Разработка релейной защиты участка сети

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ

БЕЛОРУССКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Энергетический факультет

Кафедра «Электрические станции»

КУРСОВАЯ РАБОТА

по дисциплине                       «Релейная защита»

Тема:                                      «Разработка релейной защиты участка сети»

Выполнил студент

группы 10606112                                                                        
  В.В. Диордица

Руководитель                                                                    
   Ф.А. Романюк

Минск 2016

РЕФЕРАТ

Работа 31 с., 6 рис., 3 табл.

РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА, ПАРАМЕТРЫ РЕЛЙНОЙ ЗАЩИТЫ, ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНАЯ ЗАЩИТА, КОЭФФИЦИЕНТ ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТИ, ГАЗОВАЯ ЗАЩИТА, ЗАЩИТА ОТ СВЕРХТОКОВ КЗ И ПЕРЕГРУЗКИ, РАСЧЕТ ТОКОВ КЗ.

                                                 СОДЕРЖАНИЕ

1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ.. 6

2 ВЫБОР ВИДОВ И МЕСТА УСТАНОВКИ РЕЛЕЙНЫХ ЗАЩИТ ДЛЯ ЭЛЕМЕНТОВ СЕТИ.. 8

3 ВЫБОР ТИПОВ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА И ИХ КОЭФФИЦИЕНТОВ ТРАНСФОРМАЦИИ.. 9

4 РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ.. 11

5 РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ЗАЩИТ. ВЫБОР ТИПОВ РЕЛЕ.. 15

5.1 Расчет параметров защиты линии Л6. 15

5.2 Расчет параметров защиты трансформатора Т1. 18

6. РАСЧЕТ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОЙ ЗАЩИТЫ С ТОРМОЖЕНИЕМ... 22

7. ЗАЩИТА ОТ СВЕРХОТОКОВ ВНЕШНИХ МЕЖДУФАЗНЫХ КЗ. 24

8. ПАРАМЕТРЫ ЗАЩИТЫ ОТ ПЕРЕГРУЗОК. 25

9. ГАЗОВАЯ ЗАЩИТА.. 26

ПРИЛОЖЕНИЕ 1. 28

ПРИЛОЖЕНИЕ 2. 30

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ.. 31

ВВЕДЕНИЕ

Целью данной курсовой работы является разработка релейной защиты участка сети заданной схемы.

На выбор принципов действия РЗ защиты узла электрической сети системы влияют конфигурация сети и число источников питания, режим заземления нулевых точек трансформаторов, технические характеристики электрооборудования и линий передачи, наличие и отсутствие на подстанциях постоянного дежурного персонала, вид источника оперативного тока, требуемая скорость отключения КЗ и т.д.

Быстродействующей считается защита, обеспечивающая подачу командного импульса на отключение со временем порядка 0.1 сек с момента возникновения повреждения.

Защита должна обладать следующими свойствами: селективностью, устойчивостью и надежностью функционирования.

Главная задача проектируемых устройств защиты – обеспечение надежности электроснабжения потребителей.

При расчете параметров защит, в учебных целях, допускается вычисление приближенных значений токов короткого замыкания (КЗ).

1
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

 

Рис 1.1 Схема электрической системы

Таблица 1.1 Исходные данные

G1(МВА)	2100	UH1 (кВ)	110
X*G1мин	0,39	UH2 (кВ)	10,5
X*G1макс	0,35	UH3 (кВ)	6,3
Л1,Л2,…,Л5 (АС мм2)	150	Т1	ТДН-16000
Л1=Л2 (км)	120	Н1	(МВА)	13,12
Л3(км)	95	Н3	(МВА)	3,5
Л4(км)	30	Н2 (МВА)	7,8
Л5 (км)	7	Л6	(АС мм2)	50
Н4 (МВА)	35	Л6	(км)	5

Наибольшее время срабатывания МТЗ присоединений подключённых к шинам:

П6—0,6 с.; П4—1,1 с.; П3—1,6 с. 

Величины нагрузок принять равными 50% от заданных в варианте исходных данных.

То есть:

Таблица 1.2 Уточнённые данные

Н1 (МВА)	6,56	Н3 (МВА)	1,75
Н2 (МВА)	3,90	Н4 (МВА)	17,50

2 ВЫБОР ВИДОВ И МЕСТА УСТАНОВКИ РЕЛЕЙНЫХ ЗАЩИТ ДЛЯ ЭЛЕМЕНТОВ СЕТИ

Для каждого участка сети выберем защиту и место установки соответствующей защиты [1], выбранные защиты представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 – Выбор защит для элементов сети

Электроустановка	Защита от многофазных КЗ	Защита от КЗ на землю	Место установки защиты
Л1 и Л2	Дистанционная 3-х ступенчатая защита.	Ступенчатая токовая направленная защита.	По концам ЛЭП
Л6	Токовая 2-х ступенчатая защита.	Токовая защита нулевой последовательности.	Начало защищаемого участка, то есть со стороны питания
Т1	Продольная дифференциальная защита без выдержки времени.	Максимальная токовая защита со стороны высшего напряжения.	Газовая защита.

Токовая 2-х ступенчатая защита, где первая ступень — токовая отсечка без выдержки времени, вторая ступень — максимальная токовая защита (МТЗ), при недостаточной чувствительности МТЗ использовать пусковой орган по напряжению.

3 ВЫБОР ТИПОВ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА И ИХ КОЭФФИЦИЕНТОВ ТРАНСФОРМАЦИИ

Выбор ТТ для защиты линии Л6 производим по рабочему максимальному току, который рассчитывается по формуле:

,

где Sмакс – максимальная мощность, протекающая по линии Л6.

,

где Umin – средненоминальное напряжение линии (10кВ).

.

Учитывая, что для защиты линии Л6 ТТ соединяются в звезду, рассчитаем коэффициент трансформации и выберем тип ТТ:

Выбирает ТТ типа ТЛ-10-1 У3 с коэффициентом трансформации 150/5.

Выбор типов трансформаторов тока и их коэффициентов трансформации для защиты трансформатора Т1 производим следующим образом: ТТ для продольной дифференциальной защиты устанавливаются со стороны высокого и низкого напряжения и выбираются по номинальным токам силового трансформатора для каждой стороны трансформатора, где установлены ТТ. Для трансформатора Т1 ТДН-16000:

(3.2)

где  – средненоминальное напряжение, для высшей стороны 115 кВ, а для низшей 11 кВ.

В нашем случае обмотки силового трансформатора соединены по схеме «звезда-треугольник». Для компенсации углового сдвига в плечах дифференциальной защиты вторичные обмотки ТТ со стороны «звезды» силового трансформатора соединяются в «треугольник», а со стороны «треугольника» – в «звезду». Следовательно, ТТ на низшей стороне соединяем в «звезду», а на высшей – в «треугольник». В зависимости от схем соединения вторичных обмоток ТТ при расчете коэффициентов трансформации используются различные коэффициенты схемы:  – для «треугольника» и 1 – для «звезды». Вторичный номинальный ток ТТ равен 5А, следовательно:

По полученным данным выбираем ТТ для высшей стороны ТФЗМ 110Б-1 УІ с коэффициентом трансформации 150/5, для низшей стороны ТПОЛ-10 У3 с коэффициентом трансформации 850/5.

Для защиты трансформаторов от сверхтоков внешних междуфазных коротких замыканий и перегрузки выбираем ТФЗМ 110Б-1 УІ с коэффициентом трансформации 150/5:

4 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

При проектировании релейной защиты допускается вычисление приближенных значений токов короткого замыкания (КЗ).

Расчет токов КЗ необходим для выбора уставок выбранных защит, а также проверки их чувствительности.

Как правило, при расчете токов КЗ принимаются следующие основные допущения:

– схемы приводятся к одной ступени напряжения при учете средних коэффициентов трансформации трансформаторов;

– не учитываются активные сопротивления элементов схем;

– не учитываются поперечные емкости линий протяженностью менее 200-250 км напряжением 110-330 кВ;

– принимается равенство сопротивлений в схемах прямой и обратной последовательностей;

– не учитывается влияние нагрузок.

Расчет ведется в относительных единицах.

Руководствуясь допущениями, изложенными выше, для схемы  получим следующую схему замещения:

Рис. 4.1 Схема замещения электрической системы

Выберем базисные условия:

;   ;   .

Определим максимальные значения токов коротких замыканий. Для этого рассчитаем максимальный режим, в котором генераторы обладают минимальным сопротивлением, а расчетным видом короткого замыкания является трехфазное КЗ.

Рис 4.2 Короткие замыкания на напряжении 10,5кВ

Свернем схему до точки К1 для удобства расчетов и найдём общие сопротивления участков, по которым замыкаются токи коротких замыканий в точках К1-К6:

Токи коротких замыканий, в именованных единицах, 3-х ф. металлические КЗ:

Определим минимальные значения токов коротких замыканий. Для этого рассчитаем минимальный режим, в котором генератор обладает минимальным  сопротивлением, а расчетным видом короткого замыкания является двухфазное КЗ.

Свернем схему до точки К1 для удобства расчетов и найдём общие сопротивления участков, по которым замыкаются токи коротких замыканий в точках К1-К6:

Далее вычисляем токи двухфазных коротких замыканий. Они находятся как токи трехфазных КЗ, умноженные на коэффициент .

Результаты расчета токов КЗ для различных режимов работы сводим в таблицу (Рисунок 4.1).

Расстояние до КЗ на ЛЭП 6	Мин режим	Макс режим	Мин	Макс
, о.е.	, кА	, о.е.	, кА	, кА	, кА
0	0,856	6,132	0,855	6,139	5,310	5,317
0,25L	1,269	4,136	1,268	4,139	3,582	3,584
0.5L	1,683	3,119	1,681	3,122	2,701	2,704
0.75L	2,096	2,504	2,095	2,505	2,169	2,169
L	2,509	2,092	2,508	2,093	1,812	1,813

Рисунок 4.1 – токи КЗ в режиме максимальных и минимальных нагрузок

Рисунок 4.2 – диаграммы токов КЗ на участке линии Л4

5 РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ЗАЩИТ. ВЫБОР ТИПОВ РЕЛЕ

5.1 Расчет параметров защиты линии Л6

Рассчитаем параметры защит, установленных на линии Л6. На этой линии установлена двухступенчатая токовая защита. Для выполнения защиты в качестве чувствительного органа принимаем электромагнитное реле РТ-40.

Ток срабатывания первой ступени (токовая отсечка без выдержки времени) отстраивается от максимального значения тока трёхфазного КЗ в конце линии:

Зона, защищаемая отсечкой, определяется по кривым спадания токов КЗ I_к⁽³⁾ = f(l) в максимальном и минимальном режимах. Для построения плавной кривой изменения тока КЗ вдоль линии I_к⁽³⁾ = f(l) нужно иметь токи КЗ на расстоянии 0; 0,25;0,5; 0,75; 1. Отсечка считается эффективной, если она защищает не менее 20% длины линии. Кривые спадания тока КЗ представлены на рисунке 5.1 для максимального и минимального режима.

Из рисунок 5.1. видно, что отсечка защищает около 67% длины линии Л6.

Рис 5.1 Кривая спадания тока КЗ по длине линии Л6

Найдем коэффициент чувствительности первой ступени при 3-х фазном КЗ:

Чувствительность защиты достаточна, так как .

Рассчитаем коэффициент чувствительности первой ступени при 2-х фазном КЗ:

Ток срабатывания измерительного органа (далее ИО) равен:

Для первой ступени защиты мы выберем ИО – РТ 40/50.

Ток срабатывания третьей ступени (МТЗ) на линии Л6 выбирается по условию:

,

где – коэффициент самозапуска двигателей нагрузки;

 – коэффициент возврата, равный 0,85 для реле РТ-40;

 – коэффициент отстройки, для реле косвенного действия равен 1,1.

Коэффициент самозапуска двигателей нагрузки:

Найдем рабочий максимальный ток:

Сопротивление обобщенной нагрузки в именованных единицах:

где X_*н –  сопротивление обобщенной нагрузки в относительных единицах, принимаем равным 0.35.

Находим суммарное сопротивление:

Ток самозапуска двигателей нагрузки, а также коэффициент самозапуска:

Ток срабатывания защиты:

Коэффициент чувствительности:

Чувствительность защиты достаточна, так как .

Определим ток срабатывания измерительного органа МТЗ:

Измерительный орган тока МТЗ выполняем на основе РТ-40/20 с параллельным соединением обмоток.

Время срабатывания МТЗ:

Также установим защиту от замыкания на землю (сигнализацию, реагирующую на фазное напряжение).

5.2 Расчет параметров защиты трансформатора Т1

Для защиты силовых трансформаторов от повреждений и ненормальных режимов работы применяются следующие типы защит: продольная дифференциальная защита, газовая защита, токовая отсечка, защита от сверхтоков внешних коротких замыканий, от перегрузки и некоторые другие типы защит.

Продольная дифференциальная защита на силовых трансформаторах устанавливается в следующих случаях: на одиночно работающих трансформаторах мощностью 6300 кВА и выше; на параллельно работающих трансформаторах мощностью 4000 кВА и выше; на трансформаторах мощностью 1000 кВА и выше, если токовая отсечка не обеспечивает необходимой чувствительности при КЗ на выводах низкого напряжения, а МТЗ имеет выдержку времени более 1,0 с. По типу применяемых реле дифференциальные защиты можно разделить на три группы: с токовыми реле РТ-40, РТМ (дифференциальная отсечка); с реле РНТ; с реле с торможением (ДЗТ).

В данной курсовой работе произведем расчет дифференциальной защиты трансформатора Т1 с реле РНТ-565.

Определим вторичные токи в плечах исходя из выбранных трансформаторов тока:

Определим номинальный ток трансформатора с учетом регулирования напряжения:

Расчет защиты. Первичный ток срабатывания защиты выбирается по двум условиям.

По условию отстройки от максимального тока небаланса при внешних КЗ:

где e =0,1 — максимальная погрешность ТТ;

DU — половина регулировочного диапазона изменения напряжения при регулировании коэффициента трансформации в относительных единицах, принимаем 0,1, поскольку трансформатор ТДН-16000: имеет РНП.  - коэффициент;  - коэффициент.

Таким образом, приводя к стороне высшего напряжения:

С учётом РПН I_н  рассчитывается по формуле:

.

Таким образом:

Первичный ток срабатывания примем больший из рассчитанных по двум условиям:

Ток срабатывания реле:

Число витков рабочей обмотки реле РНТ-565 для основной стороны:

,

где F_cр – намагничивающая сила срабатывания реле, равная 100 ампервиткам.

Выбираем ближайшее меньшее целое число витков  = 1 вит.

Определяем фактическое значение I_ср1, соответствующее выбранному числу витков :

Определяем уточненный ток срабатывания защиты:

Расчетное число витков с неосновной стороны рассчитаем по формуле:

Принимаем ближайшее целое значение витков W_{ур I} = 1 вит.

Вычислим ток небаланса I_нб^III, который обусловлен неравенством расчётного и выбранного числа витков:

Вновь рассчитаем значения I_ср.

Так как , то условие выполняется, значит, полученные параметры реле РНТ-565 принимаем за конечные и они соответствуют несрабатыванию реле при максимальном токе небаланса.

Определим коэффициент чувствительности при двухфазном КЗ на стороне высшего напряжения:

,

где I_{р мин} – минимальный ток в реле.

Таким образом:

Чувствительность дифференциальной защиты на базе реле РНТ-565 достаточна: 3.1>2.0.

6. РАСЧЕТ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОЙ ЗАЩИТЫ С ТОРМОЖЕНИЕМ

В учебных целях необходимо провести расчет дифференциальной защиты с торможением, например, на основе реле ДЗТ-11.

Тормозная обмотка подключается к ТТ, подключенному к НН силового трансформатора.

Наличие тормозной обмотки позволяет нам выбирать ток срабатывания только по одному условию – броску тока намагничивания:

Ток срабатывания реле:

Число витков рабочей обмотки реле ДЗТ-11 для основной стороны:

Выбираем ближайшее меньшее целое число витков Wур II = 1 вит.

Определяем фактическое значение Iср, соответствующее выбранному числу витков Wур II:

.

Расчетное число витков с неосновной стороны рассчитаем по формуле:

.

Принимаем ближайшее целое значение витков Wур I =1 вит.

Вычислим дополнительный ток небаланса Iнб дополн, который обусловлен неравенством расчётного и выбранного числа витков:

Суммарный ток небаланса:

Коэффициент чувствительности:

, что больше минимально допустимого 2.0.

Число витков рабочей обмотки принимается по следующей формуле:

,

где Kн – коэффициент надежности, учитывающий ошибку реле и необходимый запас, принимается равным 1.5.

IнбS – ток небаланса;

Wур I – число витков рабочей обмотки на стороне, где размещена тормозная обмотка;

 tg α – тангенс угла между вектором магнитного потока рабочей и тормозной обмоток, для реле ДЗТ-11 принимается равным 0,75-0,85.

.

Принимаем .

7. ЗАЩИТА ОТ СВЕРХОТОКОВ ВНЕШНИХ МЕЖДУФАЗНЫХ КЗ

Рассчитаем параметры защиты от сверхтоков внешних междуфазных КЗ. В качестве такой защиты примем МТЗ.

Защита от сверхтоков внешних междуфазных КЗ предназначена для отключения трансформаторов при внешних КЗ в случае отказа защит присоединений или сборных шин. Она является также резервной защитой от внутренних повреждений в трансформаторах. Защита включается на трансформаторы тока со стороны источника питания.

Определим максимальный ток нагрузки трансформатора.

;

,

Ксз – коэффициент самозапуска двигателей нагрузки – нагрузка с высоким содержанием электродвигателей (выбрали из диапазона 1,5..6, предложенного в [2, стр. 197]).

Определяем коэффициент чувствительности на стороне НН:

,

где  – минимальный ток в реле (при двухфазном КЗ).

, что больше 1,5.

Коэффициенты чувствительности находятся в допустимых пределах.

Выберем время срабатывания МТЗ:

tсз = tсз МТЗ Л6 + Dt+ Dt = 0,6+0,5+0,5 = 1,6 с;

Выберем типы реле для защиты: РТ-40/10; ЭВ-112.

8. ПАРАМЕТРЫ ЗАЩИТЫ ОТ ПЕРЕГРУЗОК.

Защита от перегрузки выполняется с помощью МТЗ, включённой на ток одной фазы. На необслуживаемых подстанциях действует на разгрузку или отключение трансформатора.

На двухобмоточных трансформаторах с односторонним питанием предусматривается один комплект защиты, устанавливаемый со стороны питания.

Ток срабатывания защиты от перегрузок:

,

где Котс – коэффициент отстройки, равен 1.1[2, стр.566].

Выберем время срабатывания защиты:

tсз = tсз МТЗ Т1 + Dt = 1,6 + 0,5 = 2,1 с.

Выберем типы реле для защиты:

РТ-40/6; ЭВ-132

9. ГАЗОВАЯ ЗАЩИТА

Газовая защита предназначена для защиты силовых трансформаторов с масляным заполнением, снабженных расширителями, от всех видов внутренних повреждений, сопровождающихся выделением газа, ускоренным перетеканием масла из бака в расширитель, а также от утечки масла из бака трансформатора.

Измерительным органом газовой защиты является газовое реле. Газовое реле представляет собой металлический сосуд с двумя поплавками (элементами), который врезается в наклонный трубопровод, связывающий бак трансформатора с расширителем. При нормальной работе трансформатора газовое реле заполнено трансформаторным маслом, поплавки находятся в поднятом положении и связанные с ними электрические контакты – разомкнуты. При незначительном повреждении в трансформаторе (например, витковое замыкание) под воздействием местного нагрева из масла выделяются газы, которые поднимаются вверх, к крышке бака, а затем скапливаются в верхней части газового реле, вытесняя из него масло. При этом верхний из двух поплавков (элементов) опускается вместе с уровнем масла, что вызывает замыкание его контакта, действующего на предупредительный сигнал. При серьезном повреждении внутри трансформатора происходит бурное газообразование, и под воздействием выделившихся газов масло быстро вытесняется из бака в расширитель. Поток масла проходит через газовое реле и заставляет сработать нижний поплавок (элемент), который дает команду на отключение поврежденного трансформатора. Этот элемент срабатывает также и в том случае, если в баке трансформатора сильно понизился уровень масла (например, при повреждении бака и утечке масла).

Газовая защита является очень чувствительной и весьма часто позволяет обнаружить повреждение в трансформаторе в самой начальной стадии. При серьезных повреждениях трансформатора газовая защита действует достаточно быстро: 0,1 – 0,2 с (при скорости потока масла не менее чем на 25% выше уставки). Благодаря этим достоинствам газовая защита обязательно устанавливается на всех трансформаторах мощностью 6,3 МВА и более. Допускается установка газовой защиты и на трансформаторах от 1 до 4 МВА. На трансформаторах с РПН дополнительно предусматривается отдельная газовая защита устройства РПН.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Схема вторичных цепей защиты линии Л6

Продолжение

Схема вторичных цепей защиты линии Л6

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

Схема вторичных цепей защиты трансформатора Т1

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1 Шабад М.А.. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. – Л.: Энергоатомиздат, 1985.

2 Чернобровов Н. В., Семенов., В. А.. Релейная защита энергетических систем. – М: Энергоатомиздат, 1998.

3 Методические указания к курсовому проектированию по дисциплине  «Релейная защита» для студентов специальности 1-53 01 04 «Автоматизация и управление энергетическими процессами». Романюк Ф. А., Тишечкин А.А., Бобко Н.Н., Глинский Е. В. и др . – Мн:БНТУ, 2007.

4 Неклепаев Б.Н., Крючков И.П.. Электрическая часть электростанций станций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. –М.: Энергоатомиздат , 1989.

5 Лабораторные работы по дисциплине «Релейная защита» для студентов энергетических специальностей.  Бобко Н.Н., Глинский Е. В.,  Новаш В.И.,. – Мн.: БГПА, 2000.