реле ДЗТ-11 Рис. 7.2. Оперативные цепи защиты трансформатора

     - Проверка чувствительности дифференциальной защиты

 осуществляется при минимальном токе внутреннего к.з. В качестве такого к.з. можно принять случай двухфазного замыкания на зажимах НН в минимальном режиме работы системы:

                                                          (7.14)

где    А – ток, приведенный к стороне ВН

          А – реальный ток срабатывания защиты, приведен к стороне ВН

 - условие выполняется

     Следовательно, основная защита с реле ДЗТ-11 чувствительна.

7.2. Газовая защита

     Газовая защита идет готовым комплектом, который устанавливается в патрубке расширителя и не требует расчетов. Одна пара контактов работает на сигнал, другая – на отключение трансформатора.

     Необходимость ее применения вызвана тем, что дифференциальная защита может отказать из-за недостаточной чувствительности при внутренних к.з., особенно витковых.

Принцип работы газовой защиты рассмотрен в п/п 6.2.

7.3.         Расчет уставок вспомогательных защит трансформатора

- Максимальная токовая защита от сверхтоков.

     По ПУЭ необходимо установить МТЗ от сверхтоков при внешних к.з. При этом она служит и резервной защитой от внутренних повреждений и поэтому на понижающих трансформаторах МТЗ устанавливаются с питающей стороны.

     Выдержка времени защиты на ступень больше наибольшей выдержки времени защит присоединений. В данном случае, больше защиты секционного выключателя

t_с.з.= t_{с.з.с.вык.}+Δt = 1,75+0,5=2,25 с

                                   (7.15)

где  к_отс =1,2 – коэффициент отстройки, учитывающий неточность настройки и расчетов;

       К_сзп =2 – 3 – коэффициент самозапуска, учитывает самозапуск двигателей;

       К_в =0,8 – коэффициент возврата токового реле;

       I_раб.max – максимальный рабочий ток обмотки, который берется с учетом аварийного отключения параллельно работающего трансформатора

I_раб.max =1,4·I_ном=1,4·98,3=137,62 А.

 А.

        Чувствительность МТЗ от сверхтоков оценивается при металлическом двухфазном к.з. в конце одного из присоединений для минимального режима системы. В данном случае, это точка К3

        Защита проходит по чувствительности.

         Выбираем трансформатор тока ТФНД-35 (встроенные в ВМ-35 кВ) с коэф-фициентом трансформации 600/5.

       Ток срабатывания реле:

 А

         Выбираем реле РТ-40/6.

- Максимальная токовая защита от перегрузок.

     Перегрузка обычно является симметричной, поэтому защита выполняется одним реле тока

                                                 (7.16)

где  к_отс=1,05,   к_в=0,8

 А.

 А.

     Выбираем реле РТ -40/6

     Для отстройки от кратковременных перегрузок и к.з. предусматривается реле времени. Выдержка времени принимается на ступень больше, чем время срабатывания защиты от внешних к.з.

t_с.з. =2,25+Δt=2,25+0,5=2,75 с

   МТЗ от перегрузок работает на сигнал.

8.        Защита преобразовательных  агрегатов

(трансформатор КПП)

Наиболее широкое распространение получили полупроводниковые агрегаты. Преобразовательный агрегат состоит из трансформатора, вентилей и устройств собственных нужд. В процессе эксплуатации преобразовательных устройств возможны повреждения и ненормальные режимы. К повреждённым относятся короткие замыкания в трансформаторе и системе переменного тока, а также короткие замыкания, пробои вентилей на стороне выпрямленного тока.

Ненормальные режимы связаны в основном с перегрузками. Трансформатор преобразовательного агрегата оборудуется видами защит, рассмотренными ниже.

8.1.         Токовая отсечка

Токовая отсечка (ТО), которая предназначена для защит от к.з., в трансформаторе и частично от к.з. в преобразователе, отстраивается от бросков тока намагничивания при включении трансформатора и от возможных толчков тока нагрузки.

Как показали исследования для такой отстройки достаточно, если применяются реле РТ-40, чтобы

                                                 (8.1)

где Iном - номинальный ток трансформатора.

Отсечка проверяется на чувствительность к току двухфазного к.з. на стороне низкого напряжения трансформатора:

                                      (8.2)

Защита проходит по чувствительности.

       Выбираем реле РТ -40/10

8.2.         Газовая защита

Газовой защитой от внутренних повреждений в трансформаторе, которая при слабом газообразовании и понижении уровня масла действует на сигнал, а при бурном газообразовании - на отключение агрегата оборудуются маслонаполненные трансформаторы. Газовая защита устанавливается на трансформаторах мощностью 1000 кВА и более, а для цеховых преобразователей на трансформаторах 400 кВА и более. Принцип действия рассмотрен в п/п 6.5.

8.3.         Защита от перегрузки

Защитой от перегрузки оборудуются трансформаторы при условии отсутствия такой защиты на вентилях. Выдержка времени зависит от перегрузочной способности вентилей:

                                             (8.3)

где К_н= 1,1; К_в = 0,85; I_в.ном - номинальный ток выпрямителя, приведённый к первичному напряжению трансформатора. Соотношение между I_в.ном и I_т.ном зависит от схемы выпрямления.

Считаем  

9.        Выбор устройств АПВ И АВР.

Большинство повреждений воздушных линий электропередачи возникает в результате схлестывания проводов  при сильном ветре и гололеде, нарушения изоляции во время грозы, падения деревьев, набросов, замыкания проводов движущимися механизмами. Эти повреждения неустойчивы и при быстром отключении поврежденной линии самоустраняются. В этом случае при повторном включении линии она остается в работе и электроснабжение потребителей не прекращается. Повторное включение осуществляется автоматически – устройством автоматического повторного включения (УАПВ)

В соответствии с ПУЭ воздушные линии электропередач должны оборудоваться устройствами автоматического повторного включения (АПВ).

Требования к устройствам АПВ:

1) Они должны находится в состоянии постоянной готовности к действию и срабатывать при всех случаях аварийного отключения выключателя, кроме случаев отключения выключателя релейной защитой после выключения его дежурным персоналом;

2)Устройства АПВ должны иметь минимально возможное время срабатывания для того, чтобы сократить продолжительность перерыва электроснабжения потребителей;

3) Автоматически с заданной выдержкой времени устройства АПВ должны возвращаться в состояние готовности к новому действию после включения в работу выключателя.

9.1            Расчет параметров  АПВ  для одиночных линий.

Время срабатывания однократного АПВ определяется по следующим условиям:

1)                                                 (9.1)

где:   t_Г.П. - время готовности привода, в зависимости от типа привода

t_Г.П. = 0,1 - 0,3с ;

t_ЗАП. - время запаса, t_ЗАП. = 0,4 - 0,5с.

 с.

2)                                                  (9.2)

где: t_Д. - время деионизации среды в месте к.з., значение которого зависит от метеорологических условий, значения и длительности протекания тока к.з., от рабочего напряжения, для сетей 110 кВ  t_Д. = 0,17с.

 с.

При выборе уставок АПВ принимаем большее из полученных значений t_1АПВ=0,8с.

Для повышения процента успешных действий АПВ выполняется двукратное АПВ линии.

При выборе выдержки времени t_2АПВ на возврат устройства АПВ в состояние готовности к действию должны выполнятся следующие требования :

- устройство не должно производить многократные включения выключателя на не устранившееся короткое замыкание, что обеспечивается при условии, если релейная защита с максимальной выдержкой времени t_сзmax успеет отключить выключатель, включенный на короткое замыкание, раньше, чем устройство АПВ вернется в состояние готовности к новому действию, т.е. должно быть:

                                   (9.3)

где: t_зап. - время, принимаемое равным ступени селективности защиты линии;

устройство должно быть готовым к действию не раньше, чем это допускается по условиям работы выключателя после успешного включения его в работу устройством АПВ.

Опыт показывает, что для однократного АПВ оба условия выполняются, если принять t_2АПВ = 15 - 25 с.

9.2.         Расчет параметров АПВ для параллельной линии.

Расчет уставок устройств АПВ параллельных линий с поперечной дифференциальной токовой защитой имеет свои особенности.

Рис. 9.1. Схема сети с поперечной направленной дифференциальной защитой и АПВ.

Если выдержки времени устройств АПВ по концам линии одинаковы, то при устойчивом к.з. на одной из линий возможна неправильная работа защиты.

Для исключения этого выдержка времени устройства АПВ выключателя, включающегося вторым t_АПВ3   должна быть отстроена следующим образом:

                                (9.4)

где:   t_АПВ1 - время АПВ выключателя Q1, с;

 разброс выдержек времени реле времени выключателя Q1, с;

(1,1 - 0,9)t_в,в1 - максимальный разброс по времени включения выключателя Q1, с;

t_рз1 - время срабатывания защиты Q1, с;

t_ов1 - время отключения выключателя Q1, с;

 разброс выдержек времени реле времени выключателя Q1, с.

Для реле РПВ-358 и выключателя МКП-110:

;

 с.

Аналогично выбираются и выдержки времени устройства АПВ для выключателей Q3 и Q4. Если условия выбора одинаковы, то время срабатывания АПВ выключателя Q3 принимается равным Q2, а для устройства АПВ выключателя Q4 - равным времени срабатывания устройства АПВ Q1. При этом время для каждой пары выключателей Q2-Q4 и Q1-Q3 оказывается различным.

9.3. Выбор устройства АПВ.

На параллельных линиях устанавливаются устройства АПВ однократного действия с двух сторон защищаемого участка. При этом время срабатывания АПВ должно быть выбрано с учетом каскадного действия защит.

Произведем установку АПВ на выпрямленном оперативном токе с использованием комплектного реле РПВ-358, в которое входят (рис.9.2,а):

реле времени КТ, создающее выдержку времени t _АПВ1 от момента пуска устройства АПВ до замыкания цепи контактора включения выключателя;

промежуточное реле KL1 с двумя обмотками - обмоткой тока KL1.1 (последовательной) и обмоткой напряжения KL1.2; реле при срабатывании замыкает цепь включения выключателя;

конденсатор С1, в результате разряда которого срабатывает реле KL1 и обеспечивает однократность действия УАПВ; резисторы: R1, обеспечивающий термическую стойкость реле времени; R2, ограничивающий скорость заряда конденсатора С1; R3, разряжающий конденсатор С1 при срабатывании устройств защиты, после действия которых не должно происходить АПВ, и при отключении выключателя ключом управления SA ( запрет АПВ); диод VD, предотвращающий разряд конденсатора С1 при понижении напряжения на блоке питания и заряда (UGV) вследствие близких коротких замыканий.

Для питания электромагнита отключения YAT выключателя используется предварительно заряженный конденсатор С2 блока питания и заряда UGV ( рис.9.2, б). В схему введено промежуточное реле KL2 для разделения оперативных цепей электромагнита отключения и реле РПВ-358. Электромагнит включения YAC выключателя получает питание от трансформатора собственных нужд T1 через мощный выпрямитель VS (рис.9.2, в).

Работа схемы АПВ.

Схема действует следующим образом. При отключении выключателя по любой причине вследствие замыкания его вспомогательного контакта Q1 срабатывает реле положения выключателя KQT и замыкает свой контакт KQT.1 в цепи пуска устройства АПВ. Если отключение произошло не от ключа управления SA, то он остается в положении “Включено”, а его контакт SA.1 замкнут. Таким образом, фиксируется несоответствие положений ключа управления и выключателя, необходимое для пуска реле времени КТ. Его контакт КТ.1, размыкаясь без выдержки времени, включает резистор R1, обеспечивая термическую стойкость реле, а контакт КТ.2 с заданной выдержкой времени подключает обмотку KL1.2 промежуточного реле к конденсатору С1. Вследствие разряда конденсатора реле KL1 срабатывает и замыкает контакт KL1.1 в цепи контактора включения выключателя КМ, в которую включена последовательная обмотка KL1.1 реле. Она удерживает реле KL1 в возбужденном состоянии до полного включения выключателя. При успешном АПВ выключатель остается во включенном положении. Действие устройства АПВ фиксируется указательным реле КН.

Схема становится готовой к новому повторному действию после заряда конденсатора С1. Время заряда принимается t_АПВ2 =20с. При этом обеспечивается однократность действия устройства АПВ, так как конденсатор заряжается только при включенном положении выключателя. Включения выключателя при не успешном АПВ не происходит.

В схему УАПВ включено двухобмоточное реле блокировки KBS с замедленным возвратом t_В.Р. =0,3. . . 0,4 с. Замедление достигается закорачиванием последовательной обмотки KBS.2 реле его замыкающим контактом KBS.3 ( рис.9.2,б). Реле предназначается для предотвращения многократных включений выключателя при неисправностях в оперативных цепях, например при сваривании контакта KL1.1. В таких случаях при первом воздействии на отключение выключателя реле KBS срабатывает и самоудерживается контактом KBS.1 в цепи обмотки KBS.1, а его контакт KBS.2 размыкает цепь контактора КМ электромагнита включения YAC выключателя.

Рис.9.2. Схема устройства АПВ на выпрямленном оперативном токе с использованием реле РПВ-358.

9.4.  Выбор  устройства  АВР.

Требования к устройствам АВР.

В системах электроснабжения при наличии двух (и более) источников питания часто целесооб­разно работать по разомкнутой схеме. При этом все источники включены, но не связаны между собой, каждый из них обеспечивает питание выделенных потребителей. Такой режим работы се­ти объясняется необходимостью уменьшить ток КЗ, упростить релейную защиту, создать необходимый режим по напряжению, уменьшить потери электроэнергии и т. п. Однако при этом надеж­ность электроснабжения в разомкнутых сетях оказывается более низкой, чем в замкнутых, так как отключение единственного источника приводит к прекращению питания всех его потребителей. Электроснабжение потребителей, потерявших питание, можно вос­становить автоматическим подключением к другому источнику питания с помощью устройства автоматического включения ре­зервного источника (УАВР).

         Применяют различные схемы УАВР, однако все они должны удовлетворять изложенным ниже основным требованиям.

1) Находиться в состоянии постоянной готовности к действию и срабатывать при прекращении питания потребителей по любой причине и наличии нормального напряжения на другом, резервном для данных потребителей источнике питания. Чтобы не допустить включения резервного источника на короткое замыкание, линия рабочего источника к моменту действия УАВР должна быть от­ключена выключателем со стороны шин потребителей. Отключенное состояние этого выключателя контролируется его вспомога­тельными контактами или реле положения, и эти контакты должны быть использованы в схеме включения выключателя резервного ис­точника. Признаком прекращения питания является исчезнове­ние напряжения на шинах потребителей, поэтому воздействующей величиной устройства АВР обычно является напряжение. При снижении напряжения до определенного значения УАВР приходит к действие.

2) Иметь минимально возможное время срабатывания t_АВР1. Это необходимо для сокращения продолжительности перерыва пи­тания потребителей и обеспечения самозапуска электродвигате­лей. Минимальное время t_АВР1 определяется необходимостью ис­ключить срабатывания УАВР при коротких замыканиях на эле­ментах сети, связанных с рабочим источником питания, если при этом напряжение на резервируемых шинах станет ниже напряже­ния срабатывания устройства АВР. Эти повреждения отключа­ются быстродействующими защитами поврежденных элементов. При выборе выдержки времени необходимо также согласовывать действие УАВР с действием УАПВ и с действием других уст­ройств АВР, расположенных ближе к рабочему источнику пита­ния.

3) Обладать однократностью действия, что необходимо для предотвращения многократного включения резервного источника на устойчивое короткое замыкание.

4)Обеспечивать вместе с защитой быстрое отключение резерв­ного источника питания и его потребителей от поврежденной ре­зервируемой секции шин и тем самым сохранять их нормальную работу. Для этого предусматривается ускорение защиты после АВР.

5)Не допускать опасных несинхронных включений синхронных электродвигателей и перегрузок оборудования.

В зависимости от конструкции коммутационного аппарата, схе­мы электроснабжения и ее номинального напряжения основные требования к устройствам АВР выполняются по-разному (напри­мер, сетевые УАВР, устройства АВР в сетях напряжением до 1 кВ).

     Напряжение питания пускового органа напряжения ПОН для реле минимального напряжения выбирается так, чтобы он срабатывал только при полном исчезновении напряжения на шинах и не реагировал на понижения напряжения от внешних к.з. и от самозапуска двигателей. При этом надо учитывать термическую устойчивость стандартных реле напряжения.

 Работа схемы АВР.

     Примем АВР на постоянном оперативном токе, как наиболее подходящую для промышленного предприятия. Причем цепи катушек включения питаются от отдельных шинок EY из-за больших токов, потребляемых катушками включения масляных выключателей.

     Поводом для начала работы АВР может быть отключение выключателя Q1 или  Q2, либо исчезновение напряжения на шинах любой из секций.

     Исходное состояние схемы:

- Q1 и Q2 – включены, Q3 – отключен;

- контакты реле положения выключателя «включено» KQC1.1, KQC1.2 – замкнуты;

- контакты реле положения выключателя «отключено» KQT1.1, KQT1.2 - разомкнуты.

     При отключении, например, Q1 переключаются механические блокировки этого выключателя: Q1.2 – замыкается, Q1.1- размыкается. Теряет питание реле KQC1 и получает питание реле KQT1. Замыкается контакт KQT1.1, а контакт KQC1.1 размыкается не сразу, а с выдержкой времени t_{ов .} На это время возникает цепь на соленоид включения YAC выключателя Q3. Если Q3 оказывается включенным на к.з. и защита его отключает, то второго включения не будет, так как контакт KQC1.1 к этому времени будет разомкнут. Так обеспечивается однократность действия АВР.

     При исчезновении напряжения на шинах работает пусковой орган ПОН на реле минимального напряжения KV1, KV2 и реле максимального напряжения на KV6. Через выдержку времени  t_пон  замыкаются контакты реле KT1, которые создают цепь на отключение выключателя Q1. После этого схема работает с начала.

Рис.9.3. Схема устройства автоматического включения

секционного выключателя на постоянном оперативном токе
Заключение

     В курсовом проекте произведен расчет токов короткого замыкания трехфазных и двухфазных к.з. Выбран объем и перечень релейной защиты всех элементов системы электроснабжения.

     Произведен расчет уставок реле токовых, дифференциальных, напряжения для защит элементов согласно задания. Определены выдержки времени для соответствующих реле.

     Выбраны реле и соответствующие им трансформаторы тока.

     Проверена чувствительность применяемых защит.

     Разработаны полные схемы защит объектов согласно заданию.

     Разработаны системы АПВ и АВР, выбраны уставки их срабатывания, место установки; описаны принципы их работы.

Список литературы

1.     Попик В.А., Булатов Ю.Н. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения. Учебное пособие. – БрГУ, 2011;

2.     Попик В.А., Громова Т.Н. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения. Методические указания. – БГУ, 2006;

3.     Попик В.А.Дифференциальная защита понижающих трансформаторов (примеры расчетов). Методические указания. – БрГТУ, 2004;

4.     Андреев В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения. – М.: Высшая школа, 1991;