Релейная защита и автоматика систем электроснабжения: Учебное пособие к практическим занятиям

Страницы работы

99 страниц (Word-файл)

Фрагмент текста работы

Министерство образования Республики Беларусь

Учреждение образования «Гомельский государственный

технический университет имени П.О. Сухого»

Кафедра «электроснабжение»

Л.И. , А.О.

РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА

СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ

к практическим занятиям

для специальностей

1-43 01 03«Электроснабжение (по отраслям)»

и 1-43 01 07 «Техническая эксплуатация энергооборудования организаций»

Гомель 2010

УДК 621.316.925(075.8)

ББК 31.27-05

 Е19

Рецензенты:

,

Релейная защита и автоматика систем электроснабжения: Учебное пособие к практическим занятиям для студентов по специальностям 1-43 01 03«Электроснабжение (по отраслям)» и 1-43 01 07 «Техническая эксплуатация энергооборудования организаций», – Гомель: Учреждение образования «Гомельский государственный технический университет имени П.О. Сухого», 2010.

В учебном пособии рассматриваются расчеты параметров срабатывания релейных защит элементов систем электроснабжения. Особое внимание уделено применению современных микропроцессорных блоков защиты, автоматики, измерения и управления электроэнергетическими объектами.

УДК 621.316.925

ББК 31.27-05

© , 2010

ISBN 985-420-035-3

© Учреждение образования «Гомельский государственный технический университет имени П.О. Сухого», 2010

Практическое занятие № 1

Выбор и проверка трансформаторов тока и

трансформаторов напряжения для РЗА

1.1 Выбор и проверка трансформаторов тока для РЗА

1.1 Трансформаторы тока (ТТ) служат:

- для изоляции первичных и вторичных цепей;

- для приведения величины тока к уровню удобному для измерения.

Номинальный вторичный ток ТТ составляет или 5А, или 1А.

Номинальные токи первичной обмотки ТТ могут быть: 5, 10, 15, 30, 50, 75(80), 100, 150, 200, 300, 400, 600, (800), 1000, 1500, 2000, 3000, 4000, 5000 А.

1.2 Трансформаторы тока выбираются:

- По номинальному напряжению:

- По номинальному току первичной обмотки выбор производится в следующей последовательности:

·  Определяется ток  в максимальном режиме нагрузки  (кВА):

, А

·  Выбирается ток первичной обмотки (желательно в большую сторону) по шкале номинальных токов первичной обмотки ТТ;

·  Определяется коэффициент трансформации ТТ

.

1.3 Проверяются трансформаторы тока по 10 % или 5 % кратности.

Под 10 % (5 %) кратностью К10 или К5 понимают наибольшее отношение первичного тока проходящего через первичную обмотку к его номинальному току первичной обмотки, при которой полная погрешность ТТ, при заданной вторичной нагрузке Z2, не превышает 10 % (5 %). Зная кратность первичного тока, проходящего через ТТ при КЗ, можно, по кривым предельной кратности для данного ТТ (рис. 1.1), определить допустимую нагрузку Z2доп, при которой погрешность ТТ не будет превышать 10% или 5 %.

Рис. 1.1. Выбор допустимой вторичной нагрузки ТТ по 10 % кратности К10

Кривые 10 % кратности приведены на рис.1.2 (для ТТ с Uн=6, 10кВ) и на рис. 1.3 (для ТТ с Uн=35, 110 кВ).

В современной справочной литературе кривые 10 % кратности не приводятся, а дается величина номинальной мощности Sном кВ·А соответствующая 10 % кратности при номинальном вторичном токе I2ном. При этом величина Z2 доп определяется по формуле:

, Ом

Например ток, для ТТ типа ТОЛ-10 Sном = 15 В·А, тогда:

, Ом

Величина вторичной нагрузки зависит от схемы соединения ТТ и реле.

1.  При соединении ТТ и реле в схему полной звезды:

К(3) и К(2): , Rперех всегда принимаем 0,1 Ом. К(1): .

2.  При соединении ТТ и реле в схему неполной звезды:

К(3): ,

К(2)(АВ, ВС): .

3.  При соединении ТТ и реле в схему на разность токов двух фаз:

К(3): ,

К(2)(АС): ,

К(2)(АВ,ВС): .

Для применяемой схемы ведется расчет Zн.расч и из вычисленных значений наибольшую величину сопротивления Zн.расч. применяем для проверки ТТ на 10 % (5 %)  кратность.

Рис. 1.2 Кривые 10 % кратности для ТТ на напряжение 6-10 кВ

Условием выполнения требований 10 % кратности будет:

Рис. 1.3. Кривые 10% кратности для ТТ на напряжение 35, 110 кВ

1.4 Современные типы ТТ и область их применения (табл. 1.1)

Таблица 1.1

Современные типы ТТ и область их применения

Ном. напряжение, кВ

Свердловский завод ТТ

ОАО

«Самарский трансформатор»

Тип

Назначение

Sном, В∙А

Тип

Назначение

Sном, В∙А

0,66

ТШЛ

Шинный

15

0,66

ТНШЛ

Шинный

1,0-2,5

6,0 (10)

ТОЛК

Опорный

30

10

ТОЛ

Опорный

15

ТОЛ

Опорный

15

10

ТШЛ

Шинный

30

10

ТПОЛ

Проходной

15

10

ТПЛ

Опорно-проходной

15

10

ТЛ

Опорно-проходной

15

35

ТЛК

Опорный

15

35

ТОЛ

Опорный

30, 50

35

ТПЛ

Проходной

20

ТТ элегазовые (Запорожье) ТОГ-110 и ТОГ-220

1.2 Выбор и проверка трансформаторов напряжения (ТН)

1.1.   ТН служат:

- для изоляции первичных и вторичных цепей;

- для приведения величины напряжения к уровню удобному для измерения (100 В).

Номинальное напряжение первичной обмотки соответствуют номинальному напряжению сети.

1.2.   ТН выбираются:

- по номинальному напряжению: .

- по предельной нагрузке вторичной обмотки: , где Sпред., В∙А − предельная величина присоединенной нагрузки для обеспечения нужного класса точности (табл. 2.1)

Sприс., В∙А − суммарная мощность присоединённых реле и приборов.

Таблица 2.1

Напржение, кВ

Тип

Sпред. при обеспечении класса точности

0,2

0,5

1

3

6-10

НОЛ

незаземл.

6-10

3∙ЗНОЛ

антирез.

90/150

150/220

225/450

6-10

ЗНТОЛ

Самара

50/75

75/150

200/300

6-10

НАМИТ

Самара

/200

/300

/600

35

ЗНОЛ

10

60

120

110

ЗНОГ-М-110

элегазовый

150

400

600

1200

Числитель - ТН 6 кВ, знаменатель – ТН 10 кВ

Домашнее задание № 1

1. Выбрать ТТ и проверить на 10 % кратность. Номер варианта соответствует последней цифре зачетки.

Номер

варианта

Uраб., кВ

Передаваемая через ТТ мощность, МВ∙А

Нагрузка

Схема соединения ТТ

Rпров.

Zреле

1

6

1

0,2

0,1

полная звезда

2

10

2

0,4

0,2

полная звезда

3

6

2

0,3

0,15

полная звезда

4

10

4

0,3

0,3

неполная звезда

5

6

3

0,4

0,2

неполная звезда

6

10

6

0,1

0,2

неполная звезда

7

6

4

0,2

0,3

неполная звезда

8

10

7

0,3

0,3

на разность токов двух фаз

9

6

5

0,4

0,35

на разность токов двух фаз

0

10

8

0,15

0,25

на разность токов двух фаз

2.Выбрать ТН и проверить класс точности ТН.

Номер

варианта

Uраб., кВ

Нагрузка, Вт

счетчики

приборы

реле

1

6

6

10

20

2

10

8

15

25

3

6

10

20

25

4

10

12

24

28

5

6

10

30

30

6

10

10

35

40

7

6

20

20

20

8

10

30

15

30

9

6

35

10

20

0

10

16

24

22

Практическое занятие №2

Расчёт уставок защит с независимой выдержкой времени

радиальной сети. Карта селективности

В качестве основных и резервных защит на отходящих линиях применяют:

- максимальную токовую защиту (МТЗ);

- токовую отсечку (ТО);

- защиту от перегрузки;

- защиту от замыкания на землю;

2.1. Защита отходящей линии

Рис. 2.1 Расчетная схема

2.1.1 МТЗ (I>>)

Ток срабатывания МТЗ: , А                   (2.1)

где Кн − коэффициент надежности:

ЦР − Кн = 1,1…1,2;

РТ-40, РТ-80 − Кн = 1,2;

РТВ – Кн =1,3.

Кс.зап − коэффициент самозапуска: для бытовой нагрузки Кс.зап = 1,1…1,3;

для сельскохозяйственных потребителей Кс.зап = 1,1…1,15;

для общепромышленной нагрузки Кс.зап = 1,8…2,5.

Кв − коэффициент возврата:

ЦР − Кв = 0,95…0,96;

РСТ − Кв = 0,9;

РТ-40, РТ-80 − Кв = 0,8;

РТВ − Кв =0,65.

Выдержка времени МТЗ водится для замедления действия защиты с целью обеспечения временной селективности действия защиты последующего элемента. Для этого время срабатывания защиты последующей линии выбирается большей времени срабатывания защиты предыдущей линии:

, с                                      (2.2)

где  − ступень селективности.

Величина  состоит из следующих слагаемых: времени отключения выключателя (0,05…0,1 с), времени возврата защиты (0,05 с), погрешности по времени последующей и предыдущей защит (3…5 %) и необходимого запаса (0,05…0,1 с).

Время действия защиты равно собственному времени срабатывания РЗА: , где tво − время действия выключателя на отключение.

ЦР − tрза = 0,025 с;

РТ-40 − tрза = 0,1 с.

Коэффициент чувствительности:

,                                     (2.3)

где  − ток трехфазного КЗ в минимальном режиме работы системы в конце защищаемой зоны;

 − ток срабатывания защиты.

Коэффициент чувствительности должен быть:

Кч ≥ 1,5 для основной зоны;

Кч ≥ 1,2 для зоны резервирования

2.1.2 Токовая отсечка (I>>>)

Ток срабатывания токовой отсечки:

, А                                    (2.4)

где Кн − коэффициент надежности:

ЦР − Кн = 1,15…1,2;

РТ-40 − Кн = 1,2…1,4;

РТ-80 − Кн = 1,5…1,6;

РТМ − Кн = 1,7.

 − ток трехфазного КЗ в максиальном режиме работы системы в конце защищаемой зоны, А.

Коэффициент чувствительности токовой отсечки:

,                                              (2.5)

Кч − должен быть Кч ≥ 1,2.

2.1.3 Защита от перегрузки (I >)

Защита от перегрузки действует на сигнал. Ток срабатывания защиты от перегрузки:

,                                                   (2.6)

где Кн = 1,05;

Iном − номинальный ток защищаемого оборудования, А;

tcз = 10 c.

2.1.4 Защита от замыканий на землю

Защита от замыканий на землю действует на сигнал. Уставка по току ненаправленной защиты от замыканий на землю рассчитывается по условию несрабатывания защиты от собственного емкостного тока данного присоединения (линии или электродвигателя) по выражению:

, А                                    (2.7)

где Котс − коэффициент отстройки, принимаемый 1,2;

Кбр − коэффициент, учитывающий бросок емкостного тока в момент зажигания дуги:

для цифровых реле Кбр = 1,8…2;

для аналогового реле типа РТЗ-51 Кбр = 2,5;

Iс.пр − собственный емкостный ток защищаемого присоединения.

Для воздушных линий значение емкостного тока определяется по эмпирической формуле:

, А                                  (2.8)

где L − длина линии, км;

Uном − номинальное линейное напряжение, кВ.

Для кабельных линий значение Iс.пр можно определить по удельным емкостным токам, приведенным в таблице

Похожие материалы

Информация о работе