АЛМАТИНСКИЙ ИНСТИТУТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ

Кафедра  электроснабжения промышленных  предприятий 

 

ОСНОВЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

 

Методические указания к выполнению расчетно-графических работ №1,2,3 для студентов всех форм обучения специальности 050718-Электроэнергетика

 

Алматы 2008

 

СОСТАВИТЕЛИ: Н.Н. Арыстанов, Л.А. Уткин.

Основы проектирования релейной защиты. Методические указания к выполнению расчетно-графических работ №1,2,3 для студентов всех форм обучения специальности 050718-Электроэнергетика. – Алматы: АИЭС, 2008. - 22 с. 

Методические указания соответствуют курсу «Основы проектирования релейной защиты», включают задания на выполнение расчетно-графических работ №1,2,3, исходные данные, указания и перечень рекомендуемой литературы.

Методические указания предназначены для студентов очного и заочного обучения.

Содержание

Введение……………..……………………………………………...………4

1       Методические указания и задания на расчетно-графическую работу…..4

2       Методические указания к расчету продольной дифференциальной

защиты трансформатора ..............................................................................10

2.1    Расчет токов короткого замыкания……….……………..…....…………..10

2.2    Расчет номинальных параметров………………………………………….12

2.3    Предварительный ток срабатывания защиты с дифференциальным

реле РНТ-565………………………………………...……………..…….....13

2.4    Предварительная проверка чувствительности………….…….……...…..13

2.5    Определение числа витков обмоток реле РНТ-565……….………….…..14

2.6    Расчет дифференциальной защиты с использованием реле ДЗТ-11…....17

Приложение А……………………………………………………….….….20

Список литературы…………………………………………………….…..22

 

Введение 

Согласно учебному плану, студенты, обучающиеся по специальности 050718- Электроэнергетика, изучают курс «Основы проектирования релейной защиты», в котором предусмотрены три 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 и задания к расчетно-графической работе

В расчетно-графической работе №1 студенты должны произвести расчет дифференциальной защиты трансформатора с использованием реле РНТ-565.

В расчетно-графической работе №2 студенты должны произвести расчет дифференциальной защиты трансформатора с использованием реле ДЗТ-11.

Для этих работ необходимо также начертить схемы подключения этих реле.

Основные параметры к заданиям №1 и №2 приведены в таблицах 1 и 2 (по последней и предпоследней цифрам номера зачетной книжки), а защищаемый элемент указан в таблице 3 (по первой букве фамилии студента). Схема электрической сети, в которой располагается защищаемый трансформатор, показана на рисунке 1.

Расчетно-графические работы №1 и №2 выполняются в общей пояснительной записке объемом 10-15 страниц со схемами защит.

         В расчетно-графической работе №3 студенты должны выполнить чертеж принципиальной электрической схемы согласно заданию, а также спецификацию используемого в схеме оборудования и приборов. Задание к расчетно-графической работе №3 выбирается в таблице 4 (по двум последним цифрам номера зачетной книжки). В таблице 4 указаны источники технической литературы, из которых нужно выбрать отмеченные в таблице рисунки. Схемы, изображенные на этих рисунках, необходимо выполнить на компьютере с применением графических программ, предназначенных для выполнения чертежей электрических схем. Отдельно оформляется спецификация. Чертеж формата А3, спецификация формата А4. Выбор графической программы строго не регламентируется. Рекомендуемая программа – «Компас», так как она установлена в компьютерных классах института. Задание к расчетно-графической работе №3 можно получить в электронном виде на кафедре или на сайте института. Чертеж и спецификация сдаются в распечатанном виде, к ним прилагается исходная схема по заданию. 

 

Т а б л и ц а 1

Последняя цифра зачетной книжки

1

2

3

4

5

6

7

8

9

0

Sкз, МВА

Система 1

max

1250

1200

1150

1100

1050

1000

950

900

1300

1350

min

1150

1100

1000

1050

900

900

700

800

1150

1250

Система 2

max

950

900

1300

1350

1150

1100

1050

1250

1200

1150

min

700

750

1200

1250

1000

950

900

1100

1050

1000

Sном.тр., МВА

Т1

6,3

10

16

6,3

16

10

16

6,3

10

16

Т2

10

16

10

6,3

16

16

6,3

6,3

10

16

Т3

16

10

6,3

10

10

6,3

6,3

10

10

16

Т4

6,3

6,3

6,3

16

10

6,3

10

16

10

16

Длина линий, км

Л1

10

23

32

28

27

23

16

28

17

12

Л2

15

28

26

34

22

11

13

18

32

16

Л3

20

32

18

36

32

28

22

33

22

27

Л4

13

19

10

18

18

35

31

30

37

35

Л5

18

15

35

32

12

19

10

19

27

30

 

Рисунок 1

 

 

 

 

Т а б л и ц а 2

Предпоследняя цифра зачетной книжки

1

2

3

4

5

6

7

8

9

0

Uкз.тр., %

Т1

РПН

+16%

8,7

9,8

9,84

9,77

9,59

10,84

8,9

9,2

9,56

9,4

РПН

-16%

12,36

11,71

11,72

11,58

11,46

11,9

12,51

11,82

11,62

12,22

Т2

РПН

+16%

9,84

9,77

8,7

9,4

9,8

8,7

9,2

9,59

8,9

9,84

РПН

-16%

11,72

11,58

12,36

12,22

11,71

12,36

11,82

11,46

12,51

11,72

Т3

РПН

+16%

8,52

8,8

9,02

9,62

9,9

10,34

10,84

9,4

9,56

9,59

РПН

-16%

12,42

11,6

11,12

11,78

12,46

12,19

11,9

11,82

11,62

11,46

Т4

РПН

+16%

10,84

9,4

9,84

9,77

9,59

9,59

8,9

9,2

9,56

8,9

РПН

-16%

11,9

12,1

11,72

11,58

11,46

11,46

12,51

11,82

11,62

12,51

Удельное сопротивление линий, Ом/км

Л1

Х

0,35

0,36

0,37

0,38

0,39

0,4

0,41

0,42

0,43

0,44

Л2

Х

0,4

0,41

0,42

0,43

0,44

0,35

0,36

0,37

0,38

0,39

Л3

Х

0,37

0,38

0,39

0,4

0,41

0,42

0,43

0,44

0,35

0,36

Л4

Х

0,42

0,43

0,44

0,37

0,38

0,39

0,4

0,41

0,35

0,36

Л5

Х

0,39

0,4

0,41

0,44

0,35

0,36

0,37

0,38

0,42

0,43

 

 

Т а б л и ц а 3

Первая бук-ва фамилии

А,Б,В,Г

Д,Е,Ж,З

И,К,Л,М

Н,О,П,Р

С,Т,У,Ф

Х,Ц,Ч,Ш

Щ,Э,Ю,Я

Выбор защищаемого трансформатора

1

2

3

4

1

2

3

  

Т а б л и ц а 4

Литература

две последние цифры зачетной книжки

Задание

1

2

3

Панели дистанционных защит типа ПЗ-5 (ПЭ2105). В.В. Молчанов, Е.Б. Голанцев. Библиотека электромонтера. Выпуск № 605. М.: Энергоатомиздат, 1987.

01

Рисунок 7, 10, 11.

02

Рисунок 14,15,16.

03

Рисунок 17, 19

04

Рисунок 18, 27.

Переносные устройства для наладки электроустановок. О.А. Гильчер, А.К. Кудрявцев, В.П. Кудряков, В.Г. Попов. Библиотека электромонтера. Выпуск № 506. М.: Энерия, 1980.

05

Рисунок 14, 19, 23.

06

Рисунок 26, 27, 28.

Фиксирующие индикаторы тока и напряжения ЛИФП-А, ЛИФП-В, ФПТ и ФПН. А.И. Айзенфельд, В.Н. Аронсон, В.Г. Гловацкий. Библиотека электромонтера. Выпуск № 622. М.: Энергоатомиздат, 1989.

07

Рисунок 9, 10, 13, 14, 15.

08

Рисунок 16, 17, 18, 19.

Автоматическое повторное включение. В.В. Овчинников. Библиотека электромонтера. Выпуск № 587. М.: Энергоатомиздат, 1986.

09

Рисунок 1, 2, 3, 4, 5.

10

Рисунок 10, 17.

11

Рисунок 7, 8, 14, 18.

12

Рисунок 19, 20, 21, 27, 28.

Высокочастотная часть дифференциально-фазных защит. Ф.Д. Кузнецов. Библиотека электромонтера. Выпуск № 463. М.: Энергия, 1977.

13

Рисунок 14.

14

Рисунок 15.

15

Рисунок 2, 7, 13.

Дистанционные защиты ПЗ-157, ПЗ-158, ПЗ-159. А.И. Савостьянов. Библиотека электромонтера. Выпуск № 380. М.: Энергия, 1973.

16

Рисунок 6, 9.

17

Рисунок 11, 12.

18

Рисунок 13, 14.

19

Рисунок 21, 22, 23, 24, 25.

Защита и АВР электродвигателей собственных нужд. И.И. Байтер. Библиотека электромонтера. Выпуск № 502. М.: Энергия, 1980.

20

Рисунок 5, 6, 7, 8, 9.

21

Рисунок 10, 11, 12, 13.

22

Рисунок 14, 15, 16.

23

Рисунок 17, 18, 23, 24.

24

Рисунок 19, 20, 21, 22.

Панель высокочастотной направленной защиты ПДЭ 2802. Я.С. Гельфанд, Н.А. Дони, А.И. Левиуш и др. Библиотека электромонтера. Выпуск № 641. М.: Энергоатомиздат, 1992.

25

Рисунок 8, 9.

26

Рисунок 10, 11.

27

Рисунок 14, 15.

28

Рисунок 18, 19, 20, 21.

29

Рисунок 22, 23, 24.

Продолжение таблицы 4

1

2

3

 

30

Рисунок 25, 26, 29.

31

Рисунок 28, 31, 32, 33, 34, 35, 38, 39.

32

Рисунок 36, 37.

Серийные реле защиты, выполненные на интегральных микросхемах. Г.Э. Линт. Библиотека электромонтера. Выпуск № 629. М.: Энергоатомиздат, 1990.

33

Рисунок 26, 27, 28, 29.

34

Рисунок 30.

35

Рисунок 24, 25, 31.

36

Рисунок 22, 23, 33.

37

Рисунок 19, 20, 21, 34(д).

38

Рисунок 34(е).

Автоматическое повторное включение в распределительных сетях. М.Л. Голубев. Библиотека электромонтера. Выпуск № 546. М.: Энергоиздат, 1982.

39

Рисунок 2, 3, 4, 5, 6.

40

Рисунок 7, 8, 9, 10.

41

Рисунок 13, 14, 15, 16.

Высокочастотные защиты линий 110-220 кВ. М.И. Будаев. Библиотека электромонтера. Выпуск № 619. М.: Энергоатомиздат, 1989.

42

Рисунок 1(а, б, в).

43

Рисунок 1(г, д).

44

Рисунок 2.

45

Рисунок 11(а).

46

Рисунок 11(б).

47

Рисунок 11(в).

48

Рисунок 11(г).

Дифференциальные защиты трансформаторов с реле типа ДЗТ-21 (ДЗТ-23). М.И. Будаев. Библиотека электромонтера. Выпуск № 631. М.: Энергоатомиздат, 1990.

49

Рисунок 12.

50

Рисунок 13.

51

Рисунок 15, 16, 31.

52

Рисунок 6, 25, 26, 28, 29.

Защита шин 6-10 кВ. И.И. Байтер, Н.А. Богданова. Библиотека электромонтера. Выпуск № 563. М.: Энергоатомиздат, 1984.

53

Рисунок 6, 8.

54

Рисунок 7.

55

Рисунок 9.

56

Рисунок 10.

57

Рисунок 11.

58

Рисунок 12.

59

Рисунок 13, 14, 15, 16.

Панели дистанционных защит ПЗ-2/1 и ПЗ-2/2. Г.Г. Фокин, М.Н. Хомяков. Библиотека электромонтера. Выпуск № 411. М.: Энергия, 1975.

60

Рисунок 3, 8, 10.

61

Рисунок П1 (страницы 104, 105, 106).

Панель дистанционной защиты ПДЭ-2001 (ДЗ-751). Э.К. Федоров, Э.М. Шнеерсон. Библиотека электромонтера. Выпуск № 578. М.: Энергоатомиздат, 1985.

62

Рисунок 2, 8, 9.

63

Рисунок 11, 13, 14.

64

Рисунок 16, 19, 20.

65

Рисунок 21, 22.

66

Рисунок 23, 24, 25.

67

Рисунок 26, 27, 28.

68

Рисунок 29, 30, П7 (страница 90).

Продолжение таблицы 4

1

2

3

Релейная защита линий 110-220 кВ типа ЭПЗ-1636. А.П. Удрис. Библиотека электромонтера. Выпуск № 602. М.: Энергоатомиздат, 1988.

69

Рисунок 4, 5, 8, 9.

70

Рисунок 10, 11, 12, 14, 15.

71

Рисунок 16, 19.

72

Рисунок 17, 18.

Релейная защита и автоматика питающих элементов собственных нужд тепловых электростанций. И.И. Байтер, Н.А. Богданова. Библиотека электромонтера. Выпуск № 613. М.: Энергоатомиздат, 1989.

73

Рисунок 12, 13, 14.

74

Рисунок 15, 16.

75

Рисунок 18.

76

Рисунок 17, 20.

77

Рисунок 19, 21.

78

Рисунок 22, 23.

79

Рисунок 24, 25, П1 (страница 112).

Устройства дистанционной и токовой защит ШДЭ2801, ШДЭ2802. А.Н. Бирг, Г.С. Нудельман, Э.К. Федоров и др. Библиотека электромонтера. Выпуск № 612. М.: Энергоатомиздат, 1988.

80

Рисунок 3, 4, 5, 6, 7.

81

Рисунок 14, 15, 16, 17.

82

Рисунок 18, 19, 20, 21, 22.

83

Рисунок 23, 24, 25, 26, 27.

84

Рисунок 31, 34, 35.

85

Рисунок 38, 40.

86

Рисунок 43.

87

Рисунок 44, 45, 46.

88

Рисунок 41, 47.

89

Рисунок 48, 49.

90

Рисунок 50, 51, 52, 53.

91

Рисунок 54, 55, 56, 57, 58.

Руководящие указания по релейной защите. Выпуск 13А. Релейная защита трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ: Схемы. М.: Энергоатомиздат, 1985.

92

Рисунок 1.1.

93

Рисунок 1.2.

94

Рисунок 1.3.

95

Рисунок 1.5.

96

Рисунок 1.6.

97

Рисунок 1.7.

98

Рисунок 1.8.

99

Рисунок П.2.4 (страницы 109-112).

00

Рисунок П.2.2 (страницы 104-107).

  

2 Методические указания к расчету продольной дифференциальной защиты трансформатора

 Расчет приведен для дифференциальной защиты трансформатора Т1.

Исходные данные:

SКЗ.С1.МАХ = 1187 МВА; SКЗ.С1.MIN = 993 МВА;

SКЗ.С2.МАХ = 1089 МВА; SКЗ.С2.MIN = 926 МВА;

         Л1: 13,5 км; Х1УД = 0,36 Ом/км;

Л2: 19,2 км; Х1УД = 0,41 Ом/км;

Л3: 27,7 км; Х1УД = 0,39 Ом/км;

Л4: 22,9 км; Х1УД = 0,37 Ом/км;

Т1: SНОМ.ТР. = 10 МВА; UКЗ.(+РПН) = 8,27%; UКЗ.( - РПН) = 12,48%; схема соединения обмоток U/D.

 

2.1 Расчет токов короткого замыкания

Необходимо рассчитать токи короткого замыкания. КЗ за трансформатором на стороне 10 кВ (точка К1). Требуется рассчитать ток КЗ приведенный к стороне 10 кВ и 110 кВ. На рисунке 2 приведена схема замещения.

Рисунок 2

 

Расчет можно провести в относительных или именованных единицах. Используем метод относительных единиц.

Принимается базисная мощность

SБАЗ=7777 МВА.

Рассчитываются параметры схемы замещения энергосистемы.

 

ЕС1 = 1,05 о.е.; ЕС2 = 1,05 о.е.

 

ХС1.МАХ = SБАЗ / SКЗ.С1.МАХ = 7777 / 1187 = 6,55 о.е.

ХС1.MIN = SБАЗ / SКЗ.С1.MIN = 7777 / 993 = 7,83 о.е.

 

ХС2.МАХ = SБАЗ / SКЗ.С2.МАХ = 7777 / 1089 = 7,14 о.е.

ХС2.MIN = SБАЗ / SКЗ.С2.MIN = 7777 / 926 = 8,40 о.е.

 

ХЛ1 = Х1УД ´ L ´ SБАЗ / UСР2 = 0,36 ´ 13,5 ´ 7777 / 1152 = 2,86 о.е.

ХЛ2 = Х1УД ´ L ´ SБАЗ / UСР2 = 0,41 ´ 19,2 ´ 7777 / 1152 = 4,63 о.е.

ХЛ3 = Х1УД ´ L ´ SБАЗ / UСР2 = 0,39 ´ 27,7 ´ 7777 / 1152 = 6,35 о.е.

ХЛ4 = Х1УД ´ L ´ SБАЗ / UСР2 = 0,37 ´ 22,9 ´ 7777 / 1152 = 4,98 о.е.

 

ХТ1(+РПН) = UКЗ.(+РПН) ´ SБАЗ / (100 ´ SНОМ.ТР.) =

= 8,27 ´ 7777 / (100 ´ 10) = 64,32 о.е.

ХТ1.( - РПН) = UКЗ.( - РПН) ´ SБАЗ / (100 ´ SНОМ.ТР.) =

= 12,48 ´ 7777 / (100 ´ 10) = 97,06 о.е.

 

Составляется схема в программе-симуляторе электрических цепей, амперметр устанавливается в точке КЗ (смотреть рисунок 3).

 

Максимальный режим.

Минимальный режим.

Рисунок 3

 

Амперметры показывают ток КЗ в относительных единицах I*КЗ.МАХ и I*КЗ.MIN, приводим эти значения к 10кВ и 110 кВ, для этого рассчитываем базисные токи

IБАЗ = SБАЗ / (Ö3 ´ UСР);

UСР.10кВ = 10,5 кВ;

UСР.110кВ = 115 кВ;

IБАЗ.10кВ = SБАЗ / (Ö3 ´ UСР) = 7777 / (Ö3 ´ 10,5) = 427,62 кА;

IБАЗ.110кВ = SБАЗ / (Ö3 ´ UСР) = 7777 / (Ö3 ´ 115) = 39,04 кА.

 

Ток КЗ в максимальном режиме приведенный к 10 кВ

IКЗ.МАХ10 = I*КЗ.МАХ ´ IБАЗ.10кВ = 0,01452 ´ 427,62 = 6209 А.

Ток КЗ в максимальном режиме приведенный к 110 кВ

IКЗ.МАХ110 = I*КЗ.МАХ ´ IБАЗ.110кВ = 0,01452 ´ 39,04 = 567 А.

Ток КЗ в минимальном режиме приведенный к 10 кВ

IКЗ.MIN10 = I*КЗ.MIN ´ IБАЗ.10кВ = 0,009935 ´ 427,62 = 4248 А.

Ток КЗ в минимальном режиме приведенный к 110 кВ

IКЗ.MIN110 = I*КЗ.MIN ´ IБАЗ.110кВ = 0,009935 ´ 39,4 = 388 А.

 

2.2 Расчет номинальных параметров

 

Номинальный первичный ток высокой стороны (110 кВ) трансформатора Т1

IВН.НОМ = SНОМ.ТР. / (Ö3 ´ UВН.НОМ) = 10 / (Ö3 ´ 110) = 53 А.

Номинальный первичный ток низкой стороны (10 кВ) трансформатора Т1

IНН.НОМ = SНОМ.ТР. / (Ö3 ´ UНН.НОМ) = 10 / (Ö3 ´ 10) = 577 А.

 

Выбираются коэффициенты трансформации трансформаторов тока, рекомендуется выбирать их значения в 1,5 – 2 раза больше:

со стороны высокого напряжения – IВН.НОМ =53 А, следовательно nВН.ТА =100/5;

со стороны низкого напряжения – IНН.НОМ =577 А, следовательно nНН.ТА =800/5.

 

Схема соединения обмоток трансформатора Т1 – U/D. Для выравнивания вторичных токов по фазе принимаем схему соединения трансформаторов тока со стороны высокого напряжения – D, а со стороны низкого – U. Коэффициенты схемы: КВН.СХ = Ö3, КНН.СХ = 1.

 

Номинальные вторичные токи:

iВН.НОМ = IВН.НОМ ´ КВН.СХ / nВН.ТА = 53 ´ Ö3 / 20 = 4,59 А;

iНН.НОМ = IНН.НОМ ´ КНН.СХ / nНН.ТА = 577 ´ 1 / 160 = 3,61 А.

Выбирается основная сторона вторичных токовых цепей с наибольшим номинальным током: основная сторона – сторона высокого напряжения, так как 4,59 > 3,61.

2.3 Предварительный ток срабатывания защиты с дифференциальным реле РНТ-565

 

Первое условие – отстройка от броска тока намагничивания

IСЗ = КН ´ IОСННОМ = 1,5 ´ 53 = 79,50 А ,

где КН = 1,5 – коэффициент надежности;

IОСННОМ – номинальный первичный ток основной стороны.

 

Второе условие – отстройка от тока небаланса

IСЗ = КН ´ IНБ ,

где КН = 1,3 – коэффициент надежности;

IНБ – ток небаланса.

IНБ = I/НБ + I//НБ ,

где I/НБ – составляющая тока небаланса, вызванная погрешностью трансформаторов тока;

I//НБ – составляющая тока небаланса, вызванная работой РПН.

I/НБ = e ´ КА ´ КОДН ´ IОСНКЗ.МАХ = 0,1 ´ 1 ´ 1 ´ 567 = 56,70 А ,

где e = 0,1 – погрешность трансформаторов тока;

КА = 1 – коэффициент апериодической составляющей;

КОДН = 1 – коэффициент однотипности трансформаторов тока;

IОСНКЗ.МАХ = IКЗ.МАХ110 – максимальный ток КЗ приведенный к основной стороне.

I//НБ = DUРПН ´ IОСНКЗ.МАХ = 0,16 ´ 567 = 90,72 А ,

где DUРПН = 0,16 – полдиапазона регулирования РПН.

IНБ = I/НБ + I//НБ = 56,70 + 90,72 = 147,42 А.

IСЗ = КН ´ IНБ = 1,3 ´ 147,42 = 191,65 А.

 

Из двух условий выбираем наибольший ток:

79,5 < 191,65 ;

IСЗ = 191,65 А.

 

2.4 Предварительная проверка чувствительности

 

Коэффициент чувствительности

КЧ = iР.MIN / iС.Р. ,

где iР.MIN – ток в реле при 2-х фазном КЗ за трансформатором Т1 при минимальном режиме;

iС.Р. – ток срабатывания реле.

iР.MIN = 0,87 ´ IКЗ.MINОСН ´ КСХОСН / nТАОСН = 0,87 ´ 388 ´ Ö3 / 20 = 29,23 А ,

где IКЗ.MINОСН = IКЗ.MIN110 – минимальный ток КЗ приведенный к основной стороне.

iС.Р. = IСЗ ´ КСХОСН / nТАОСН = 191,65 ´ Ö3 / 20 = 16,60 А.

КЧ = iР.MIN / iС.Р. = 29,23 / 16,60 = 1,76.

В соответствии с ПУЭ требуется обеспечить наименьший коэффициент чувствительности не менее 2. Допускается снижение требуемой чувствительности до 1,5 , если это связано со значительным усложнением защиты и мощности трансформатора менее 80 МВА.

Соответственно требуемая чувствительность обеспечивается.

 

В данной расчетно-графической работе необходимо рассчитать защиту на реле РНТ-565 и ДЗТ-11 не зависимо от результатов расчетов коэффициента чувствительности, даже если коэффициент чувствительности получается менее требуемого значения расчет продолжать далее.

 

2.5 Определение числа витков обмоток реле РНТ-565

 

2.5.1 Ток срабатывания реле

iС.Р. = IСЗ ´ КСХОСН / nТАОСН = 191,65 ´ Ö3 / 20 = 16,60 А.

 

2.5.2 Расчетное количество витков обмотки, подключенной к основной стороне защиты

WОСН.РАСЧ. = FС.Р. / iС.Р. = 100 / 16,6 = 6,02 витков,

где FС.Р. = 100 ± 5 Ампер´витков – намагничивающая сила срабатывания реле.

Полученное значение округляем до ближайшего меньшего числа.

Принятое количество витков обмотки, подключенной к основной стороне защиты

WОСН. = 6 витков.

 

2.5.3 Расчетное количество витков обмотки, подключенной к неосновной стороне защиты

WНЕОСН.РАСЧ. = WОСН. ´ iОСННОМ / iНЕОСННОМ = 6 ´ 4,59 / 3,61 = 7,63 витков,

где iОСННОМ = iВНОМ = 4,59 А – номинальный вторичный ток основной стороны;

iНЕОСННОМ = iННОМ = 3,61 А – номинальный вторичный ток неосновной стороны.

Округляем полученное число и получаем принятое количество витков обмотки, подключенной к неосновной стороне защиты

WНЕОСН = 8 витков.

 

2.5.4 Уточняем ток небаланса

Составляющая тока небаланса, вызванная разностью расчетных и принятых витков обмоток реле

I///НБ = (WНЕОСН.РАСЧ. – WНЕОСН.) ´ IОСНКЗ.МАХ / WНЕОСН.РАСЧ. =

= (7,63 – 8) ´ 567 / 7,6 = - 27,60 А.

Если получается отрицательное число, то берется модуль числа

I///НБ = 27,60 А.

Полный ток небаланса

IНБ = I/НБ + I//НБ + I///НБ = 56,70 + 90,72 + 27,60 = 175,02 А

 

2.5.5 Уточняем ток срабатывания защиты

IСЗ = КН ´ IНБ = 1,3 ´ 175,02 = 227,53 А.

 

Сравниваем уточненный ток срабатывания защиты с его предыдущим значением

227,53 > 191,65

Ток срабатывания увеличился после уточнения, поэтому необходимо пересчитать начиная с пункта 2.5.1 . Если ток срабатывания не увеличился, то переходим к окончательной проверке чувствительности в пункте 2.5.16.

 

2.5.6 Пересчитываем ток срабатывания реле с новым значением IСЗ

iС.Р. = IСЗ ´ КСХОСН / nТАОСН = 227,53 ´ Ö3 / 20 = 17,71 А.

 

2.5.7 Расчетное количество витков обмотки, подключенной к основной стороне защиты

WОСН.РАСЧ. = FС.Р. / iС.Р. = 100 / 17,71 = 5,65 витков.

Принятое количество витков обмотки, подключенной к основной стороне защиты

WОСН. = 5 витков.

 

2.5.8 Расчетное количество витков обмотки, подключенной к неосновной стороне защиты

WНЕОСН.РАСЧ. = WОСН. ´ iОСННОМ / iНЕОСННОМ = 5 ´ 4,59 / 3,61 = 6,36 витков.

Принятое количество витков обмотки, подключенной к неосновной стороне защиты

WНЕОСН = 6 витков.

 

2.5.9 Уточняем ток небаланса

Составляющая тока небаланса, вызванная разностью расчетных и принятых витков обмоток реле

I///НБ = (WНЕОСН.РАСЧ. – WНЕОСН.) ´ IОСНКЗ.МАХ / WНЕОСН.РАСЧ. =

= (6,36 – 6) ´ 567 / 6,36 = 32,09 А.

Полный ток небаланса

IНБ = I/НБ + I//НБ + I///НБ = 56,70 + 90,72 + 32,09 = 179,51 А

 

2.5.10 Уточняем ток срабатывания защиты

IСЗ = КН ´ IНБ = 1,3 ´ 179,51 = 233,36 А.

 

Сравниваем уточненный ток срабатывания защиты с его предыдущим значением

233,36 > 227,53

Ток срабатывания увеличился после уточнения, поэтому необходимо пересчитать начиная с пункта 2.5.1 . Если ток срабатывания не увеличился, то переходим к окончательной проверке чувствительности в пункте 2.5.16.

 

2.5.11 Пересчитываем ток срабатывания реле новым значением IСЗ

iС.Р. = IСЗ ´ КСХОСН / nТАОСН = 233,36 ´ Ö3 / 20 = 20,21 А.

 

2.5.12 Расчетное количество витков обмотки, подключенной к основной стороне защиты

WОСН.РАСЧ. = FС.Р. / iС.Р. = 100 / 20,21 = 4,95 витков.

Принятое количество витков обмотки, подключенной к основной стороне защиты

WОСН. = 4 витка.

 

2.5.13 Расчетное количество витков обмотки, подключенной к неосновной стороне защиты

WНЕОСН.РАСЧ. = WОСН. ´ iОСННОМ / iНЕОСННОМ = 4 ´ 4,59 / 3,61 = 5,09 витков.

Принятое количество витков обмотки, подключенной к неосновной стороне защиты

WНЕОСН = 5 витков.

 

2.5.14 Уточняем ток небаланса

Составляющая тока небаланса, вызванная разностью расчетных и принятых витков обмоток реле

I///НБ = (WНЕОСН.РАСЧ. – WНЕОСН.) ´ IОСНКЗ.МАХ / WНЕОСН.РАСЧ. =

= (5,09 – 5) ´ 567 / 5,09 = 10,03 А.

Полный ток небаланса

IНБ = I/НБ + I//НБ + I///НБ = 56,70 + 90,72 + 10,03 = 157,45 А

 

2.5.15 Уточняем ток срабатывания защиты

IСЗ = КН ´ IНБ = 1,3 ´ 157,45 = 204,69 А.

 

Сравниваем уточненный ток срабатывания защиты с его предыдущим значением

204,69 < 233,36

Ток срабатывания не увеличился, поэтому переходим к окончательной проверке чувствительности.

        

         2.5.16 Проверка чувствительности защиты

Коэффициент чувствительности

КЧ = iР.MIN / iС.Р.

iР.MIN = 0,87 ´ IКЗ.MINОСН ´ КСХОСН / nТАОСН = 0,87 ´ 388 ´ Ö3 / 20 = 29,23 А.

iС.Р. = FС.Р. / WОСН = 100 / 4 = 25 А.

КЧ = 29,23 / 25 = 1,17

Чувствительность неудовлетворительная.

 

В данной расчетно-графической работе необходимо рассчитать защиту на реле РНТ-565 и ДЗТ-11 не зависимо от результатов расчетов коэффициента чувствительности, даже если коэффициент чувствительности получается менее требуемого значения расчет продолжать далее.

 

2.5.17 Расчет количества витков дифференциальной и уравнительной обмоток реле РНТ-565

Число витков дифференциальной обмотки

WДИФ = WОСН = 4 витка.

Число витков уравнительной обмотки

WУР = WНЕОСН – WОСН = 5 – 4 = 1 виток.

 

Схема подключения реле РНТ-565 выбирается в приложении А.

 

2.6 Расчет дифференциальной защиты с использованием реле ДЗТ-11

 

2.6.1 Ток срабатывания защиты выбирается по условию отстройки от броска тока намагничивания трансформатора

IСЗ = КН ´ IОСННОМ = 1,5 ´ 53 = 79,50 А .

 

2.6.2 Ток срабатывания реле

iС.Р. = IСЗ ´ КСХОСН / nТАОСН = 79,50 ´ Ö3 / 20 = 6,89 А.

 

2.6.3 Расчетное количество витков обмотки, подключенной к основной стороне защиты

WОСН.РАСЧ. = FС.Р. / iС.Р. = 100 / 6,89 = 14,51 витков.

Принятое количество витков обмотки, подключенной к основной стороне защиты

WОСН. = 14 витков.

 

2.6.4 Расчетное количество витков обмотки, подключенной к неосновной стороне защиты

WНЕОСН.РАСЧ. = WОСН. ´ iОСННОМ / iНЕОСННОМ = 14 ´ 4,59 / 3,61 = 17,80 витков.

Принятое количество витков обмотки, подключенной к неосновной стороне защиты

WНЕОСН = 18 витков.

 

2.6.5 Составляющая тока небаланса, вызванная разностью расчетных и принятых витков обмоток реле

I///НБ = (WНЕОСН.РАСЧ. – WНЕОСН.) ´ IОСНКЗ.МАХ / WНЕОСН.РАСЧ. =

= (17,80 – 18) ´ 567 / 17,80 = - 6,37 А.

Если получается отрицательное число, то берется модуль числа

I///НБ = 6,37 А.

 

2.6.6 Полный ток небаланса

IНБ = I/НБ + I//НБ + I///НБ = 56,70 + 90,72 + 6,37 = 153,79 А

 

         2.6.7 Количество витков обмотки торможения

WТ = КН ´ IНБТОРМ. ´ WТОРМ. / (IКЗ.МАХТОРМ. ´ tga),

где КН = 1,5 – коэффициент надежности;

tga = 0,75 – тангенс угла наклона характеристики торможения реле ДЗТ-11;

IНБТОРМ. и IКЗ.МАХТОРМ – ток небаланса и ток КЗ приведенные к стороне защиты, к которой подключается обмотка торможения;

WТОРМ. – число витков рабочей обмотки той стороны защиты, к которой подключается обмотка торможения.

         Так как защищаемый трансформатор Т1 – двухобмоточный с односторонним питанием, то обмотка торможения включается в плечо защиты со стороны низкого напряжения, значит по ней протекает ток со стороны низкого напряжения, отсюда следует:

1) IНБТОРМ = IНБНН – то есть это ток небаланса приведенный к стороне низкого напряжения.

Если основная сторона – сторона высокого напряжения, то

IНБТОРМ = IНБ ´ UВН / UНН .

Если основная сторона – сторона низкого напряжения, то

IНБТОРМ = IНБ ,

где IНБ – ранее рассчитанный в пункте 2.6.6 ток небаланса;

2) IКЗ.МАХТОРМ = IКЗ.МАХ.10кВ – то есть это ток внешнего КЗ (в точке К1) приведенный к стороне низкого напряжения.

3) WТОРМ. = WНН – то есть это рабочая обмотка реле, подключенная к плечу низкого напряжения.

Если основная сторона – сторона высокого напряжения, то берется расчетное число витков

WТОРМ. = WНН = WНЕОСН.РАСЧ.

Если основная сторона – сторона низкого напряжения, то берется принятое число витков

WТОРМ. = WНН = WОСН.

 

Для нашего примера

IНБТОРМ = IНБ ´ UВН / UНН = 153,79 ´ 110/10 = 1691,69 А,

IКЗ.МАХТОРМ = IКЗ.МАХ.10кВ = 6209 А,

WТОРМ. = WНН = WНЕОСН.РАСЧ. = 17,80 витков.

Получаем

WТ = КН ´ IНБТОРМ. ´ WТОРМ. / (IКЗ.МАХТОРМ. ´ tga) =

= 1,5 ´ 1691,69 ´ 17,80 / (6209 ´ 0,75) = 9,70 витков.

Полученное значение округляем и принимаем

WТ = 10 витков.

 

2.6.8 Проверка чувствительности защиты

Коэффициент чувствительности

КЧ = iР.MIN / iС.Р.

iР.MIN = 0,87 ´ IКЗ.MINОСН ´ КСХОСН / nТАОСН = 0,87 ´ 388 ´ Ö3 / 20 = 29,23 А.

iС.Р. = FС.Р. / WОСН = 100 / 14 = 7,14 А.

КЧ = 29,23 / 7,14 = 4,09

Чувствительность удовлетворительная.

 

Схема подключения реле ДЗТ-11 выбирается в приложении А.

 

 

Приложение А

 

Рисунок А1 – Схема подключения РНТ-565, основная сторона – ВН.

 

Рисунок А2 – Схема подключения РНТ-565, основная сторона – НН.

Рисунок А3 – Схема подключения ДЗТ-11, основная сторона - ВН, торможение на НН.

Рисунок А4 – Схема подключения ДЗТ-11, основная сторона - НН, торможение на НН.

 

Список литературы 

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

2. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ. Расчеты. Руководящие указания по релейной защите. Выпуск 13Б. – М.: Энергоатомиздат, 1985.