АЛМАТИНСКИЙ ИНСТИТУТ ЭНЕРГЕТИКИ ИСВЯЗИ

 

Кафедра электроснабжения промышленных  предприятий

 

 

РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА  И АВТОМАТИКА

ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СИСТЕМ И СЕТЕЙ

 

Методические указания к расчетно - графическим работам №1,2  для студентов всех форм обучения специальности 050718-Электроэнергетика

 

Алматы 2008

     СОСТАВИТЕЛИ: М.В. Башкиров, Г.С. Жунусова. Релейная защита и автоматика электрических систем и сетей. Методические указания к выполнению  расчетно-графическихм работ №1,2 для студентов всех форм обучения специальности 050718 - Электроэнергетика. - Алматы: АИЭС, 2008.- 15 с.

  Данная работа включает задания к расчетно-графическим работам №1,2 и методические указания к их выполнению, а также список необходимой литературы.

Содержание 

 

Введение………………………………………………………………………...	4
1 Методические указания……………………………………………………...	4
1.1 Методические указания к выполнению расчетно-графической работы. №1- расчет дистанционной защиты линии 110-220кВ……………..	5
1.2 Методические указания к выполнению расчетно-графической работы №2. Расчет продольной дифференциальной защиты двухобмоточного трансформатора……………………………………………	10
Список литературы..............................................................................................	15

Введение

Согласно учебному плану, студенты, обучающиеся по специальности 050718 - Электроэнергетика, изучают курс  «Релейная защита электроэнергетических систем», в котором предусмотрены две расчетно-графические работы, предполагающие закрепление студентами пройденных разделов дисциплины.

К сдаче экзамена по курсу студенты допускаются после успешного выполнения и защиты расчетно-графических работ.  

1 Методические указания

При расчетах токов короткого замыкания для релейной защиты и автоматики определяют действующее значение периодической  слагающей для момента времени t =0, полагая, что ЭДС всех генераторов совпадают по величине и фазе [5]. Для определения полных токов, а также составляющих отдельных последовательностей токов и напряжений в месте короткого замыкания пользуются следующими расчетными выражениями:

а) при трехфазных замыканиях полный ток фазы равен току прямой последовательности [6]

                                                                                  (1.1)

где x_1S - результирующее сопротивление прямой последовательности, приведенное к точке КЗ;

б) при двухфазных замыканиях полный ток поврежденной фазы равен

                       ;                                (1.2)

в) при однофазном повреждении на землю полный ток поврежденной фазы равен

                     .                                    (1.3)

 

1.1 Методические указания к выполнению расчетно-графической работы №1. Расчет дистанционной защиты линии 110-220кВ

 Студенты выбирают номер варианта задания по двум признакам: последней и предпоследней цифрам номера зачетной книжки.

Основные параметры к заданиям приведены в таблицах 1.1 - 1.2 (последней и предпоследней цифрам номера зачетной книжки).

Для защиты электрических сетей с глухозаземленной нейтралью от междуфазных повреждений применяют трехфазные трехступенчатые направленные дистанционные защиты с независимой выдержкой времени. Распространены защиты с реле сопротивления, имеющими характеристики на комплексной плоскости в виде окружностей, проходящих через начало координат панели ЭПЗ - 1636М. Диаметр окружности определяется уставкой срабатывания, положение - углом максимальной чувствительности, который принимается равным 65⁰ для сетей 110 кВ и 75⁰ для сетей 220-330 кВ. При вторичном номинальном токе 5А уставка срабатывания реле может выполняться от 0,25 до 10 Ом для первой ступени, от 0,25 до 20 Ом для второй и от 2 до 20 Ом для третьей ступени. При номинальном токе 1А уставки срабатывания выполняются соответственно 1,25 - 50 Ом, 10-100 Ом [4,6]. Для дистанционной защиты выполненной на интегральных микросхемах панель ШДЭ-2801,2802 характеристики II и III ступеней срабатывания выполнены в виде четырехугольника и треугольника соответственно.

Расчет дистанционной защиты в общем случае сводится к определению:

а) сопротивлений срабатывания, выдержек времени и чувствительности отдельных ступеней защиты;

б) параметров срабатывания, чувствительности и типа пусковых органов;

в) параметров срабатывания, чувствительности и типа устройства блокировки защиты при качаниях в энергосистеме [6].

Порядок расчета следующий:

1) предварительно определяется полное сопротивление линии W-1 [6]

                                                                                            (1.1)

где  Z_уд1 - удельное полное сопротивление  линии W-1, Ом/км;

l₁ - длина линии, км.

Затем находится длительно допустимый ток по нагреву проводов линии, по которому выбирается коэффициент трансформации трансформатора тока.

 

 

 

 

 

Рисунок 1.1- Электрическая схема

 

G1

2) первичное сопротивление срабатывания первой зоны защиты без выдержки времени должно быть отстроено от металлических КЗ на шинах противоположного конца линии.

По выражению

                                                                (1.2)

где d=0,1 - погрешность, вызванная неточностью расчета первичных электрических величин и необходимый запас;

b = 0,05 - погрешность трансформаторов тока в сторону увеличения защищаемой зоны.

Аналогично рассчитываются сопротивления срабатывания первичных зон защит II и III. Время срабатывания первых зон определяется собственным временем действия реле и условием отстройки от работы трубчатых разрядников на линии и составляет t₁=0,1-0,2 с;

3) первичное сопротивление срабатывания второй зоны определяется из двух условий: - согласование с концом первой зоны (началом второй зоны) предыдущей защиты II (при одинаковом  времени срабатывания вторых зон).

                                           (1.3)

где a=0,1 - погрешность трансформаторов тока в стороны уменьшения защищаемой зоны;

К^|=0,85 - коэффициент запаса;

К^|| = 0,75 - коэффициент запаса по избирательности согласуемых защит        линий;

К_Т - коэффициент токораспределения, учитывающий различие в токах I_kI на участке линии, где установлена защита  и I_kII на участке II,  при КЗ в конце первой зоны защиты предыдущего участка II;

;

- отстройки от КЗ за трансформаторами подстанции Б.

                                                                             (1.4)

где     К_н^//=0,85 - коэффициент надежности;

Z_тр - минимальное сопротивление работающих трансформаторов подстанции Б;

К_т - коэффициент токораспределения;

 - отношение тока КЗ на участке линии I (I_KI) к току через трансформаторы при КЗ за ними, на низкой стороне трансформаторов (I_KТ).

Меньшее из значений, полученных по выражениям (1.2), (1.4), принимают за расчетное.

Аналогично вычисляется ;

4) чувствительность второй ступени защиты проверяется при металлических КЗ на шинах приемной подстанции

                                                                                          (1.5)

При наличии третьей ступени защиты необходимо обеспечить  Время срабатывания вторых зон принимается на ступень селективности Dt больше времени срабатывания быстродействующих защит элементов, присоединенных к шинам подстанции Б, противоположного конца линии

;

5) в существующих дистанционных защитах пусковой орган выполняется в виде максимальной токовой (направленной или ненаправленной) защиты или дистанционной защиты.

Условия выбора уставок для токового пускового органа такие же, как для максимальной токовой защиты

                                                                             (1.6)

где  - максимальное значение первичного рабочего тока в защищаемой линии;

К_Н=1,2 - коэффициент надежности;

К_В - коэффициент возврата реле;

К_{САМОЗАП}=1,5-2,0 - коэффициент, учитывающий увеличение тока при самозапуске двигателей.

Первичное сопротивление срабатывания пусковых органов (третья зона) дистанционной защиты, выполненных на направленных реле сопротивления обычно должно быть отстроено от минимального рабочего полного сопротивления линии и согласовано по чувствительности с аналогичными органами предыдущей защиты. Время срабатывания третьей зоны выбирается по встречно - ступенчатому принципу. Для направленных реле сопротивления, у которых угол максимальной чувствительности совпадает с углом линии

                          (1.7)

 где - минимальное значение междуфазного напряжения в месте установки защиты, принимается равным (0,8 - 0,9) U_{раб.мин.};

К_СЗП - коэффициент самозапуска, принимается равным 1,5-2,0;

I _{раб.макс.} - максимальное значение первичного тока в защищаемой  линии;

К_Н - коэффициент возврата, принимается равным 1,05.

Чувствительность третьей зоны защиты (пусковых органов) при ее работе в качестве основной

                              .                                      (1.8)

Вторичное сопротивление срабатывания отдельных зон определяется по выражению

                                  ,                                   (1.9)

где Z_сз - первичное сопротивление срабатывания защиты (первой, второй или третьей зон);

К_та, К_тv - коэффициент трансформации соответственно трансформаторов тока и напряжения;

К_сх - коэффициент схемы, который при включении реле сопротивления на междуфазные напряжения и разность фазных токов равен 1, а при включении реле сопротивления на междуфазные напряжения и фазные токи равен .

 

 

 

Рисунок 1.2- Ступенчатые характеристики времени срабатывания

дистанционных защит                

Т а б л и ц а 1.1 - Исходные данные к расчетно-графическим работам №1,2

Последняя цифра шифра	1	2	3	4	5	6	7	8	9	0
Напряжение  ЛЭП,  кВ	110	110	110	110	110	220	220	220	220	220
Мощность КЗ системы S1кз,МВА	1500	1400	1300	1200	110	3500	3500	3300	3200	3100
Мощность КЗ системы S2кзМВА	1000	1100	1200	1100	1000	2100	2200	2300	2000	2000
Мощность ЛЭП-1. SW-1, МВА	80	85	83	87	88	90	92	95	100	110
Мощность   ЛЭП-2 SW-1, МВА	60	64	62	65	67	70	71	75	74	76
Мощность  ЛЭП-3.    Sw-3,МВА	30	32	31	34	35	40	42	45	43	45
cosjном	0,9	0,91	0,91	0,91	0,92	0,92	0,93	0,92	0,91	0,92
jр jмч	600	600	600	600	600	650	650	600	600	600

 

Т а б л и ц а 1.2

Предпоследняя цифра шифра	1	2	3	4	5	6	7	8	9	0
ЛЭП-1, км	20	25	30	30	27	45	43	50	40	45
ЛЭП-2, км	45	60	68	40	35	60	65	70	50	55
ЛЭП-3, км	50	45	60	58	60	80	85	90	70	95
Полное удельное сопротивление ЛЭП-1 Zуд	0,4	0,43	0,45	0,43	0,46	0,42	0,44	0,41	0,42	0,41
Мощность трансформа-тора  Т, МВА	40	60	40	60	40	60	40	60	40	60
Полное удельное сопротивление ЛЭП-2 Zуд	0,43	0,41	0,42	0,44	0,4	0,45	0,39	0,38	0,46	0,47

2.1 Методические указания к расчету к выполнению расчетно-графической работы №2. Расчет продольной дифференциальной защиты двухобмоточного трансформатора

 

Для защиты от повреждений на выводах трансформаторов, а также от внутренних повреждений (КЗ между фазами, на землю и замыкания витков одной фазы) широко применяется дифференциальная защита [11].

Принцип действия продольной дифференциальной защиты основывается на сравнении токов в начале и в конце защищаемой зоны. В соответствии с принципом действия этой защиты, трансформаторы тока устанавливаются с обеих сторон трансформатора. Их вторичные обмотки соединяются так, чтобы при нагрузке и внешних КЗ в реле протекала разность вторичных токов [6,9].

                                                I_р = I_Iв  -  I_IIв                                            (2.1)

тогда при КЗ в зоне защиты ток в реле будет равен сумме вторичных токов

                                                 I_р = I_Iв  +  I_IIв  .                                            (2.2)

При этом, если   I_р > I_c.р., то реле приходит в действие и отключает трансформатор. Если обеспечить равенство вторичных токов  I_IВ  и  I_IIВ, то при токах нагрузки и при внешних КЗ ток через реле протекать не будет и защита не срабатывает, так как

                                                I_р = I_Iв  -  I_IIв = 0.                                     (2.3)

При выполнении дифференциальной защиты трансформаторов необходимо учитывать неравенство первичных токов разных обмоток трансформаторов и несовпадение этих токов в общем случае по фазе. Компенсация сдвига тока по фазе достигается соединением вторичных обмоток трансформаторов тока в треугольник в том случае, если с данной стороны обмотки силового трансформатора соединены в звезду. Трансформаторы тока, расположенные на стороне треугольника силового трансформатора, соединяются в звезду, т.е. на трансформаторах тока собирают группу, обратную силовому трансформатору.

Компенсация неравенства первичных токов силовых трансформаторов достигается подбором коэффициентов К_ТАI и К_ТАII трансформаторов тока дифференциальной защиты и параметров, специально устанавливаемых для этой цели трансформаторов.

Коэффициенты трансформации трансформаторов тока К_ТАI и К_ТАII подбираются с таким расчетом, чтобы вторичные токи в плечах защиты при нагрузке и внешних КЗ были равны. При соединении обмоток по схеме U/D

                                                                                                       (2.4)

где К_т - коэффициент трансформации силового трансформатора.

Задаваясь, например, коэффициентом трансформации К_ТАII, можно найти расчетное значение второго К_ТАI, принимая ближайшее стандартное значение.

Исходные данные для расчета дифференциальной защиты двухобмоточного трансформатора принимаются из таблиц задания 1.1, 1.2, в соответствии со справочными данными на трансформаторы.

Порядок расчета следующий:

1. Определяются первичные номинальные токи на сторонах трансформатора (I_ном1 и I_ном2) и коэффициенты трансформации трансформаторов тока

                                    .                  (2.5)

2. Определяются вторичные номинальные токи в плечах дифференциальной защиты

                              ;            .                    (2.6)

По большему значению  i_В принимается основная сторона дифференциальной защиты и все расчеты приводятся к основной стороне.

3. Выбирается ток срабатывания защиты из условия отстройки

а) от броска тока намагничивания

                                I_с.з. = К_отс I_{ном.тр.ВН}                                                 (2.7)

где К_отс = 1,3 для реле РНТ-565;

К_отс = 1,2-1,5 для реле ДЗТ-11;

I_{ном.тр.ВН} - номинальный ток трансформатора приведенный к основной      стороне;

б) от максимального тока небаланса

                                                I_с.з. = К_н×I_{нб.макс.}                                     (2.8)

где К_н = 1,3 для РНТ.

                                        I_{нб.макс.} = I¢_нб. + I²_нб. + I²¢_нб.                                   (2.9)

где I¢_нб.- составляющая тока небаланса, обусловленная погрешностью (ток намагничивания) трансформаторов тока.

                                       I¢_нб. = К_а × К_одн.× f_i × I⁽³⁾_к.макс.                                  (2.10)

где К_одн. - коэффициент однотипности принимается равным 1,0, если на всех сторонах трансформатора имеется не более одного выключателя;

К_а - коэффициент, учитывающий переходный режим, для реле с БНТ   К_а = 1;

f_i - коэффициент, учитывающий 10 % погрешность трансформаторов  тока, f_i = 0,1;

I⁽³⁾_к.макс. - максимальное значение тока КЗ за трансформатором, приведенное к основной стороне трансформатора;

I²_нб. - составляющая тока небаланса обусловленная регулированием

напряжения защищаемого трансформатора

                                                                                 (2.11)

где DN_т - половина диапазона регулирования напряжения его среднего значения, так при диапазоне регулирования ±10 %, DN_т = 0,1;

I⁽³⁾_к.макс. - максимальное значение тока КЗ за трансформатором, приведенное к основной стороне трансформатора;

I²¢_нб. - составляющая тока небаланса, обусловленная неточностью установки на коммутаторе реле расчетного числа витков уравнительных обмоток.

                            (2.12)

где W_{1неосн.рас.} и W_{1неосн.уст.} - соответственно расчетное и установленное  число витков обмоток РНТ для неосновной  стороны;

I⁽³⁾_к.макс. - максимальное значение тока КЗ за трансформатором, приведенное к основной стороне трансформатора;

На первом этапе расчета уставки дифференциальной защиты I²¢_нб. не учитывается, тогда

                                          (2.13)

За расчетную величину тока срабатывания защиты принимается большее значение, определенное по формулам (2.8)и (2.9).

4. Производится предварительная проверка чувствительности защиты  при повреждениях в зоне её действия

                                      ,                                          (2.14)

где I_к.мин. - минимальное значение тока КЗ (обычно двухфазное КЗ в зоне защиты).

Если коэффициент чувствительности больше двух (К_ч ³ 2), то расчет можно продолжать.

5. Определяется ток срабатывания, отнесенный к стороне с большим током в плече (основной стороне)     

                                                                                 (2.15)

где К_ТА и К_СХ  берутся для основной стороны.

6. Определяется расчетное число витков обмотки реле с основной    стороны

                                                ,                                           (2.16)

где F_ср - магнитодвижущая сила для реле РНТ-565 F_ср=100.

Выбирается установленное число витков основной стороны W _{Iдиф.уст.}

Если  W_{I диф.рас.} получается дробным ,то  как правило принимается ближайшее меньшее число витков W_{I диф.уст.}, которое можно установить на  реле.

7. Определяется число витков обмоток реле для неосновной стороны из условия чтобы в режиме нагрузки или внешнего КЗ ток реле отсутствовал                                                        ,                                      (2.17)

где i_1в - вторичный номинальный ток основной стороны;

      i_2в - вторичный номинальный ток другого плеча защиты.

8. Выбираются установленные числа витков неосновной стороны

 W_{II неосн.уст.}, (ближайшее меньшее).

В случае, когда числа витков получаются дробными, принимаются ближайшие целые числа витков, которые можно установить на уравнительной 

обмотке реле.

9. Определяется ток небаланса с учетом I^III_нб.  по (2.12).

10. Повторно определяется первичный ток срабатывания защиты и вторичный ток срабатывания реле.

Если I_с.з. окажется больше полученного ранее, нужно принять новое значение числа витков дифференциальной обмотки (W_диф.), ближайшее меньшее от расчетного. Затем дальнейший расчет повторяется.

11. После повторно найденных чисел витков дифференциальной обмотки 

определяют число витков уравнительной обмотки для схемы включения обмоток реле РНТ по рисунку 2.1

 

                                                (2.18)

12. Затем вновь проверяется чувствительность защиты по формуле 2.14.

 

 

 

 

 

 

 

 

 Рисунок 2.1 - Схема включения обмоток реле РНТ

 

Список литературы

1. Басс Э.И., Дорогунцев В.Г.  Релейная защита электроэнергетических систем. / Под ред. А.Ф. Дьякова.- М.: Изд. МЭИ, 2002.- 295с.

2. Чернобровов Н.В., Семенов В.А. "Релейная защита энергетических систем: Учебное пособие для техникумов".- М.: Энергоатомиздат, 1998.

3. Справочник по наладке вторичных цепей электростанций и подстанций / Под ред. Э.С. Мусаэляна. - М.: Энергоатомиздат, 1989.

4.Руководящие указания по релейной защите. Дистанционная защита линий 35 - 330 кВ. - М.; - Л.: Энергия, 1985. - 176с.

5.Федосеев А.М. Релейная защита электрических систем. - М.: Энергия,

1984. - 520с.

6. Авербух А.М. Релейная защита в задачах с решениями и примерами. - М.:  Энергия, 1975. - 416с.

7. Беркович М.А., Семенов В.А. Основы техники и эксплуатации релейной    защиты. - М.: Энергия, 1971.

8. Шабад М.А. Расчеты РЗ и А распределительных сетей: Монография.- СПб.: ПЭИПК, 2003.- 350с.

9. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 13А. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ: Схемы. - М.: Энергоатомиздат,1985.- 112с.

10. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 13Б. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ: Расчеты. - М.: Энергоатомиздат, 1985.- 96с.

11. Сборник директивных материалов (Электротехническая часть).-   М.: Минэнерго СССР, 1985.

12.Засыпкин А.С. Релейная защита трансформаторов. -     М.: Энергоатомиздат, 1989.- 264 с.