НЕКОММЕРЧЕСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

АЛМАТИНСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ

Кафедра Электроснабжения промышленных предприятий

 

 

        РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ

Методические указания к  выполнению лабораторных работ для студентов всех форм обучения специальности 5В071800 – Электроэнергетика

 

 

 

Алматы 2011

 

СОСТАВИТЕЛИ: М.В.Башкиров, М.А.Тергеусизова. Релейная защита электроэнергетических систем. Методические указания к  выполнению лабораторных работ для студентов всех форм обучения специальности 5В071800 – Электроэнергетика, Алматы: АУЭС, 2011. -  41 с.

В описание включены четыре работы по курсу Релейная защита и автоматика в системах электроснабжения: исследование защит радиальных линий, исследование защиты высоковольтного оборудования, исследование защит  цеховых трансформаторов, исследование дифференциальной защиты трансформатора ГПП.

Ил.22, табл.8, библиогр. – 11 назв.

 

Рецензент: канд.техн.наук, доц. А.С.Бугубаев

 

Печатается по плану издания некоммерческого акционерного общества «Алматинский университет энергетики и связи» на 2011 год.

 

© НАО «Алматинский университет энергетики и связи»,      2011 г.

 

Содержание

Введение

4

1

Исследование двухступенчатой токовой защиты радиальной линии одностороннего питания

5

2

Исследование максимальной токовой защиты и токовой отсечки асинхронного двигателя

22

3

Исследование дифференциальной  защиты трансформаторов

29

4

Проверка трансформаторов тока и исследование их схем соединений

36

Список литературы

41

 

Введение 

Дисциплина «Релейная защита электроэнергетических систем» имеет несколько разделов согласно типовой  программе, которые изучаются студентами в курсе лекций и закрепляются лабораторными работами.

В курсе «Релейная защита электроэнергетических систем» изучаются основы защиты электрооборудования,  выявление ненормальных режимов в электрической части энергосистем, рассматриваются вопросы   автоматической ликвидации повреждений и ненормальных режимов в электрической части энергосистем, что является основой, обеспечива­ющей их надежную работу.

Распространенным силовым оборудованием на понизительных подстанциях является  трансформатор, его стоимость составляет большую часть от стоимости всей подстанции, поэтому релейная защита  должна осуществлять контроль за состоянием трансформатора и реагировать на возникнове­ние повреждений и ненормального режима работы трансформатора.

Релейная защита разветвленных ЛЭП при возникновении повреждений должна выявить поврежденный участок и отключить только по­врежденный участок сети, электроснабжение всех остальных потребителей, питавшихся от поврежденной ЛЭП, сохраняется.

Защита высоковольтного оборудования  для уменьшения разрушений в месте повреждения и обес­печения нормальной работы неповрежденной части электроснабжения является актуальным.

Необ­ходимо как можно быстрее выявлять и отделять место повреждения от неповрежденной части энергосистемы.

В процессе обучения студенты должны изучить и правильно применять виды релейных защит, должны уметь рассчитывать уставки релейных защит.

Перечисленные разделы курса включены в настоящий сборник описаний лабораторных работ.

 

1 Лабораторная работа. Исследование двухступенчатой токовой защиты радиальной линии одностороннего питания

Цель работы

Изучение действия максимальной токовой защиты с независимой и ограниченно зависимой характеристиками выдержек времени и токовой отсечки радиальной линии одностороннего питания.

         1.2 Описание стенда

В данной лабораторной работе моделируется система электроснабжения промышленного предприятия, представленная на стенде мнемонической схемой с комплектами релейной защиты (см.рисунок 1.1).

 

 

Рисунок 1.1 – Лабораторный стенд

Главное распределительное устройство предприятия – ГРП питается от сборных 10 кВ подстанции энергосистемы по кабельной линии L1. От шин ГРП питаются трансформаторная подстанция ТП-1, распределительное устройство РП1 (линия L2). От шин РП1 питаются ТП-2 и ряд других потребителей. На стенде в целях упрощения смонтирована только часть всей схемы электроснабжения.

Защита радиальных линий 6-10 кВ и цеховых трансформаторов от междуфазных замыканий выполнена в виде токовых отсечек без выдержки времени и максимально-токовых защит с независимой или зависимой выдержкой времени. Защита выполняется в двухрелейном исполнении с двумя трансформаторами тока, устанавливаемыми в двух фазах А и С. В целях упрощения на стенде, релейная защита смонтирована в однолинейном исполнении, схема собрана полностью (см. рисунок 1.2). Для наибольшей наглядности аппаратура защиты на стенде расположена в том же порядке, как и на схеме.

Рисунок 1.2 – Электрическая схема стенда

Питание ~220В на стенд подается включением автомата SF (горит сигнальная лампа). Линии L1, L2, трансформаторы ТП-1, ТП-2 включаются включателями Q1, Q2, Q3, Q4 путем нажатия кнопок включения (загораются световые табло выключателей).

На стенде установлены следующие виды защит:

1) на линии L1 (Q1):

а) максимальная токовая защита (МТЗ) с независимой выдержкой времени (реле KA2, КТ1, КМ2);

б) токовая отсечка без выдержки времени (реле КА1, KL1, KH1) с использованием электромагнитных токовых реле РТ-40;

2) на линии L2 и линия L3 – трансформатор Т1 (Q1,Q2):

а) МТЗ с ограниченно зависимой выдержкой времени (КА3, КА4);

б) токовая отсечка (реле КА3, КА4) с использованием индукционных токовых реле РТ-80;

3) на блоке L4 – трансформатор Т2 (Q4):

а) МТЗ с независимой выдержкой времени (реле KA5, KT5, KH3) с использованием реле РТ-40.

Тумблера Т1–Т5 служат для ввода (вверх) и вывода (вниз) соответствующей релейной защиты: Т1 – отсечку L1; Т2 – МТЗ L1; Т3 – МТЗ, отсечку L2; Т4 – МТЗ, отсечку L3; Т5 – МТЗ L4.

Токовые реле включены через трансформаторы тока, установленные у выключателей Q1, Q4. Коэффициенты трансформации трансформаторов тока приведены в таблице 1.2.

Токи короткого замыкания определяются по показаниям амперметров, включенных в первичную цепь без трансформаторов тока.

Для производства короткого замыкания служат тумблеры, установленные в точках К1–К7 и кнопка к.з. Короткое замыкание производят в следующем порядке:

а) включаются выключатели Q1–Q4;

б) выводят из действия все защиты (Т1–Т5 вниз);

в) включают тумблер К7 и нажимают кнопку к.з.;

г) по амперметру РА4 или РА1 определяют ток к.з.;

д) отключают тумблер К7, включают тумблер К6 и вновь  производят к.з.

Примечания:

1) Во избежание погрешностей при замерах токов нагрузки все тумблеры для производства к.з. должны быть отключены.

2) При  производстве  к.з.  должен  быть  включен  один  тумблер  в  точке замера.

1.2 Задание

 1.2.1 Ознакомиться с принципом выполнения максимальной токовой защиты и токовой отсечки радиальных линий одностороннего питания.

1.2.2Ознакомиться со схемами защит, реле.

1.2.3 Произвести измерение токов к.з в точках К1–К7 и записать в таблицу 1.1. Построить кривые распределения тока к.з. для всей схемы электроснабжения и графически определить зоны действия и мертвые зоны токовых отсечек  (см.рисунок 1.4). Ток к.з. на шинах ц/ст энергосистемы принять равным 100–120 А.

1.2.4 Рассчитать максимальные токовые защиты линий L1–L4 лабораторной установки и записать в таблицу 1.3. Уставки времени для всех МТЗ выбрать по ступенчатому принципу учитывая, что на линии L4 применяется реле РТ-40 и реле времени с независимой выдержкой времени; на линии L2 устанавливается защита с  зависимой характеристикой времени с применением реле РТ-85/1; на начальном участке, т.е. L1 применяется реле РТ-40 и реле времени с независимой выдержкой времени.

1.2.5 Рассчитать токовые отсечки для L1, L2 и L3–ТП-1 лабораторной установки при к.з. в соответствующих точках и записать в таблицу 1.3.

1.2.6 Построить график ступенчатого принципа выбора выдержек времени (см.рисунок 1.5, 1,6). При этом выдержки времени реле с зависимой характеристикой могут практически быть занижены на одну ступень, т.е. рассчитав ток срабатывания токовых отсечек, МТЗ и выдержки времени, установить уставки непосредственно на реле (предварительно ознакомившись со способами регулирования тока РТ-40, РТ-80); учесть, что обмотки токовых реле КА1 и КА2 соединены параллельно, КА5 – последовательно.

1.2.7      Произвести испытания схемы в следующей последовательности:

а) включить автомат SF и выключатели Q1–Q4;

б) тумблеры ввода защиты (Т1–Т5) поставить в верхнее положение;

в) произвести к.з. в точке К7 и проследить действие МТЗ выключателя. То же произвести для защит выключателей Q1, Q2, Q3. При к.з. в точках К1, К5, К3 – должны срабатывать отсечки, а при к.з. в точках К2, К6, К4 МТЗ с выдержкой времени;

г) поочередно вывести защиты (тумблеры Т1–Т5 вниз) и проследить за действием резервной защиты предыдущего участка. Например, в случае отказа действия защиты Q2 при к.з. в точках 5, действует МТЗ Q1 и т.д.

1.2.8 Результаты испытаний объяснить и занести в таблицу 1.2.

Таблица 1.1 – Снятие токов короткого замыкания в линиях

Защищаемый

объект

Ток нагрузки

(А)

Ток к.з.

в точках

Iкз(А)

L1

9

K1

 

K2

 

L2

5

K5

 

K6

 

L3-ТП1

4

K3

 

K4

 

L4-ТП2

3

K7

 

 

Таблица 1.2

Защищаемый объект

Вид

защиты

Коэффициенты трансформа­ции

т.т.

Тип

реле

Iср, А

t, сек

K

Действие защиты при к.з. в точках  К1-К7

Основная

Резервная

L1

отсечка МТЗ

100/5

 

 

 

 

 

 

L2

отсечка МТЗ

20/5

 

 

 

 

 

 

L3-ТП1

отсечка МТЗ

20/5

 

 

 

 

 

 

L4-ТП2

МТЗ

20/5

 

 

0,6

 

 

 

 

Т а б л и ц а  1.3 – Расчет МТЗ И ТО для линий L1-L4

 

Линия L1

Линия L2

Линия L3

Линия L4

 

Расчет

МТЗ

Расчет ТО

Расчет

МТЗ

Расчет ТО

Расчет

МТЗ

Расчет ТО

Расчет

МТЗ

Ток срабатывания защиты

Ток срабатывания реле

 

 

Подпись: 9                   Коэффициент

                   чувствительности

 

 

 

               Кратность тока

К=

К=

К=

К=

К=

К=

К=


Рисунок 1.3  – Схема сети 6-10 кВ

      

Рисунок 1.4 – Определение зон действия ТО Л-1 и Л-2

 

           

Рисунок 1.5 – Характеристики выдержек времени МТЗ в реле РТ-40

           

 

Рисунок  1.6 – Согласование выдержек времени МТЗ с реле РТ-80

 

1.3 Методические указания

1.3.1 Виды повреждений радиальных линий

         Вследствие возникновения к.з. нарушается нормальная работа системы электроснабжения с выходом генераторов из синхронизма и нарушением работы потребителей. Опасность для элементов сети представляет термическое и динамическое действие тока к.з. как непосредственно в месте повреждения, так и при протекании по неповрежденному оборудованию. Для уменьшения размеров повреждения при к.з. и предотвращения развития аварий необходимо быстро отключить поврежденный элемент.

Однофазные замыкания на землю в сетях с изолированной нейтралью напряжением 6-10 кВ не сопровождаются возникновением больших токов в месте повреждения. Обычно эти токи не превышают нескольких десятков ампер. Междуфазные напряжения при этом виде повреждения остаются такими же, как и в нормальном режиме, но возникает опасность перехода однофазного замыкания на землю в междуфазные к.з. Поэтому в сетях с изолированной нейтралью предусматриваются специальная защита от однофазных замыканий на землю действующая, как правило, на сигнал.

Для защиты радиальных и магистральных линий 6-10 кВ от междуфазных к.з. применяются токовые защиты. В зависимости от способа обеспечения селективности токовые защиты делятся на максимальные токовые и токовые отсечки. В первом случае селективность защиты достигается выбором выдержки времени, тем большей, чем ближе к источнику питания расположена защита; во втором – соответствующим выбором тока, при котором зашита срабатывает.

1.3.2 Максимальная токовая защита

         Максимальная токовая защита содержит два органа: пусковой и выдержки времени. Функции пускового органа выполняет реле тока, которое входит в измерительную часть схемы. Оно реагирует на нарушения нормального режима и вводит в действие другие органы защиты. В качестве органа выдержки времени может быть использовано отдельное реле времени (при применении реле тока РТ-40). Наряду с этим, в одном реле тока (РТ-80) могут быть объединены оба органа защиты. В схемах токовых защит имеются еще промежуточные и указательные реле, которые вместе с реле времени образуют логическую часть схемы.

Комплекты защит установлены со стороны питания на каждом участке. Защита должна с возможно минимальной выдержкой времени отключать выключатель при к.з. на своем участке и резервировать защиту последующего за ним участка.

Ток срабатывания защиты Iс.з и ток срабатывания реле Iср определяется соответственно по формулам 1.1 и 1.2.

                                         ,                                           (1.1)

                                     ,                                                     (1.2)

где kн – коэффициент надежности (kн =1,15¸1,25);

                kсзп – коэффициент самозапуска (kсзп =1,5);

                kв – коэффициент возврата(kв=0,85);

                kсх – коэффициент схемы соединения реле, принимаемый при включении реле на фазные токи равным 1;

                nm – коэффициент трансформации трансформаторов тока.

Токовая защита должна быть проверена по чувствительности. Оценка чувствительности производится по коэффициенту чувствительности, определяемому как отношение минимального тока к.з. (двухфазное к.з.) в конце защищаемой линии к току срабатывания защиты

 

                                               .                                               (1.3)

 

Максимальные токовые защиты могут выполняться с независимой и с ограниченно зависимой характеристиками времени срабатывания             (см.рисунок 1.7).

 

1 – независимая от тока; 2 – ограничено зависимая от тока.

Рисунок 1.7 – Характеристики выдержек времени МТЗ

 

Рисунок 1.8 – Характеристика выдержек времени t=f(К) реле РТ-80

Как в том, так и в другом случае селективность защиты может быть обеспечена, если время срабатывания t1 защиты линии L1, расположенной вблизи источника питания, при к.з. на смежном участке в зоне действия защиты линии L2 будет больше выдержки времени t2 защиты линии L2 на некоторую величину Dt , называемую ступенью селективности, т.е. должно выполняться условие:

                                                           t1=t2+Dt .                                                    (1.4)

         Ступень селективности Dt в расчетах принимается равной 0,5¸0,7 сек.

         Выдержки времени у максимальных токовых защит выбирают по ступенчатому принципу. Начинают выбор с наиболее удаленного элемента и по мере приближения к источнику питания выдержку времени увеличивают на ступень селективности.

         Характеристика максимальной токовой защиты с независимой выдержкой времени (реле РТ-40) для трех участков приведена на рисунке 1.5.

         Выбор выдержек времени у максимальных токовых защит с ограниченно зависимой характеристикой (реле РТ-80, РТВ) должен производиться для определенной величины тока. При большой кратности тока к.з. (7¸10), когда реле работает в независимой части своей характеристики, согласование выдержек времени смежных защит производится также по ступенчатому принципу (см.рисунок 1.5).

1.3.3 Токовые отсечки

         Для быстрого отключения поврежденной линии применяются токовые отсечки мгновенного действия. Селективное действие токовой отсечки достигается тем, что ток срабатывания принимается большим максимального тока к.з., проходящего через защиту при повреждении вне защищаемого элемента. При этом действие защиты повреждении на защищаемом участке обеспечивается благодаря тому, что ток к.з. в сети, а следовательно, и в защите увеличивается по мере приближения места к.з. к источнику питания (см. рисунок 1.4).

         Ток срабатывания мгновенной токовой отсечки выбирается по условию отстройки от 3-х фазного тока к.з. в конце защищаемой линии, т.е.

                                          ,                                                      (1.5)

где =1,15¸1,2 – коэффициент надежности.

         Токовая отсечка не может служить единственной защитой линии, так как она не защищает всю линию целиком (имеет мертвую зону) и не резервирует защиту смежного участка (см.рисунки 1.5, 1.6). Поэтому наряду с отсечкой применяют другую защиту, хотя и менее быстродействующую, но реагирующую на к.з. в любой точке защищаемой линии, например, максимальную защиту с выдержкой времени.

         Для такой комбинированной защиты используют два комплекта токовых реле типа РТ-40 или один комплект реле типа РТ-80, совмещающее в себе токовую отсечку и МТЗ с выдержкой времени.

1.4 Примеры расчета максимальной токовой защиты для радиальной линии одностороннего питания

1.4.1 От подстанции энергосистемы неограниченной мощности напряжением 10 кВ питается ГРП и РП1 промышленного предприятия. Для упрощения на рисунке 1.9 приведена только часть схемы, питающаяся от одной секции шин п/ст энергосистемы. Другая часть схемы аналогична.

 

Рисунок 1.9

 

Выбрать и рассчитать для линий L1 и L2 максимальные токовые защиты и токовые отсечки с токовыми реле РТ-80 с ограниченно зависимой характеристикой выдержки времени.

Исходные данные:

для L-1: Iраб.max=850 А – ток рабочий максимальный;

     kн=1,2 – коэффициент надежности;

     kсзп=1,5 – коэффициент самозапуска;

     kв=0,85 – коэффициент возврата;

      kсх=1 – коэффициент схемы (токовые защиты выполняются по схеме неполной звезды);

      nТ1=1000/5 – коэффициент трансформации трансформаторов тока.

      I=5300 А – трехфазный ток короткого замыкания в точке К1.

Для L-2: Iраб.max=567 А – ток рабочий максимальный;

      kн=1,2 – коэффициент надежности;

      kсзп=1,5 – коэффициент самозапуска;

      kв=0,85 – коэффициент возврата;

      kсх=1 – коэффициент схемы (токовые защиты выполняются по схеме неполной звезды;

      nТ2=600/5 – коэффициент трансформации трансформаторов тока;

      I=3660 А – трехфазный ток короткого замыкания в точке К2.

         Производим расчет максимальных токовых защит кабельных                   линии L2 и L1:

а) определяем ток срабатывания защиты для линии L2:

==1200 А.

Определяем ток срабатывания реле;

==10 А.

         Для реле типа РТ-85/1 ближайшая большая уставка равна 10А.

         Проверяем по коэффициенту чувствительности

==2,65>1,5;

         б) определяем ток срабатывания защиты для линии L1:

= 1800 А.

Определяем ток срабатывания реле;

==9 А.

Для реле типа РТ-85/1 ближайшая большая уставка равна 9А.

Проверяем по коэффициенту чувствительности

==2,55>1,5.

         Выбор характеристики выдержки времени (см.рисунок 1.10) начнем с защиты линии L2, наиболее удаленной от источника питания, т.к.

t2=t3+Δt=0,6+0,5=1,1 сек,

         где t3 – время срабатывания МТЗ L3, принимаем 0,6 сек;

               Δt – ступень селективности, принимаем равной 0,5 сек.

         Такая выдержка времени должна быть при токе, равным току к.з. в точке К2, т.е. 3660 А.

Рисунок 1.10

Установив на МТЗ линии L2 выдержку времени t2=1,1 сек при I=3660А, мы обеспечим избирательность действия этой защиты, так как меньшая выдержка времени будет при токе I>3660 А. Однако такой ток возможен только при к.з. на самой линии L2 (ближе к источнику питания). Чтобы определить необходимое положение упора выдержки времени (уставка по времени на реле при К=10) РТ-80, найдем кратность тока к.з. по отношению к току срабатывания защиты, т.е.

==3,05.

         Положение упора определяется нахождением кривой по характеристикам реле, помещенным на щитке реле. Кривая должна проходить через точку с координатами: К=3,05 и t=1,1 сек. Этому условию удовлетворяет кривая 1, показанная пунктиром на рисунке 1.11 tу=0,8 сек. Выдержка времени на этой кривой при К=10, равная 0,8 сек, указывает положение упора на шкале уставок времени.

 

 

Рисунок 1.11

Для того, чтобы обеспечить избирательность защиты линии L1, необходимо установить выдержку этой защиты на ступень больше, чем у защиты L2 при наибольшем токе к.з. на ней (I(3)кз=5300 А).

При кратности К==4,3 выдержку времени t2 защиты L2 по принятой характеристике реле РТ-80 принимаем 0,7 сек. Следовательно, при токе 5300 А выдержка времени защиты L1 должна быть равна

t1=0,7+0,5=1,2 сек.

         Для того, чтобы подобрать положение упора выдержки времени защиты L1 определяем кратность к.з. по отношению к току срабатывания защиты линии L1 для расчетной точки К==2,94 и по данным t и К подбираем характеристику реле защиты L1 (пунктирная кривая 2                       на рисунке 1.12, tу=0,9 сек).

 

Рисунок 1.12

         Рассматривая выбранные характеристики защит на рисунке 1.10, можно видеть, что при к.з. в любой точке обеспечена избирательность защиты, так как между выдержками времени защит последовательно включенных имеется ступень времени Δt=0,5 сек. При к.з. вблизи начала линии L2 и L1 выдержка времени защит составляет соответственно t2=0,7 сек и t1=0,9 сек.

         Таким образом применяя защиты с ограниченно зависимой выдержкой времени при кратностях тока к.з. К=6÷7, можно обеспечить более быстрое отключение к.з. вблизи источника питания (см. рисунок 1.10).

         Производим расчет токовых отсечек мгновенного действия L1 и L2:

         а) Определяем ток срабатывания селективной отсечки по условию отстройки от 3-х фазного к.з. в конце линии L1 (в т.К2 вблизи ГРП)

Iотс1=kн×I=1,2×5300=6900 А,

Iср.отс1===35 А.

         Используем электромагнитный элемент реле РТ-85/1, совмещающее в себе токовую отсечку и защиту с выдержкой времени.

         Уставка отсечки на реле РТ-85/1 задается кратностью по отношению к току срабатывания реле и устанавливается винтом, изменяющим зазор между якорем и электромагнитом.

         Определяем кратность отсечки

Котс===4.

         б) определяем ток срабатывания отсечки L2

Iотс2=kн×I=1,2×3660=4760А,

Iср.отс2===40 А.

Определяем кратность отсечки

Котс===4.

         Токовая отсечка мгновенного действия не защищает всю линию целиком и не резервирует защиты смежного участка. Поэтому наряду с отсечкой применяют МТЗ с выдержкой времени.

 

1.4.2 Выбор характеристик срабатывания МТЗ для цифровых терминалов РЗА

 

В технических описаниях цифровых терминалов РЗА, также как и в стандартах МЭК, ANSI, IEEE, IAC, времятоковые характеристики МТЗ заданы математическими формулами.

Времятоковые характеристики разных типов имеют различную степень крутизны, которая зависит от коэффициентов в формуле характеристики:

,                                            (1.6)

где:    t – время отключения;

          K, α, L – расчетные коэффициенты;

          I – величина протекающего через защиту тока;

          Iуст – уставка тока срабатывания защиты;

          T – коэффициент времени.

Вычисляемые по разным формулам для различных стандартов (МЭК, ANSI, IEEE, IAC) кривые одного типа очень близки между собой, хотя и не совпадают полностью.

Для упрощения расчетов в сетях, использующих цифровые терминалы РЗА различных фирм, рекомендуется использовать формулы, соответствующие стандарту МЭК. По стандарту МЭК существует три вида характеристик: стандартная инверсная, сильно инверсная и чрезвычайно инверсная, соответствующие значения коэффициентов приведены в                таблице 1.4.

Т а б л и ц а 1.4

 

К

α

L

Стандартная инверсная

0,14

0,02

0

Сильно инверсная

13,5

1

0

Чрезвычайно инверсная

80

2

0

Для вычисления коэффициента времени Т по формуле МЭК используется выражение

,                                                        (1.7)

где значение I соответствует току при КЗ в конце защищаемой линии, а t соответствует времени срабатывания защиты при данном КЗ, это время берется на ступень селективности Δt больше, чем время срабатывания защиты смежной линии.

Для приведенного выше примера расчета МТЗ с использованием РТ-80 можно выбрать характеристики срабатывания по стандарту МЭК. Характеристики МТЗ принимаем стандартные инверсные. Расчетные коэффициенты: К=0,14; α=0,02; L=0. Формула характеристик имеет вид

.                                 (1.8)

Для выбора характеристики МТЗ линии 2 необходимо определить коэффициент времени Т.

Ток срабатывания МТЗ линии 2 (из предыдущего расчета) равен Iуст=1200 А. Время срабатывания МТЗ смежной линии 3 равно tрз3=0,6 с, соответственно время срабатывания МТЗ линии 2 при КЗ в конце Л2 должно быть равно tрз2=tрз3+Δt=0,6+0,5=1,1с. При КЗ в конце линии 2 ток равен Iкз=3660 А (см. рисунок 1.13). Найдем коэффициент Т

.

Формула характеристики МТЗ линии 2 имеет вид

.

Далее необходимо построить характеристику МТЗ линии 2 на карте селективности. Для этого в формулу характеристики подставляются значения тока КЗ, результаты расчетов приведены в таблице 1.5.

Коэффициент Т для характеристики МТЗ линии 1 находится аналогично. Ток срабатывания МТЗ линии 1 равен Iуст=1800 А. Время срабатывания МТЗ смежной линии 2 равно tрз2=0,82 с (по характеристике, см. рисунок 1.13 и таблицу 1.5), соответственно время срабатывания МТЗ линии 1 при КЗ в конце Л1 должно быть равно tрз1=tрз2+Δt=0,82+0,5=1,32с. При КЗ в конце линии 1 ток равен Iкз=5300 А. Коэффициент Т равен

.

Характеристика МТЗ линии 1 имеет вид

.

Результаты расчетов по этой характеристике приведены в таблице 1.5 и показаны на рисунке 1.13.

Т а б л и ц а 1.5

 

К0

К0-1

К1

К1-2

К2

Iкз,А

11000

6900

5300

4760

3660

tрз1

0,7834

1,06

1,32

 

 

tрз2

 

 

0,82

0,89

1,1

 

Рисунок 1.13

 

 

1.5 Контрольные вопросы

1.5.1 Какие применяются схемы МТЗ и токовых отсечек для защиты радиальных линий одностороннего питания?

1.5.2 Как рассчитывается ток срабатывания защиты и реле МТЗ и токовых отсечек?

1.5.3 Как регулируется установка тока срабатывания у реле типа РТ-40 и РТ-80?

1.5.4 Сравните преимущества и недостатки МТЗ и мгновенных токовых отсечек.

1.5.5 Как определяется чувствительность МТЗ?

1.5.6 Как определить зону действия токовых отсечек?

1.5.7 Как обеспечивается селективность у МТЗ и токовых отсечек?

1.5.8 Дайте физическую сущность коэффициентов надежности, возврата, схемы (Кн, Кв,, Ксх.).

1.5.9 Что такое самозапуск электродвигателей, как он возникает и как учитывается при расчете МТЗ?

1.5.10 В чем отличие токовых реле с независимой и ограниченно зависимой характеристикой выдержки времени?

1.5.11 С какой выдержкой времени срабатывает индукционная часть реле РТ-80 при Iк.з./Icз=2.5, если установка по времени tу=0.5; Iсек, 3сек?

1.5.12 Как увеличить чувствительность МТЗ?

1.5.13 Чем отличается ток срабатывания защиты от тока срабатывания реле?

 

2 Лабораторная работа. Исследование максимальной токовой защиты и токовой отсечки асинхронного двигателя

Цель работы

         Целью настоящей работы является ознакомление студентов с защитой асинхронного двигателя мощностью до 2000 кВт от междуфазных коротких замыканий и перегрузки, выполненной на реле РТ-40 и РТ-50.

     2.1 Описание лабораторного стенда

2.1.1 Исследование защиты асинхронного двигателя мощностью  Рн≤2000 кВт напряжением 3-6-10 кВ.

2.1.2 Исследование защиты конденсаторной батареи мощностью Qку≈500-2000 кВар и более напряжением 6-10 кВ.

Амперметры, реле тока РТ-40, РТ-80, реле времени РВ и промежуточные реле с выведенными на стенд катушками и блок контактами могут быть использованы для измерения тока и защиты электродвигателя и батареи конденсаторов. Избиратель управления ИУ-1 позволяет по выбору производить короткие замыкания на выводах электродвигателя или конденсаторной батареи.

В данной лабораторной работе исследуется только защита асинхронного двигателя мощностью Рдв.н.≤2000 кВт напряжением 6-10 кВ. Моделью для исследования является электродвигатель небольшой мощности, установленный за стендом.

Рн=2 кВт;

Uн=0,4 кВ;

cosφ=0,8;

КТА=20/5.

Параллельно электродвигателю – модели подключено сопротивление R, соединенное в звезду. Данные сопротивления R обеспечивают ток, соответствующий номинальному току двигателя Iдв.ном. Для имитации пуска электродвигателя часть сопротивлений R шунтируется, что обеспечивает пятикратное значение его номинального тока, т.е. Iдв.пуск.=Кп×Iдв.ном. Длительность пуска может быть изменена преподавателем при изменении уставки реле времени 2РВ, установленного за стендом, контакты которого включены в схему управления. Это обеспечивает имитацию легкого, среднего и  тяжелого пуска. Перегрузка осуществляется шунтированием части сопротивления R, с помощью КУ-1. Это обеспечивает двухкратное значение номинального тока электродвигателя и срабатывание с выдержкой времени реле тока от перегрузки.

Короткое замыкание на зажимах электродвигателя осуществляется замыканием цепи на сопротивление R2  ключами ИУ-1, ИУ-2, включением тумблеров и нажатием кнопки пуск К.З. Время К.З. ограничивается реле времени 3РВ, установленного за стендом. Установив ключ ИУ-2 в положение I или II и включив соответствующие тумблеры 1Т, 2Т или 3Т, можно получить 2-х и 3-х фазные К.З. двух значений. Это дает возможность проверить чувствительность токовых отсечек электродвигателей при разном значении токов К.З. Схемы защиты могут быть выполнены на фазные токи и на разность токов двух фаз. В схеме используются трансформаторы тока, установленные на фазах А и С с коэффициентом трансформации Кта=4, клеммы вторичных обмоток которых выведены на стенд. Амперметры А1 и А2 предназначены для измерения пусковых и рабочих токов двигателя, а амперметр А3 – для измерения токов К.З. на зажимах двигателя. При измерении токов К.З. амперметры А1 и А2 шунтируются.

Напряжение переменного тока 220 В на стенд подается автоматом А, при этом загорается табло, указывающее, что система находится под напряжением.

2.2 Задание

         2.2.1 Ознакомиться с конструкцией, характеристиками реле, установленных на стенде и регулировкой уставок реле по току и времени.

         2.2.2 Согласно заданию преподавателя выбрать схему                           (см.рисунки 2.1, 2.2) и рассчитать уставки максимальной токовой защиты от перегрузки и токовой отсечки от коротких замыканий электродвигателя, теоретические данные которых даны в таблице 2.1.

2.2.3 Собрать схему защиты, установить уставки реле РТ-94 или РТ-40 и 1РВ согласно расчетам и проверить действие защит при перегрузках (включение КУ-1) и двухфазных коротких замыканий двух значений                  (КЗ-1 и КЗ-11).

         2.2.4 Проделать пункт 3 повторно, но номинальный,  пусковой токи и токи К.З. снять по показаниям амперметров А1, А2, А3, учитывая что Кта=4. (Амперметры включены в первичную цепь).

         2.2.5 Произвести расчет коэффициента чувствительности и согласование времени срабатывания защиты со временем пуска.

         2.2.6 Наименьший ток уставки токовой отсечки определяется путем многократного пуска (не менее 3 раз) электродвигателя. Действие токовой отсечки определяется путем создания двухфазного К.З. между фазами А и В или В и С. Опытным путем определяют наименьшую уставку по времени, при которой защита от перегрузки не срабатывает при пусках двигателя.

2.3 Методические указания

Существуют следующие виды повреждений и ненормальных режимов при работе асинхронных двигателей: междуфазные короткие замыкания, однофазные замыкания на землю, перегрузки, обрыв одной фазы, понижение и повышение напряжения. Согласно ПУЭ для двигателей до 2000 кВт напряжением 3-6-10 кВ предусматривается защита от междуфазных коротких замыканий, защита от перегрузки и минимальная защита напряжения. В необходимых случаях должна устанавливаться защита от однофазных  замыканий на землю. Во многих случаях эти защиты могут выполняться с помощью вторичных реле прямого действия или реле косвенного действия на переменном оперативном токе.

2.3.1 Защита от многофазных коротких замыканий

         При подключении электродвигателя через выключатель нагрузки ВНП защита от многофазных коротких замыканий может выполняться плавкими предохранителями, если отключающая способность предохранителей являются достаточной. Для защиты от многофазных коротких замыканий используются также токовые отсечки и продольная дифференциальная защита.

         Токовая отсечка устанавливается на двигателях мощностью менее       2000 кВт и отстраивается от максимального пускового тока электродвигателя Iдв.пуск.макс, протекающего при закороченных пусковых устройствах (реостатах или реакторах). Таким образом, ток срабатывания защиты отсечки определяется по выражению.

                                                   Iс.з.=Кн ×Iдв.пуск.max,                                              (2.1)

где Кн – коэффициент надежности берут в следующих пределах: 2-2,5 для реле прямого действия РТМ; 1,4-1,5 для электромагнитных реле типа РТ-40; 1,8-2,0 для электромагнитного элемента индукционных реле типа РТ-80.

Ток срабатывания реле отсечки определяется по выражению

                                                    ,                                                (2.2)

где ксх – коэффициент схемы (ксх=1,73 при включении одного реле на разность токов 2-х фаз; ксх =1 при включении двух реле в неполную звезду);

       кТА– коэффициент трансформации трансформаторов тока.

         Чувствительность защиты характеризуется коэффициентом чувствительности защиты, который для однорелейной схемы определяется при двухфазном КЗ I(2)К на выводах электродвигателя в между фазами А и В или В и С, при которых ток в реле в 2 раза меньше, чем при КЗ между фазами А и С, по выражению

                                                                                       (2.3)

       Для двухрелейной схемы токи в обоих реле при КЗ между любыми двумя фазами одинаковы.

         Обмотка реле отсечки в целях упрощения схемы защиты включается на разность токов двух фаз (см.рисунок 2.2). Если чувствительность такой отсечки оказывается недостаточной, то применяют двухрелейную отсечку                        (см.рисунок 2.1). (Чувствительность двухрелейной отсечки в  раз выше однорелейной).

         Примеры выполнения схем отсечки с использованием реле прямого и косвенного действия типа РТМ, РТ-40, РТ-80 для защиты двигателей приведены на рисунках 2.1, 2.2.

         Недостатком токовых отсечек является возможность их отказа при коротких замыканиях, удаленных от выводов статора. Поэтому защита от междуфазных коротких замыканий для двигателей мощностью более                2000 кВт выполняется дифференциальной токовой (если обмотка статора имеет 6 выводов). Дифференциальная защита предусматривается и на двигателях меньшей мощности, если двухрелейная отсечка оказывается недостаточно чувствительной.

2.3.2 Защита от перегрузки

         Тепловые реле ввиду своих недостатков не применяются для защиты высоковольтных двигателей от перегрузки, и эта защита обычно осуществляется индукционными элементами токовых реле РТ-80, причем электромагнитные элементы этих же реле используются для защиты от коротких замыканий. Защита от перегрузки может быть выполнена также с реле типа РТ-40 и реле времени или с реле прямого действия РТВ и действует на сигнал, разгрузку или отключение двигателя (см.рисунок 2.1).

         Ток срабатывания защиты от перегрузки определяется по условию отстройки от номинального тока двигателя Iд.ном по выражению:

                                   ,                                                  (2.4)

где кН=1,05-1,2 – коэффициент надежности;

       кВ=0,8-0,85 – коэффициент возврата реле.

         Ток срабатывания реле от перегрузки:

                                                                                                    (2.5)

         Выдержка времени защиты от перегрузки принимается на 2-3 ступени больше времени пуска двигателя t=tпуск+(2-3)∆t.

2.3.3 Защита от замыканий на землю

         Защиты от однофазных замыканий на землю в сетях с изолированной нейтралью 3-6-10 кВ устанавливаются на двигателях мощностью                 Pдв.ном≤2000 кВт при токах замыканий на землю Iз>10А и на двигателях Pдв.ном>2000 кВт при Iз>5А. Защита выполняется с использованием трансформатора тока нулевой последовательности типа ТЗЛ и действует на отключение без выдержки времени.

2.3.4 Минимальная защита напряжения высоковольтных двигателей

         Минимальная защита напряжения высоковольтных двигателей выполняется только для неответственных двигателей (t=0,5-1,5 сек), чтобы обеспечить самозапуск ответственных двигателей и на ответственных двигателях, самозапуск которых недопустим (t=10-15 сек). Напряжение срабатывания защиты минимального напряжения составляет                                  Uс.з.≈ (0,55-0,7)×Uном.

 

 

Рисунок  2.1

 

 

Рисунок  2.2

 

Таблица 2.1 – Технические данные асинхронных электродвигателей

напряжением 6-10 кВ

Pн,

кВт

Uн,

кВ

ηн

сos φн

кп=Iп/Iн

tпуск, с

I(3)к-1, кА

кТА

250

6,0

0,90

0,86

7

7

2,7

50/5

320

6,0

0,90

0,87

7

8

3,0

50-75/5

400

6,0

0,90

0,87

7

9

3,0

75-100/5

500

6,0

0,91

0,89

6,5

10

4,0

100/5

630

10,0

0,92

0,90

6,5

10

4,0

100-150/5

800

10,0

0,92

0,90

6,5

10

3,5

150/5

1000

10,0

0,92

0,90

6

10

3,8

100-150/5

1000

6,0

0,92

0,90

6

10

4,0

200-300/5

1250

10,0

0,92

0,91

6

10

4,0

150-200/5

2000

6,0

0,93

0,91

6

12

5,0

300-400/5

2000

10,0

0,93

0,1

6

12

5,0

200/5

 

2.4 Техника безопасности

 

Включение стенда производить только в присутствии преподавателя

 

2.5 Контрольные вопросы

 

2.5.1 Виды повреждений и опасные ненормальные режимы асинхронных двигателей и их причины.

2.5.2 Виды устанавливаемых защит от многофазных К.З. электродвигателей различной мощности и напряжения.

2.5.3 Принцип работы токовых отсечек с реле РТ-80 и РТ-40 и расчет уставок защиты.

2.5.4      Принцип работы максимальной токовой защиты.

2.5.5 Различие между схемами, выполненными на фазные токи и на разность токов двух фаз.

2.5.6 Как производится оценка чувствительности защит?

2.5.7 Что является определяющим параметром для расчета МТЗ и ТО?

 

        3 Лабораторная работа. Исследование дифференциальной  защиты трансформаторов

Цель работы

Ознакомиться с основными требованиями, предъявляемыми к продольной дифференциальной токовой защите трансформаторов, реле РНТ-565. Изучить принцип действия, схемы выполнения и методы расчета продольных дифференциальных  защит трансформаторов и исследовать режим её работы при внутренних и внешних повреждениях.

 

3.1 Описание стенда

 

         Общий вид стенда представлен на рисунке  3.1. На лицевой панели стенда представлена мнемоническая схема защищаемого трансформатора, установлены два реле РНТ-565, амперметры, кнопки и ключи управления; выведены клеммы вторичных обмоток трансформаторов тока, обмоток реле и амперметра. Питание на стенд ~220 В подаётся включением автомата SF. Кнопкой SB1 включается выключатель Q, загорается сигнальная лампа HLG.


Рисунок 3.1 – Общий вид стенда

Короткие замыкания в точках К1 и К2 (внутреннее и внешнее КЗ) производится в следующем порядке: тумблерами S1-3 устанавливают вид КЗ (двух или трехфазное КЗ), ключом SA выбирают место КЗ и нажимают кнопку SB2 управления контактором КЗ, при этом загорается сигнальная лампа HLR. Время КЗ ограничивается автоматически в течение 3-5 секунд.

         Модель защищаемого трансформатора установлена за стендом и имеет следующие технические данные:

         Sном тр=1,5 кВА; U1НY=220 В; U2НD=77 В.

Схема соединения обмоток Y/D-11.

Трансформаторы тока имеют коэффициенты трансформации: со стороны звезды: Кт1=10/5=2; со стороны треугольника: Кт2=20/5=4.

В н и м а н и е! Переключать тумблеры S1-3 и ключ управления SA в процессе КЗ запрещается. Включать стенд под напряжение разрешается только после проверки схемы преподавателем или учебным мастером.

3.2 Задание

3.2.1 Изучить теоретические сведения и основные требования, предъявляемые к продольной дифференциальной защите трансформаторов.

3.2.2 Познакомиться с устройством стенда, расположением и назначением аппаратов, приборов измерения и реле, необходимых для выполнения работы.

3.2.3 Ознакомиться с конструкцией реле РНТ-565 и схемами их включения.

3.2.4 Измерить токи КЗ при всех видах внешних и внутренних коротких замыканий в точках К1 и К2.

3.2.5 Рассчитать уставки реле РНТ-565 дифференциальной защиты модельного трансформатора.

3.2.6 Собрать схему (см.рисунки  3.2, 3.3), установить расчетные уставки на реле РНТ-565 и исследовать работу дифференциальной защиты при КЗ в точках К1 и К2 и сделать вывод.

 

3.3 Методические указания

 

         В процессе эксплуатации электрооборудования энергосистемы не исключена возможность повреждений как внутри самого трансформатора, так и  его соединение с выключателями. Имеют место также опасные ненормальные режимы работы, не связанные с повреждениями трансформатора. Возможность повреждений и ненормальных режимов обуславливает необходимость установки на трансформаторах защитных устройств.

 

 

 

Рисунок  3.2 – Схема включения амперметров

 

 

Рисунок  3.3 – Схема соединения РНТ-565

Согласно ПУЭ, силовые трансформаторы должны быть защищены от:

1) многофазных замыканий в обмотках трансформатора и на его выводах;

2) витковых замыканий в обмотках;

         3) однофазных замыканий на землю в сетях 110-220 кВ с глухозаземленной нейтралью;

         4) токов в обмотках, обусловленных внешними к.з.;

         5) токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

         6) понижением уровня масла.

Виды защит, устанавливаемых на трансформаторе, определяются его мощностью, назначением, местом установки и другими требованиями, предъявляемыми к режиму эксплуатации.

Для защиты силовых трансформаторов ГПП мощностью 6,3 МВА и выше от первых трех видов повреждений широко применяется быстродействующая продольная дифференциальная защита, основанная на принципе сравнения токов в начале и конце обмоток трансформатора (зона защиты).

         В дифференциальной защите линий и генераторов первичные токи в начале и конце защищаемого участка одинаковы, поэтому для выполнения условия селективности достаточно иметь равенство коэффициентов трансформации трансформаторов тока. Так как коэффициент трансформации силовых трансформаторов не равен 1,0, то при нормальной работе токи IН1 и IН2 на стороне высшего и низшего напряжений (ВН и НН) не равны между собой. В случае разного соединения обмоток трансформатора, например по схеме Y/D, токи сдвинуты по фазе на угол, определяемый группой соединения обмоток. Соответственно сдвинуты по фазе и вторичные токи i21 и i22.

         Для группы соединения Y/D-11 угол сдвига составляет 30° и при отсутствии повреждения в защищаемой зоне в обмотке реле появляется значительный ток Iнб=2×i21×sin30°. Для его устранения необходимо, чтобы сравниваемые токи совпали по фазе. Это достигается путем соединения вторичных обмоток ТАI, установленных со стороны звезды защищаемого трансформатора по схеме треугольника, а ТА2 со стороны его треугольника – по схеме звезда. Группа соединения трансформатора тока должна соответствовать группе соединения обмоток защищаемого трансформатора (см.рисунок  3.4). На рисунке  3.4 изображено токораспределение и векторные диаграммы токов в схеме защиты при нагрузке и внешних трехфазных КЗ.

         Компенсация неравенства первичных токов силовых трансформаторов достигается подбором коэффициентов трансформации (КТ1, КТ2) трансформаторов тока дифференциальной защиты.

         Коэффициенты трансформации трансформаторов тока КТ1 и КТ2 выбираются с таким расчетом, чтобы вторичные токи в плечах защиты были равны или близки к этому.

Дифференциальная защита трансформаторов имеет несколько особенностей, отличающих её от дифференциальных защит других элементов.

1)                Необходимость отстройки от бросков намагничивающего тока Iнам=6¸8×Iнам.тр, возникающих при включении ненагруженного трансформатора (автотрансформатора) под напряжение.

2)                Необходимость отстройки от токов небаланса обусловленных неполным выравниванием вторичных токов в плечах дифференциальной защиты.

         Таким образом, ток небаланса дифференциальной защиты трансформаторов состоит из трех составляющих

                                         Iнб=I/нб+I//нб+I///нб.                                                       (3.1)

         Первым условием выбора первичного тока срабатывания защиты является отстройка от тока небаланса

                                                          Iсз≥kн×Iнб,                                                        (3.2)

где kн – коэффициент надежности, учитывающий ошибку реле и необходимый запас;

                 kн= 1,3 для реле РНТ.

 

 

Рисунок  3.4 – Токораспределение и векторные диаграммы токов

 

Вторым условием выбора тока срабатывания защиты является отстройка от броска тока намагничивания при включении ненагруженного трансформатора под напряжение

           Iсз≥kн×Iном.тр.ВН.,                                                    (3.3)

где Iном.тр.ВН – номинальный ток силового трансформатора (автотрансформатора) приведенный к основной стороне;

                     kн=1,5 – коэффициент отстройки защиты от броска тока намагничивания.

Из двух условий за расчетное значение тока срабатывания защиты принимается наибольшая величина.

         Чувствительность защиты при повреждениях в защищаемой зоне характеризуется коэффициентом чувствительности, который определяется в предположении, что весь ток КЗ проходит по первичной стороне

                                                      Кч=³2                                                      (3.4)

         В соответствии с ПУЭ допускается Кч³2.

         Определяются номинальные первичные токи модельного трансформатора и вторичные токи в плечах дифференциальной защиты:

IU=;     IΔ=;

 

i2U =;   i2Δ =,

         где Ксх1=1,73; Ксх2= 1; КТ1=2; КТ2=4.

         По наибольшему значению вторичного тока принимают основную сторону. Все последующие расчеты приводим к основной стороне.

         Первая составляющие тока небаланса, входящие в выражение (3.1), определяются следующим образом:

                                                 I/=Ka×Kодн×ei×I,                                               (3.5)

         где I – периодическая составляющая тока при внешнем трехфазном КЗ, приведенный к основной стороне;

         ei – относительная 10 % погрешность трансформатора тока (ei =0,1);

         Кодн – коэффициент однотипности трансформатора тока (Кодн =1,0);

         Ка – коэффициент, учитывающий наличие апериодической составляющей тока КЗ (для реле РНТ-565 Ка =1).

         Расчетным путем I/нб оценивается по приближенной формуле

                             I/нб =Кодн×0,1× I (приведенный к основной стороне).     (3.5а)

Вторая составляющая, обусловленная регулированием напряжения защищаемого трансформатора

                           I//нб = DNТ× I (приведенный к основной стороне),            (3.6)

где  DNТ – относительная погрешность, обусловленная регулированием напряжения силового трансформатора, принимается равным половине диапазона регулирования напряжения трансформатора (DNрег = 0,1¸0,16).

Третья составляющая, обусловленная неточностью установки на коммутаторе реле РНТ-565 расчетных чисел витков для неосновной стороны

     I///нб = I( приведенный к основной стороне),     (3.7)

где W1неосн.расч. – расчетное число витков обмотки реле РНТ-565 неосновной системы;

                 W1неосн.уст. – фактически установленное число витков обмотки неосновной стороны.

На первом этапе расчета уставки дифференциальной защиты I///нб не учитывается, тогда

                                             Iсз≥kн× (I/нб + I//нб)                                              (3.8)

За расчетную величину тока срабатывания защиты принимается большее значение, определенное по формулам (3.8) и (3.3).

Производится предварительная проверка чувствительности защиты при повреждениях в зоне её действия по формуле (3.4). Если коэффициент чувствительности больше двух (Кч³2), то расчет можно продолжать.

Определяется ток срабатывания реле, отнесенный к стороне в большим током в плече (основная сторона):

                                                Iср.осн.=                                            (3.9)

         где  Iсз.осн. – наибольший ток срабатывания защиты, выбранный по условиям (3.8) и (3.3);

                   Ксх. и КТ – соответственно коэффициент схемы и коэффициент трансформации берутся для основной стороны.

         Определяется расчетное число витков обмотки реле с основной стороны

W1 диф.расч.=,

         где Fср – намагничивающая сила срабатывания по данным завода для реле  типа РНТ-565 составляет 100±5 А.

         Если  W1 диф.расч получается дробным, то принимается ближайшее меньшее число витков, которое можно установить на реле W1 диф.уст..

         Определяется число витков обмоток реле для неосновной стороны из условия чтобы в режиме нагрузки или внешнего КЗ ток реле отсутствовал

WII неосн.расч.= ×W1 диф.уст.осн.,

         где i1В – вторичный номинальный ток основной стороны;

                 i1В – вторичный номинальный ток другого плеча защиты.

         Выбираются установленные числа витков неосновной стороны                    WII неосн.уст., ближайшее меньшее.

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

         Определяется ток небаланса с учетом  I///нб по формуле (3.7).

         Повторно определяется первичный ток срабатывания защиты по формуле (3.2) и вторичный ток срабатывания реле по формуле (3.9).

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

         После повторно найденных чисел витков дифференциальной обмотки определяют число витков уравнительной обмотки

Wур.=Wнеосн.уст. – Wосн.диф.уст.

         Затем вновь проверяется чувствительность защиты по формуле (3.4).

 

3.4 Техника безопасности

 

Включение стенда производить только в присутствии преподавателя.

 

3.5 Контрольные вопросы

 

3.5.1 Объяснить принцип работы продольной дифференциальной токовой защиты.

3.5.2 Перечислите основные составляющие токов небаланса дифференциальной защиты силовых трансформаторов и чем они обусловлены.

3.5.3 Объяснить принцип работы, конструкцию и схему включения реле РНТ-565 при защите двух-трехобмоточных трансформаторов.

3.5.4 По каким двум условиям выбирается ток срабатывания дифференциальной защиты трансформатора?

3.5.5 Начертите схему дифференциальной защиты трансформатора ГПП со схемой соединения обмоток Y/D и объясните токораспределение и векторные диаграммы токов в цепях трансформатора и дифференциальной защиты.

3.5.6 На какие мощности силовых трансформаторов устанавливается продольная дифференциальная защита и на какие виды повреждений она реагирует?

3.5.7 Как регулируется ток срабатывания реле РНТ-565?

3.5.8 Как определяется чувствительность дифференциальной токовой защиты?

3.5.9 Почему группы трансформаторов тока дифференциальной защиты трансформатора, устанавливаемые со стороны ВН и НН, имеют разные схемы соединения вторичных обмоток? В каких случаях схемы соединения вторичных обмоток двух групп должны быть одинаковыми?

3.5.10 В какую цепь следует включать Уравнительную обмотку реле            РНТ-565?

3.5.11 Будет ли действовать продольная дифференциальная защита при утечке масла, перегрузках, витковых замыканиях силового трансформатора? Ответ обосновать.

3.5.12 В чем преимущество и недостатки продольной дифференциальной защиты трансформаторов?

 

4 Лабораторная работа. Проверка трансформаторов тока и исследование их схем соединений

Цель работы

Ознакомиться со способами проверки трансформаторов тока, питающих устройства релейной защиты и автоматики, со схемами соединения вторичных обмоток трансформаторов тока, используемых в устройствах релейной защиты и автоматики, а также определение чувствительности этих схем к различным видам КЗ.

4.1 Задание

4.1.1 Ознакомиться с аппаратурой, установленной на стенде.                  

4.1.2 Произвести проверку полярности выводов обмоток трансформаторов (см.рисунок 4.2). Собрать схему, включить автомат SA, подать питание SA5, по прибору G определить полярность выводов обмоток трансформатора.

4.1.3  Снять вольт-амперную характеристику. Включить автомат SA, вывести АТ1 в левое положение, включить SA3. Плавно регулируя АТ1 снять показания тока Iнам (амперметр А) и напряжения U2 (вольтметр V). Результаты измерений (10-12 точек) занести в таблицу 4.1.

Таблица 4.1

U2, В

 

 

 

 

 

Iнам, А

 

 

 

 

 

По данным таблицы построить кривые U2=f(Iнам).

4.1.4 Сделать вывод о исправности и однотипности трансформаторов тока.

4.1.5 Собрать поочередно все схемы, представленные на рисунке 4.1. Включить автомат SA, включить SA2, тумблерами SB2-SB5 выбрать вид КЗ. С целью определения kсх при различных видах КЗ все реле заменены амперметрами.

4.1.6 Для каждой схемы, имитируя с помощью тумблеров SB2-SB5  различные виды КЗ, записать показания всех приборов в таблицу 4.2.

4.1.7 По данным опытов для всех схем и каждого вида КЗ построить в масштабе векторные диаграммы вторичных токов; выделить на диаграммах векторы токов, проходящих по обмоткам реле.

4.1.8 Для всех схем определить значение коэффициента схемы kсх, соответствующего каждому виду КЗ.

4.1.9 Сделать вывод о целесообразности использования рассмотренных схем в комплектах защит от междуфазных КЗ и от замыканий на землю.

Таблица 4.2

Название схемы

Вид КЗ

Показания амперметров, А, в цепях

вторичных

А1

А2

А3

А4

Iа;  İа – İb

Ib;  İb – İc

Ic; İc – İа

IN

Трехфазное

 

 

 

 

Двухфазное

 

 

 

 

 

4.2 Методические указания

4.2.1 Проверка полярности выводов обмоток трансформаторов

Проверка однополярных выводов первичной и вторичной обмоток трансформатора тока производится по схеме, представленной на рисунке 4.2.        В схеме испытаний используются: источник постоянного тока – аккумулятор или сухая батарея на напряжение около 6В, магнитоэлектрический поляризованный прибор G1, направление отклонения подвижной системы которого зависит от направления тока в его обмотке, токоограничивающий резистор R, сопротивление

которого определяется напряжением источника и его разрядным током, и рубильник SA5. Зная что положительному направлению тока в первичной цепи (от зажима Л1 к зажиму Л2) соответствует направление тока во вторичной обмотке от конца (зажим И2) к началу (зажим И1), можно по направлению отклонения стрелки прибора G1 определить однополярные выводы обмоток трансформатора. Направление отклонения стрелки прибора G1 фиксируется в момент замыкания рубильника SA5, когда вследствие переходного   процесса   во  вторичной  цепи  трансформатора  тока  по  правилу Ленца индуктируется ток.

Например, если в момент замыкания рубильника SA5 стрелка прибора G1 при указанной полярности источника и прибора отклонится вправо (момент положительный), направление тока в обмотке прибора G1 будет слева направо, а во вторичной обмотке трансформатора, наоборот, справа налево. Таким образом, правый зажим прибора G1 укажет конец вторичной обмотки И2, а левый – ее начало И1. При размыкании рубильника SA5 стрелка прибора G1 при тех же условиях отклонится влево, так как направление индуктированного тока изменится на противоположное.

4.2.2 Вольт-амперная характеристика трансформатора

Вольт-амперная характеристика (характеристика намагничивания) трансформатора тока представляет собой зависимость напряжения на зажимах вторичной обмотки U2 от тока намагничивания Iнам при разомкнутой вторичной цепи (Zн=∞). Вольт-амперные характеристики U2 = f (Iнам) (см.рисунок 4.3,а) позволяют:

- судить об исправности трансформаторов тока (в частности, может быть выявлено витковое замыкание, при наличии которого кривая располагается ниже типовой и имеет неправильную форму – трансформатор ТА4); 

- судить о работе трансформаторов тока при совместном использовании их в схемах дифференциальных защит, так как, при почти совпадающих характеристиках (однотипных трансформаторах тока – трансформаторы ТА1 и ТА2) токи небаланса будут малы и наоборот;

- определить с достаточной для практики точностью, погрешность трансформаторов тока.

 

 

 

Рисунок 4.2 – Проверка однополярных выводов

а)                                                   б)

а – характеристика  U2 = f(Iнам); б – схема испытания.

Рисунок 4.3 – Снятие вольт-амперных характеристик трансформаторов тока

Снятие характеристики производится по схеме с автотрансформатором, обеспечивающим наименьшее искажение синусоиды напряжения                               (см. рисунок 4.3,б). В схеме рекомендуется применять: для измерения напряжения – вольтметр, реагирующий на среднее значение напряжения; для измерения тока – амперметр, реагирующий на амплитудное значение тока. Для построения вольт-амперных характеристик следует использовать действующие значения синусоидальных токов и напряжений, соответствующие показаниям этих приборов.

4.2.3 Схемы соединения вторичных обмоток трансформаторов тока                                                                          

При выполнении защиты элементов электрических систем могут быть использованы различные схемы соединения вторичных обмоток трансформаторов тока и токовых обмоток реле, например: полной и неполной звезды; включение реле на разность токов двух фаз; соединение обмоток трансформаторов тока в треугольник и обмоток реле в звезду; включение обмотки реле на сумму токов трех фаз (на фильтр токов нулевой последовательности). Возможны также комбинированные схемы или включение реле на фильтр токов прямой и обратной последовательностей и пр.

Выбор схемы определяется ее назначением (от каких видов КЗ предусмотрена защита), требованием чувствительности, необходимостью экономить количество реле и трансформаторов тока. При определении параметров защиты (например, тока срабатывания и чувствительности) необходимо учитывать коэффициент схемы

k сх = Iр/I2,

где Iр – ток, проходящий по обмотке реле в рассматриваемом режиме          (при нормальном режиме и при том или ином виде КЗ);

I2 – вторичный ток трансформатора тока в том же режиме, I2 = I1/ K I ном;

I1 – первичный ток;

K I ном – номинальный коэффициент трансформации трансформаторов тока.

а – схема полной звезды; б – схема неполной звезды; в – соединение обмоток трансформаторов тока в треугольник; г – включение реле на разность токов двух фаз; д – включение реле на сумму токов трех фаз.

Рисунок  4.1 – Схемы испытания для проверки чувствительности защиты

4.3 Контрольные вопросы

4.3.1 Какие требования предъявляются к трансформаторам тока в устройствах релейной защиты?

4.3.2 Как определить однополярные выводы обмоток трансформатора?

4.3.3 С какой целью снимаются вольт-амперные характеристики трансформаторов тока?

4.3.4 К чему может привести включение в схемы защиты трансформатора тока с неправильно обозначенной полярностью выводов обмоток?

4.3.5 Каково назначение нейтрального провода в схеме полной звезды?

4.3.6 Что такое коэффициент схемы и почему его нужно учитывать при определении тока срабатывания реле?

4.3.7 Какие схемы соединения обмоток трансформаторов тока используются в защитах от многофазных КЗ?

Список литературы

1. Правила устройства электроустановок. Раздел 3. Защита и автоматика, - 6-е изд. – М.: Энергоатомиздат, 1998 – 645 с.

2. Чернобровов Н. В., Семенов В. А.  Релейная защита энергетических систем: Учебное пособие для техникумов. – М.1998 – 800 с.

3. Федосеев А.М. Релейная защита электрических систем. – М.: Энергия, 1984 – 560 с.

4. Шабад М.А. Защита трансформаторов распределительных сетей. –  Л.: Энергоиздат, 1981 – 136 с.

5. Андреев В.А. Релейная защита и автоматика и телемеханика в системах электроснабжения. – М.: Высшая школа, 1991 – 391 с.

6. Линт Г. Э. Симметричные составляющие в релейной защите.   М.: Энерго­атомиздат, 1996.

7. Небрат И.Л. Расчеты токов короткого замыкания для релейной защиты. – СПб. 2000 – 52 с.

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

9. Овчаренко Н.И. Элементы автоматических устройств энергосистем: Учебник для ВУЗов. М.: Энергоатомиздат, 1995

10. Афанасьев В.В. Трансформаторы тока. – Л.: Энергия, 1980 – 344с.

11. Шабад М.А. Трансформаторы тока в схемах релейной защиты. Часть 1, 2, 3. – СПб.: ПЭИ ПК, 2000 – 150с.

Св.план 2011, поз.76