Дипломная работа: Реконструкция подстанции "Гежская" 110/6 кВ
На
ПС предусмотрен следующий объем автоматики:
1) автоматическое
повторное включение (АПВ) выключателей вводов 6 кВ и отходящих линий 6 кВ;
2)
автоматическое включение резервного питания (АВР) на секционном выключателе 6
кВ.
4.3 Расчёт и выбор уставок МТЗ и токовой отсечки
Общие
положения расчёта и выбора уставок на терминале Micom Р123:
На
каждой из сторон трансформатора предусмотрено по три ступени максимальной
токовой защиты, используется одна из них.
Ток
срабатывания максимальной токовой защиты выбирается с учетом следующих
соображений: отстройка от максимально возможного тока нагрузки, согласование
защиты по току с защитами последующих элементов, обеспечение необходимой
чувствительности.
Выдержка
времени выбирается, исходя из условия согласования с выдержкой времени
последующей защиты. 1 ступень защиты может быть выбрана с зависимой или
независимой от тока характеристикой выдержки времени. Как правило, на
трансформаторах применяется независимая выдержка времени. Для этого в уставки
ступени I > реле необходимо ввести
тип
– НЕЗАВИС.
Расчёт
уставок производится с учетом требований выпуска 13Б Руководящих указаний по
релейной защите (Москва 1985год) и методике по выбору уставок с учетом особенностей
защит, уставки которых выбираются [14].
До
начала выбора защиты трансформатора 110 кВ ПС «Гежская» необходимо рассчитать
защиты отходящих линий 6 кВ.
Токовую
отсечку обычно называют одну из ступеней двухступенчатой или трёхступенчатой
максимальной токовой защиты. Токовая отсечка защищает только часть линии или
обмотки трансформатора, расположенные ближе к источнику питания. Отсечка
срабатывает без специального замедления, то есть t=0 с.
Расчёт
тока срабатывания селективной токовой отсечки без выдержки времени,
установленной на линии, на понижающем трансформаторе и на блоке линия-
трансформатор. Селективность токовой отсечки мгновенного действия
обеспечивается выбором её тока срабатывания большим, чем значение тока КЗ при
повреждении в конце защищаемой линии электропередачи или на стороне НН
защищаемого понижающего трансформатора:
≥
Коэффициент
надёжности для
токовых отсечек без выдержки времени, установленных на линии электропередачи и
понижающих трансформаторах, при использовании цифровых реле, в том числе Micom, может приниматься
в пределах от 1,1 до 1,15. Для сравнения можно отметить, что при использовании
в электромеханических дисковых реле РТ- 40 электромагнитного элемента
(отстройки) принимаются в приделах = 1,3 – 1,4.
Еще
одним условием выбора токовой отсечки, является отстройка от суммарного броска
тока намагничивания трансформаторов, подключенных к линии. Эти броски тока
возникают в момент включения под напряжение ненагруженного трансформатора и
могут первые несколько периодов превышать номинальный ток в 5 – 7 раз. При
расчёте токовой отсечки линии электропередачи, по которой питается несколько
трансформаторов, необходимо в соответствии с условием отстройки от тока КЗ
обеспечить несрабатывание отсечки при КЗ за каждым трансформатором и
дополнительно проверить надёжность несрабатывания отсечки при суммарном
значении бросков тока намагничивания всех трансформаторов, подключённых как к защищаемой
линии, так и предыдущим линиям, если они одновременно включаются под
напряжение. При включении линии под
напряжение
при выдержке времени отсечки порядка 0,05с. ток срабатывания отсечки должен
быть равен пяти суммарным номинальным токам:
≥
Если
это последнее условие оказывается расчетным, следует попытаться использовать
загрубление на время включения.
Проверка
чувствительности защиты:
ПУЭ
требуют для токовых защит коэффициент чувствительности 1.5 при коротких
замыканиях на защищаемом оборудовании, и 1.2 в зоне резервирования. Коэффициент
чувствительности определяется по выражению:
Для
расчета берется ток двухфазного КЗ в минимальном режиме.
Расчёт
токовой отсечки по отходящим фидерам представлен в приложении лист 5.
Принцип
действия МТЗ основан на том, что при возникновении КЗ ток увеличивается и
начинает превышать ток нагрузочного режима. Селективность действия при этом
достигается выбором выдержек времени.
В
пределах каждого элемента МТЗ устанавливается как можно ближе к источнику питания.
Для
того чтобы защита работала при КЗ и не работала в нормальных режимах необходимо
определять ток срабатывания защиты – .
– это
наименьший первичный ток, необходимый для действия ПО защиты. При этом
необходимо обеспечить несрабатывание МТЗ при максимальных токах () и пусковых токов () нагрузки. Для
этого необходимо выполнение следующих условий:
1. – пусковые
органы защит не должны приходить в действие при максимальном рабочем токе
нагрузки;
2. Пусковые органы
защиты, пришедшие в действие при внешнем КЗ, должны вернуться в исходное
состояние после его отключения и снижения до . Для выполнения этого условия ток
возврата защиты должен удовлетворять требованию , где - коэффициент
самозапуска двигательной нагрузки, учитывает возрастание тока при самозапуске
двигателей, .
Токи
и связаны
коэффициентом возврата :
,
где
, для МТЗ
на цифровых реле .
Следовательно,
при выполнении условия 2 всегда выполняется условие 1, поэтому выражение для
определения можно
получить следующим образом:
где
-
коэффициент надёжности, учитывает погрешность в определении , при использовании
цифровых реле, в том числе Micom, может
приниматься в пределах от 1,1 до 1,15.
.
Зная
величину ,
можно определить - ток срабатывания реле, как ток , пересчитанный
на вторичную обмотку ТА , где - коэффициент схемы, зависящий от
схемы соединения ТА и обмоток реле и равный отношению тока в реле ко вторичному
току ТА; -
коэффициент трансформации ТА. По рассчитанному значению определяют - ток уставки.
Участи токовых реле регулируется плавно, у других –
ступенчато, при этом округление до производится в большую сторону.
Данные
расчета уставок МТЗ ЗРУ-6 кВ представлены в Приложении лист 6.
4.3.3
Выполнение уставок на устройстве
Токи
срабатывания защиты МТЗ должны быть пересчитаны в доли номинального тока реле
или номинального вторичного тока трансформатора согласно [15].
Если
уставки защиты выбраны в первичном токе, то они должны быть приведены к
напряжению, где установлена защита, а затем определен относительный вторичный
ток срабатывания реле, делением первичного тока срабатывания на первичный ток
трансформатора тока соответствующей стороны:
>>=
Если
уставки защиты выбраны в относительных единицах к номинальному току
соответствующей стороны, должен быть определен относительный вторичный ток
срабатывания, умножением относительного тока срабатывания на базисный ток этой
стороны:
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29, 30, 31, 32, 33, 34, 35, 36 |