Курсовая работа: Релейная защита и автоматика СЭС

Введение

Системы электроснабжения являются сложными производственными объектами кибернетического типа, все элементы которых участвуют в едином производственном процессе, основными особенностями которого являются быстротечность явлений и неизбежность повреждений аварийного характера. Поэтому надёжное и экономичное функционирование систем электроснабжения возможно только при автоматическом управлении ими.

Распределительные электрические сети являются важным звеном в системе производства, передачи и потребления электрической энергии. Большое значение для надёжной работы электросетей имеет правильное выполнение и настройка устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики (РЗА) и в том числе правильный выбор рабочих параметров срабатывания (рабочих уставок) аппаратуры РЗА.

Курсовая работа по дисциплине «Релейная защита и автоматика систем электроснабжения промышленных предприятий» является одной из важнейших составных частей общего курса РЗА. В процессе выполнения данной работы выбираются защиты и рассчитываются уставки для цеховых (заводских) распределительных сетей, производится согласование защит для обеспечения надёжности, максимального быстродействия и селективности.

1. Выбор кабелей системы электроснабжения

1.1 Выбор кабеля W6', питающего трансформатор T5

На основе данных выбираем трансформатор Т5 типа ТСЗ-160/10 ([6], табл.3.3).

В нормальном режиме работы длительный ток нагрузки составит:

А.

Примем коэффициент загрузки трансформатора в режиме длительной нагрузки и ПАР равным 1, так как отсутствует резерв. Следовательно Iн=Iн.max=Iном.Т5=14.663 А.

Выбираем кабель на 6 кВ марки ААГ-3×10 для прокладки в канале (температура окружающей среды +350 С).

Iдоп.ном=42 А ([1], табл. 1.3.18).

Расчетный длительный ток кабеля:

Iдоп=Кс.н.·Кср·Iдоп.ном=1·0.85·42=35.7 А,

где: Кс.н=1 ([1], табл. 1.3.26); Кср=0.85 ([1], табл. 1.3.3).

Условие выполняется:

Iн.max=14.663 А < Iдоп=35.7 А.

Определим экономически целесообразное сечение:

мм2 > 10 мм2,

где: Jэ=1.4 (А/мм2) для Tmax=4000 ч ([1], табл. 1.3.36 ).

Увеличиваем сечение кабеля до q=16 мм2.

Iдоп.ном=50 А ([1], табл. 1.3.18).

Расчетный длительный ток кабеля:

Iдоп=Кс.н.·Кср·Iдоп.ном=1·0.85·50=42.5 А,

где: Кс.н=1 ([1], табл. 1.3.26); Кср=0.85 ([1], табл. 1.3.3).

Условие выполняется:

Iн.max=24.06 А < Iдоп=42.5 А.

Допустимый ток термической стойкости кабеля для времени действия 0.1 с основной релейной защиты (МТО) на Q14 равен:

кА,

где: С=94 А·с2/мм2 – для кабелей с алюминиевыми однопроволочными жилами;

tс.з.=0.1 с – предполагаемое время действия основной релейной защиты;

to.Q=0.1 c – полное время отключения выключателя КЛЭП;

τа=0.01 с – постоянная времени апериодической составляющей тока КЗ.

1.2 Выбор кабеля линии W6

На основе данных выбираем трансформаторы Т3 и Т4 марки ТСЗ-160/10 ([6], табл.3.3).

В нормальном режиме работы, при коэффициенте загрузки трансформатора Т4 равном 0.7, а трансформатора Т5 – 1, ток нагрузки будет равен:

А.

Максимально возможный ток нагрузки (ток в ПАР) равен:

А.

Выбираем кабель на 6 кВ марки ААГ-3×10 для прокладки в канале (температура среды +350С).

А ([1], табл. 1.3.18).

Расчётный длительно допустимый ток кабеля:

А,

где: ([1], табл. 1.3.26); ([1], табл.1.3.3).

Условие не выполняется: Iн.max=35.191 А > Iдоп=33.201 А, следовательно выбираем кабель сечением 16 мм2.

А ([1], табл. 1.3.18).

Расчётный длительно допустимый ток кабеля:

А,

где: ([1], табл. 1.3.26); ([1], табл.1.3.3).

Условие выполняется:

Iн.max=35.191 А < Iдоп=39.525 А

Определим экономически целесообразное сечение:

мм2 < 16 мм2,

где: Jэ=1.4 (А/мм2) для Tmax=4000 ч ([1], табл. 1.3.36).

Допустимый ток термической стойкости кабеля для предполагаемого времени действия 0.1 с основной релейной защиты (МТО) на Q14 равен:

кА.

1.3 Выбор кабеля линии W5, питающей трансформатор Т3

Кабель питает трансформатор мощностью 160 кВА. В нормальном режиме работы, при коэффициенте загрузки трансформатора Т3 равном 0.7, ток нагрузки будет равен:

А.

Максимально возможный ток нагрузки (ток в ПАР) равен:

А.

Выбираем кабель на 6 кВ марки ААГ-3×10 для прокладки в канале (температура среды +350С).

А ([1], табл. 1.3.18).

Расчётный длительно допустимый ток кабеля:

А,

где: ([1], табл. 1.3.26); ([1], табл.1.3.3).

Условие выполняется:

Iн.max=20.528 А < Iдоп=33.201 А.

Определим экономически целесообразное сечение:

мм2 < 10 мм2,

где: Jэ=1.4 (А/мм2) для Tmax=4000 ч ([1], табл. 1.3.36).

Допустимый ток термической стойкости кабеля для предполагаемого времени действия 0.1 с основной релейной защиты (МТО ) на Q13 равен:

кА.

1.4 Выбор кабелей, питающих асинхронные двигатели (АД) М1 и М2, М3 и М4

Номинальный ток АД серии АТД исполнения 2АЗМ1-800/6000УХЛ4 ([6], табл. 4.6):

А,

где: кВт – номинальная активная мощность АД ([6], табл. 4.6);

кВ – номинальное напряжение АД ([6], табл. 4.6);

– коэффициент мощности ([6], табл. 4.6);

– номинальный коэффициент полезного действия АД ([6], табл. 4.6).

Выбираем кабель на 6 кВ марки ААГ-3×70 для прокладки в канале (температура среды +350 С).

А ([1], табл.1.3.18).

Расчётный длительно допустимый ток кабеля:

А.

Условие выполняется: Iном.М=89.283 А < Iдоп=114.75 А.

Определяем экономически целесообразное сечение:

мм2 < 70 мм2.

При использовании кабеля со сплошными жилами допустимый ток термической стойкости для предполагаемого времени действия 0.1 с основной релейной защиты (МТО) равен:

кА.

1.5 Выбор кабелей линий W3 и W4

Линия питает трансформатор Т3 мощностью 160 кВА и АД М3 мощностью 800 кВт. В нормальном режиме работы ток в линии равен:

Iн.W3=Iн.W5+Iном.М3=24.927+89.283=114.21 А.

Максимально возможный ток нагрузки (ток в ПАР) равен:

Iн.max=2·Iн.W3+Iн.W6'=2·114.21+14.663= 243.083 А.

Определяем допустимый ток кабеля :

А,

где: Кп=1.35, принимая коэффициент загрузки линии в нормальном режиме Кз=0.6 и время ликвидации аварии равным 3 ч ([1], табл.1.3.2);

Кс.н.=0.93, принимая прокладку кабелей к РП в одной траншее (земле), лежащих рядом на расстоянии 300 мм ([1], табл.1.3.26);

Кср=1.0, для нормальной температуры среды (+150 С) ([1], табл.1.3.3).

Выбираем кабель на 6 кВ марки ААШв-3×95 для прокладки в земле (температура среды +150 С).

А ([1], табл. 1.3.16).

Условие выполняется:

Iдоп.ном =225 А > Iдоп=193.6 А.

Определим экономически целесообразное сечение:

мм2 < 95 мм2,

где: Jэ=1.4 (А/мм2) для Tmax=4000 ч ([1], табл. 1.3.36).

Допустимый ток термической стойкости кабеля для предполагаемого времени действия 1.2 с основной релейной защиты (МТЗ) на Q3 равен:

кА.

1.6 Выбор сечения провода воздушной линии питающей РУ

Питание РУ осуществляется по двум ВЛЭП длиной 0.75 км. В свою очередь РУ питает 2 трансформатора ТM-6300/10. Номинальный ток трансформатора равен:

А.

Максимально возможный ток (ток в ПАР) равен:

Iн.max=2·Iном.Т=2·364=728 А.

Выбираем провод марки АС сечением 330 мм2 – Iдоп=730 А ([1], табл. 1.3.29).

2. Предварительный расчет токов КЗ

Исходная схема электроснабжения и схема замещения для расчёта токов КЗ представлены на рис. 2 и рис. 3 соответственно.

Выбранные кабели проверим на термическую стойкость при КЗ (для одиночных кабелей при КЗ в начале кабеля или при КЗ за пучком кабелей при их параллельном соединении). Расчет токов проведем для 3х точек: К-1, К-2 и К-3. Расчёт токов КЗ производится в именованных единицах.

2.1 Определение сопротивления элементов схемы замещения, приведённые к напряжению Uб = 6.3 кВ

1) Сопротивление системы:

Ом,

где: кВ - среднее напряжение на котором находится система.

2) Сопротивление воздушной линии 10 кВ:

Ом,

где: Ом/км - удельное сопротивление линии.

3) Сопротивление трансформаторов Т1 и Т2 ТM-6300/10:

Ом.

4) Активное и реактивное сопротивления кабельных линий W3 и W4:

Ом;

Ом,

где: xуд, rуд - удельные сопротивления кабеля ([5], табл. 3.5).

5) Сопротивление асинхронных двигателей М1, М2, M3 и М4 (Рном.М1 =800 кВт) при номинальной нагрузке:

Ом.

6) Активное и реактивное сопротивления линии W5:

Ом;

Ом.

7) Активное и реактивное сопротивления линии W6:

Ом;

Ом.

2.2 Расчет тока КЗ в точке К-1

Суммарное сопротивление от энергосистемы до точки К-1 равно:

Ом.

Начальное значение периодической составляющей тока в месте КЗ со стороны системы:

кА.

Начальное значение периодической составляющей тока в месте КЗ со стороны асинхронных двигателей М1 и М2:

кА.

Определяем необходимость учета подпитки от АД:

что больше 2 и подпитка от АД учитывается.

Суммарное значение периодической составляющей тока в точке К-1 (в начале КЛЭП W3):

кА < кА.

Таким образом, кА < кА.

Вывод: Для обеспечения прохождения периодической составляющей тока КЗ в точке КЗ К-1 кабель сечением 95 мм2 подходит.

2.3 Расчет тока КЗ в точке К-2

Результирующее сопротивление со стороны энергосистемы для точки К-2:

Ом.

Токи трёхфазного КЗ на шинах РП со стороны энергосистемы и двигателей при включенном секционном выключателе QB2:

кА;

кА.

Определяем необходимость учета подпитки от АД:

что больше 2 и подпитка от АД учитывается.

Суммарное значение периодической составляющей тока в точке К-2 (в начале КЛЭП W5 и W6):

кА > кА.

Ток термической стойкости кабеля W6 равен IтерW6=3.282 кА, а кабеля W5 – IтерW5=2.051. Следовательно сечение этих кабелей увеличим до q=35 мм2, тогда:

кА.

Заново считаем:

Ом;

Ом,

где – новые удельные сопротивления кабелей ([5], табл. 3.5).

Таким образом, кА < кА.

Вывод: Для обеспечения прохождения периодической составляющей тока КЗ в точке КЗ К-2 сечение кабелей W5 и W6 мы вынуждены увеличить до 35 мм2.

2.4 Расчет тока КЗ в точке К-3

Результирующее сопротивление со стороны энергосистемы для точки К-3:

Ом

Начальное значение периодической составляющей тока в месте КЗ:

кА > кА.

Увеличиваем сечение кабеля отходящего от РП: мм2, тогда:

кА.

Заново считаем:

Ом;

Ом,

где – новые удельные сопротивления кабеля ([5], табл. 3.5).

Таким образом кА < кА.

3. Уточненный расчет токов КЗ

Исходная схема распределительной сети представлена на рис. 4.

В дальнейшем на всех схемах замещения, начиная со схемы на рис. 4, в скобках указаны сопротивления элементов схемы в именованных единицах в минимальном режиме для определения минимальных значений токов КЗ, а без скобок - в максимальном режиме.

3.1 Расчет тока КЗ в точке К-1

1) Рассчитаем реактивные сопротивления силового трансформатора ГПП с учётом работы устройства РПН.

Напряжения, соответствующие крайним ответвлениям:

кВ;

кВ,

где: ΔUрпн=10 % – ступень регулирования трансформатора ([13] табл. П1.2).

Сопротивления трансформаторов в максимальном и минимальном режимах:

Ом;

Ом,

где: Uk%T1max=6.9 – максимальное сопротивление короткого замыкания трансформатора ([13] табл. П1.2);

Uk%T1min=6.2 – минимальное сопротивление короткого замыкания трансформатора ([13] табл. П1.2).

Определим наименьшее и наибольшее сопротивления трансформатора, отнесенные к стороне 6.3 кВ:

Ом

2) Результирующее сопротивление от системы до точки К-1 максимальном и минимальном режимах:

Ом;

Ом.

3) Максимальное и минимальное значения тока при металлическом трёхфазном КЗ в точке К-1:

кА;

кА.

4) Минимальный ток двухфазного КЗ в точке К-1:

кА.

3.2 Расчет тока КЗ в точке К-2

1) Максимальное и минимальное значения тока при металлическом трёхфазном КЗ в точке К-2:

кА;

кА.

2) Минимальный ток двухфазного КЗ в точке К-2:

кА.

3.3 Расчет тока КЗ в точке К-3

1) Результирующее сопротивление от системы до точки К-3 максимальном и минимальном режимах:

Ом;

Ом.

2) Максимальное и минимальное значения тока при металлическом трёхфазном КЗ в точке К-3:

кА;

кА.

3) Минимальный ток двухфазного КЗ в точке К-3:

кА.

3.4 Расчет тока КЗ в точке К-4

1) Результирующее сопротивление от системы до точки К-4 максимальном и минимальном режимах:

2) Максимальное и минимальное значения тока при металлическом трёхфазном КЗ в точке К-4:

кА;

кА.

3.5 Расчет тока КЗ в точке К-5

1) Расчет результирующего сопротивления от системы до точки К-5 в максимальном режиме. Определим полное сопротивление трансформатора Т3, приведенное к стороне ВН:

Ом.

Активное сопротивление трансформатора Т3, приведенное к стороне ВН:

Ом.

Индуктивное сопротивление трансформатора Т3, приведенное к стороне ВН:

Ом.

Результирующее полное сопротивление от системы до точки К-5 в максимальном режиме:

2) Максимальное значение тока при металлическом трёхфазном КЗ в точке К-5 приведенное к стороне ВН (Uвн=6.3 кВ):

кА.

Максимальное значение тока при металлическом трёхфазном КЗ в точке К-5 приведенное к стороне НН (Uнн=0.4 кВ):

кА.

3) Определим суммарное полное сопротивление цепи КЗ, приведенное к стороне НН:

Суммарное активное сопротивление цепи КЗ, приведенное к стороне НН:

мОм,

где: мОм – активное сопротивление от системы до цехового трансформатора отнесенное к стороне НН;

Ом – активное сопротивление от системы до цехового трансформатора отнесенное к стороне ВН;

мОм – активное сопротивление цехового трансформатора, приведенное к стороне НН;

мОм – активное сопротивление шинопровода типа ШРА73 (250 А) от трансформатора до секции шин 0.4 кВ, протяженностью 10 м ([12] табл. П2.3);

гкв=0.65 мОм – активное сопротивление токовых катушек и контактов автоматического выключателя QF3 с номинальным током 400 А (рис. 1) ([12] табл. 2.4);

rк=1 мОм – активное сопротивление контактов коммутационных аппаратов цепи КЗ;

rп=15 мОм – активное переходное сопротивление дуги в разделке кабеля, отходящего от секции шин 0.4 кВ ([12] табл. П2.2).

Суммарное индуктивное сопротивление цепи КЗ, приведенное к стороне НН:

мОм,

где: мОм – индуктивное сопротивление от системы до цехового трансформатора в минимальном режиме приведенное к стороне НН;

мОм – индуктивное сопротивление от системы до цехового трансформатора в минимальном режиме приведенное к стороне ВН;

мОм – индуктивное сопротивление цехового трансформатора, приведенное к стороне НН;

мОм – индуктивное сопротивление шинопровода типа ШРА73 (250 А) от трансформатора до секции шин 0.4 кВ, протяженностью 10 м ([12] табл. П2.3);

xкв=0.17 мОм – индуктивное сопротивление токовых катушек и контактов автоматического выключателя QF3 с номинальным током 400 А (рис. 1) ([12] табл. 2.4).

4) Минимальное значение тока трехфазного КЗ вблизи секции шин 0.4 кВ с учетом активного сопротивления дуги:

кА.

Минимальное значение тока трехфазного КЗ в точке К-5, отнесенное к стороне ВН:

кА.

3.6 Расчет тока КЗ в точке К-6

1) Расчет результирующего сопротивления от системы до точки К-6 в максимальном режиме. Определим полное сопротивление трансформатора Т5, приведенное к стороне ВН:

Ом.

Активное сопротивление трансформатора Т5, приведенное к стороне ВН:

Ом.

Индуктивное сопротивление трансформатора Т5, приведенное к стороне ВН:

Ом.

Результирующее полное сопротивление от системы до точки К-6 в максимальном режиме:

2) Максимальное значение тока при металлическом трёхфазном КЗ в точке К-6 приведенное к стороне ВН (Uвн=6.3 кВ):

кА.

Максимальное значение тока при металлическом трёхфазном КЗ в точке К-6 приведенное к стороне НН (Uнн=0.4 кВ):

кА.

3) Определим суммарное полное сопротивление цепи КЗ, приведенное к стороне НН:

Суммарное активное сопротивление цепи КЗ, приведенное к стороне НН:

мОм,

где: мОм – активное сопротивление от системы до цехового трансформатора отнесенное к стороне НН;

Ом – активное сопротивление от системы до цехового трансформатора отнесенное к стороне ВН;

мОм – активное сопротивление цехового трансформатора, приведенное к стороне НН;

rкв=0.65 мОм – активное сопротивление токовых катушек и контактов автоматического выключателя QF3 с номинальным током 400 А (рис. 1) ([12] табл. 2.4);

rк=1 мОм – активное сопротивление контактов коммутационных аппаратов цепи КЗ;

Суммарное индуктивное сопротивление цепи КЗ, приведенное к стороне НН:

мОм,

Ом – индуктивное сопротивление от системы до цехового трансформатора в минимальном режиме приведенное к стороне ВН;

мОм – индуктивное сопротивление цехового трансформатора, приведенное к стороне НН;

4) Минимальное значение тока трехфазного КЗ вблизи секции шин 0.4 кВ с учетом активного сопротивления дуги:

кА.

Минимальное значение тока трехфазного КЗ в точке К-5, отнесенное к стороне ВН:

Таблица 2.1.

Ток КЗ	К-1	К-2	К-3	К-4	К-5	К-6
, кА	17.877	13.248	9.931	7.766	0.260	0.259
, кА	17.135	12.877	9.764	7.683	0.219	0.197
, кА	14.839	11.152	8.456	6.653	—	—

4. Приближенное определение токов самозапуска промышленной нагрузки

4.1 Расчет тока самозапуска отходящей от РП линии W5

Сопротивление обобщенной нагрузки, отнесенное к номинальной мощности трансформатора и среднему значению междуфазного напряжения стороны ВН:

Ом,

где: x*н=0.35 – сопротивление обобщенной нагрузки [12].

В соответствии со схемой замещения (рис. 4), эквивалентное сопротивление при самозапуске равно:

Ток самозапуска:

А.

Коэффициент самозапуска:

где: А – номинальный ток трансформатора Т3.

4.2 Расчет тока самозапуска линии W6'

Ом,

В соответствии со схемой замещения (рис. 4), эквивалентное сопротивление при самозапуске равно:

Ток самозапуска:

А.

Коэффициент самозапуска:

где: А – номинальный ток трансформатора Т5.

4.3 Расчет тока самозапуска отходящей от РП линии W6

Ток самозапуска равен:

А.

Эквивалентное сопротивление нагрузки при самозапуске:

Ом.

В соответствии со схемой замещения (рис. 4), эквивалентное сопротивление при самозапуске равно:

Ом

Ток самозапуска:

А.

Коэффициент самозапуска:

где: Iн.сум.W6= Iном.T4+ Iном.T5=14.663+14.663=29.326 А – номинальный ток линии W6.

4.4 Расчет тока самозапуска смешанной нагрузки линии W3, питающей РП

Пусковой суммарный ток:

А,

где: kп=5.2 – кратность пускового двигателя асинхронного электродвигателя М3 ([6] табл. 4.6).

Эквивалентное сопротивление нагрузки при самозапуске:

Ом.

В соответствии со схемой замещения (рис. 4), эквивалентное сопротивление при самозапуске равно:

Ом.

Ток самозапуска:

А.

Коэффициент самозапуска:

где: А – номинальный суммарный ток двигателя и остальной нагрузки.

4.5 Расчет тока самозапуска смешанной нагрузки линии W4, питающей РП.

Пусковой суммарный ток:

А,

где: kп=5.2 – кратность пускового двигателя асинхронного электродвигателя М4([6] табл. 4.6).

Эквивалентное сопротивление нагрузки при самозапуске:

Ом.

В соответствии со схемой замещения (рис. 4), эквивалентное сопротивление при самозапуске равно:

Ом.

Ток самозапуска:

А.

Коэффициент самозапуска:

где:А номинальный суммарный ток двигателя и остальной нагрузки линии.

5. Расчет установок релейной защиты

5.1 Расчёт установок релейной защиты асинхронных двигателей М3 и М4 марки 2АЗМ-800/6000УХЛ4

На асинхронных электродвигателях напряжением выше 1000 В устанавливают защиту от следующих видов повреждений и ненормальных режимов [1]: многофазных КЗ в обмотке статора и на ее выводах; замыканий на землю в обмотке статора; токов перегрузки; потери питания. Защиту от многофазных замыканий устанавливают на всех АД, она действует на отключение АД.

5.1.1 Защита от междуфазных повреждений

В качестве основной защиты от междуфазных КЗ предусматриваем токовую отсечку с использованием реле РТ-80. Составляющая сверхпереходного тока от электродвигателя, протекающая через трансформатор тока при внешнем КЗ при условии, что до КЗ электродвигатель работал с номинальной нагрузкой:

А,

где: А – номинальный ток АД;

– кратность пускового тока АД ([6] табл. 4.6).

Ток срабатывания реле отсечки рассчитывается по выражению:

А,

где: – коэффициент отстройки, учитывающий апериодическую составляющую тока КЗ и погрешность реле РТ-80;

– коэффициент схемы при включении реле на фазные токи трансформаторов тока;

– коэффициент трансформации трансформатора тока.

Определяем чувствительность защиты:

5.1.2 Защита от замыкания на землю обмотки статора

Необходимо определить установки токовой защиты от замыкания на корпус обмотки статора асинхронного электродвигателя, подключенного к сети с изолированной нейтралью. Суммарный емкостной ток сети по условию задания А. Электродвигатель связан с РП линией сечением 70 мм2 длиной 50 м. Реле защиты подключено к ТТНП типа ТЗЛМ.

Емкость фазы статора двигателя определяется по выражению:

Ф,

где: МВА – номинальная полная мощность электродвигателя;

Uном.М3=6 кВ – номинальное напряжение электродвигателя.

Собственный емкостной ток электродвигателя вычисляется по формуле:

А,

Емкостной ток линии, входящей в зону защиты, определяется по выражению:

А,

где: А/км - собственный емкостной ток единицы длины линии ([13] табл. 3);

l=0.05 км – длина линии;

m=1 – число проводов кабелей в фазе линии.

Установившееся значение собственного емкостного тока защищаемого присоединения определяется как сумма емкостных токов электродвигателя и линии от места установки ТТНП до линейных выводов электродвигателя:

А.

Первичный ток срабатывания защиты определяем по выражению:

А,

где: kо=1.3 – коэффициент отстройки, принимаемый равным 1.2¸1.3;

kб=2.5 – коэффициент, учитывающий бросок собственного емкостного тока в момент зажигания дуг. Для реле типа РТЗ-51 kб = 2¸2.5.

Так как полученное значение А оказывается меньше А ([13] табл. 5), защиту приходится загрубить, приняв А. Согласно ПУЭ не требуется проверка чувствительности защиты ЭД от однофазных замыканий на землю. Рекомендуется обеспечивать условие:

5.1.3 Защита от потери питания

Для ЭД неответственных механизмов предусматривается защита минимального напряжения с действием на отключение с выдержкой времени 0.5 – 1.5 с.

Напряжение срабатывания защиты:

В.

При номинальном вторичном напряжении трансформаторов напряжения 100 В: В.

5.1.4. Защита от перегрузки

Ток срабатывания реле МТЗ электродвигателя рассчитывается по выражению:

А,

где: – коэффициент отстройки при действии МТЗ на отключение;

– коэффициент возврата индукционной части реле серии РТ-80.

Принимаем уставку по току А. Тогда кратность отсечки составит , что выполнимо для этих реле.

Выдержка времени МТЗ от перегрузки выбирается из условия надёжного несрабатывания защиты при пуске электродвигателя:

с,

где: с – время пуска для электродвигателя.

Проверка на 10%-ную погрешность производится по методике с помощью кривой предельных кратностей.

Рассчитывается фактическое сопротивление нагрузки на ТА1 при двухфазном КЗ на выводах 6 кВ силового трансформатора, т.е. в зоне действия МТЗ, по выражению:

Ом,

где: Ом – сопротивление проводов от трансформатора тока до реле;

Ом – сопротивление переходных контактов;

Ом – сопротивление реле РТ при уставке реле 7А. Здесь S - потребляемая мощность реле РТ при втянутом якоре и токе срабатывания (по каталогу завода-изготовителя).

Ом - сопротивление дешунтированного реле РТМ, выполняющего роль ЭО.

Максимальная кратность:

Таким образом Ом () больше чем допустимое значение Ом () и следовательно, погрешность трансформатора тока больше 10%. Отсюда погрешность f=66% () ([13] рис.П6.1).

Коэффициент чувствительности реле отсечки после дешунтирования ЭО:

Чувствительность однорелейной отсечки ЭД обеспечивается при реальной погрешности ТТ.

5.2 Выбор вводного QF1(QF2) и секционного QF3 выключателей и расчет их установок

Номинальный ток обмотки НН силового трансформатора Т3 равен:

А.

Этому значению соответствует ток самозапуска:

А,

где: kсзп=2.479 – коэффициент самозапуска линии W5.

С учетом допустимой перегрузки трансформатора максимальный ток нагрузки равен:

А.

Максимальное и минимальное значения тока при трехфазном КЗ за трансформатором в точке К-5, отнесенные к напряжению 0.4 кВ, равны:

кА,

кА.

Ток срабатывания защиты от перегрузки вводного выключателя серии ВА с полупроводниковым расцепителем БПР равен:

А.

Принимаем выключатель ВА53-41 с номинальным током Iном.в=400 А ([13] табл. П.3.1). Выбираем номинальный ток расцепителя:

А,

что соответствует току срабатывания защиты от перегрузки:

А,

Установку по шкале времени принимаем 4 с при токе 6Iном.расц, при которой время срабатывания защиты от перегрузки tс.п в режиме самозапуска при кратности тока 572.501/252=2.27 по характеристике ([13] рис. П.3.1) не превышает 50 с. Таким образом, условие для тяжелых условий пуска (самозапуска) нагрузки выполняется.

Произведем выбор тока срабатывания селективной отсечки вводного выключателя QF1 (QF2) по следующим условиям.

По условию несрабатывания при самозапуске нагрузки:

А.

По условию несрабатывания защиты питающего секцию ввода QF1, при действии АВР секционного выключателя QF3, подключающего к этой секции нагрузку другой секции, потерявшей питание:

А,

где: kо=1.5 – коэффициент отстройки.

Iсзп2=572.501 А – ток самозапуска секции, потерявшей питание и включившейся от АВР.

kн=1.0 – коэффициент, учитывающий увеличение тока двигателей не терявшей питание секции при снижении напряжения вследствие подключения нагрузки другой секции. При небольшой доле двигательной нагрузки равен 1.0.

kз=0.7 – коэффициент загрузки трансформатора.

Принимаем установку по шкале равной 5, что соответствует току срабатывания отсечки.

Чувствительность отсечки при КЗ в точке К-5:

где: 1.1 – коэффициент запаса;

– коэффициент разброса срабатывания отсечки по току ([9] табл. 33).

Условие чувствительности выполняется.

Произведем проверку выбранного выключателя о условию электродинамической стойкости при значении kуд=1.7 ([14] табл. 2.45):

кА.

Условие электродинамической стойкости при КЗ выполняется.

Время срабатывания отсечки для QF1 и QF2 устанавливаем 0.3 с, а для QF3 – 0.2 c.

5.3 Расчет защиты блока линия – трансформатор W5-T3.

Исходная схема для выбора установок релейной защиты блока представлена на рис.4.

В данном случае релейная защита на стороне 6.3 кВ может быть выполнена с помощью вторичных реле тока типа РТВ и РТМ так как на РП предусматривается установка выключателей типа ВМПП-6.

Первичный ток срабатывания максимальной токовой защиты МТЗ на Q13 по условию несрабатывания РЗ при включении дополнительной нагрузки устройством АВР (QF3):

По условию обеспечения несрабатывания МТЗ при восстановлении питания действием АВР после безтоковой паузы:

По условию возврата пусковых органов защиты в начальное положение после их срабатывания при отключении внешнего КЗ:

Принимаем А.

Производится согласование МТЗ на Q13 блока W5-T3 с отсечкой автоматического выключателя QF1:

-ток срабатывания автоматического выключателя QF1, приведенный к стороне 6.3 кВ:

А.

А .

где: – коэффициент надежности согласования реле типа РНТ с автоматическим выключателем ВА [13].

Окончательно принимаем А.

При коэффициенте трансформации трансформаторов тока ТА1 ток срабатывания реле РТВ (1, 2, 3) будет равен:

А.

При установке трёх реле РТВ в схеме неполной звезды чувствительность защиты одинакова при трёхфазном и всех видах двухфазного КЗ за трансформатором со схемой соединения обмоток D/ [13]:

При однофазном КЗ на землю на стороне 0.4 кВ через реле МТЗ на стороне 6.3 кВ проходит ток в раз меньший, чем при трёхфазном КЗ ([8], табл.2-3).

В данном случае должна предусматриваться специальная токовая защита от КЗ на землю на стороне 0.4 кВ.

Ток срабатывания отсечки выбирается по условию отстройки от максимального значения тока КЗ за трансформатором. При установке двух реле РТМ (4, 5 на рис.4) ток срабатывания отсечки:

кА.

Коэффициент чувствительности отсечки определяется при двухфазном КЗ на выводах 6 кВ силового трансформатора (точка К-3) при условии, что погрешность трансформатора тока ТА1 не превышает 10 % [8]:

Определение коэффициента чувствительности с учетом реальной погрешности трансформаторов тока.

Вначале принимаем типовую схему с совместным включением реле РТВ и РТМ на одну обмотку класса Р трансформатора тока 6 кВ типа ТПЛ .

Проверка на 10%-ную погрешность производится по методике с помощью кривой предельных кратностей . Предельная кратность определяется по выражению:

Этому значению К10 соответствует Ом, при котором , а токовая погрешность f несколько меньше 10% ([13] рис.П6.1).

Ом,

где: Ом – сопротивление реле РТМ при уставке реле 20 А .

Ом – сопротивление реле РТВ при токе срабатывания А.

Таким образом, Ом больше чем допустимое значения Ом, и следовательно, погрешность трансформатора тока большее 10% .

Определяем чувствительность отсечки с учётом действительной погрешности трансформаторов тока. Погрешность трансформаторов тока f определяется при максимальном токе КЗ. При коэффициенте чувствительности равном 1.5 для токовой отсечки блока линия - трансформатор:

Максимальная кратность тока:

Допустимое значение предельной кратности при определённом значении Ом. Коэффициент , отсюда погрешность f=45% ([13] рис.П6.2).

Коэффициент чувствительности отсечки при двухфазном КЗ в точке К-3:

Чувствительность обеспечивается при реальной погрешности. Таким образом, отсечку можно считать основной защитой блока, такая схема защиты может быть использована при заданных условиях. Термическая стойкость кабеля W5 обеспечивается.

Расчет токовой защиты от однофазных замыканий на землю в обмотке или на выводах трансформатора, а так же питающей линии 6 кВ.

Емкостный ток линии определяется как:

А.

Первичный ток срабатывания защиты, выполненной на реле типа РТЗ-51, выбирается из условия несрабатывания защиты от броска собственного емкостного тока линий при внешнем перемежающемся замыкании на землю:

А,

где: ko=1.2 – коэффициент отстройки;

kб=2.5 – коэффициент, учитывающий бросок собственного емкостного тока.

Чувствительность защиты:

Расчет специальной токовой защиты нулевой последовательности на стороне НН трансформатора.

Ток срабатывания специальной токовой защиты нулевой последовательности от КЗ на землю на стороне НН трансформатора выбирается из условия отстройки токов небаланса в нулевом проводе, куда включен трансформатор тока с реле KAZ (рис.4):

А,

где: kо=1.5 – коэффициент отстройки;

Iнб=0.75ּIном.Т3=0.75ּ14.663=10.997 А – допустимое значение тока небаланса по ГОСТ 11677-85 [8].

Коэффициент чувствительности:

где: А – ток однофазного КЗ за трансформатором.

5.4 Выбор плавких предохранителей для защиты трансформаторов Т4 и Т5 магистрального участка сети

На стороне 6 кВ трансформаторов Т3 и Т4 выбираем кварцевые предохранители 6 кВ типа ПКТ101-6-20-20У3, номинальный ток которого Iном=20 А. Ток отключения 20 кА значительно больше, чем максимальный ток КЗ в точке К-3, равный 9.931 кА.

5.5 Расчет защиты магистрального участка сети W6-T4, W6'-T5

5.5.1 Расчет максимальной токовой защиты

Ток защиты на Q14 выбирается по наиболее тяжелому условию обеспечения несрабатывания на отключение защиты линии W6 при послеаварийных перегрузках.

Первичный ток срабатывания МТЗ на Q14 при отключении трехфазного КЗ на отходящем элементе (точка К-6 рис.3) заведомо меньше, чем при других послеаварийных режимах.

Первичный ток срабатывания максимальной токовой защиты МТЗ на Q14 по условию несрабатывания РЗ при включении дополнительной нагрузки устройством АВР (QF3):

где: – коэффициент отстройки для реле РТВ;

– коэффициент возврата реле РТВ;

kз=0.7 – коэффициент загрузки трансформатора;

– коэффициент самозапуска линии W6.

По условию обеспечения несрабатывания МТЗ при восстановлении питания действием АВР после безтоковой паузы:

где: Iн.max=1.4ּIном.Т4+ Iном.Т5=1.4ּ14.633+14.633=35.191 А – максимальный ток нагрузки линии W6.

Исходя из условия согласования по току с предохранителями принимаем А.

Ток срабатывания реле РТВ равен:

А.

Производится согласование МТЗ на Q14 магистрального участка с отсечкой автоматического выключателя QF2:

-ток срабатывания автоматического выключателя QF2, приведенный к стороне 6.3 кВ:

А.

А .

где: – коэффициент надежности согласования реле типа РНТ с автоматическим выключателем ВА [13].

Окончательно принимаем А.

При ступени селективности 0.6 с МТЗ на Q14 должна иметь выдержку времени в независимой части:

tс.з.Q14 ≥ tпл+tгор+Δt=0.05+0.05+0.6=0.7 c,

где: tпл=0.05 с – время плавления предохранителя три токе КЗ равном 9.931 кА (точка К-3);

tгор=0.05 с – время горения дуги;

Δt=0.6 с – ступень селективности.

Чувствительность МТЗ на Q14 в основной зоне:

5.5.2 Расчет селективной токовой отсечки

Отстройка от максимального тока внешнего КЗ:

кА.

Проверяется надежность отстройки отсечки от броска тока намагничивания трансформаторов:

А.

Коэффициент чувствительности отсечки определяется при двухфазном КЗ на выводах 6 кВ силового трансформатора (точка К-4) при условии, что погрешность трансформатора тока ТА1 не превышает 10 % [8]:

5.5.3 Проверка на десятипроцентную погрешность

Этому значению К10 соответствует Ом, при котором , а токовая погрешность f несколько меньше 10% ([13] рис.П6.1).

Ом,

где: Ом – сопротивление реле РТМ при уставке реле 20 А .

Ом – сопротивление реле РТВ при токе срабатывания А.

Максимальная кратность тока:

Коэффициент чувствительности отсечки при двухфазном КЗ в точке К-3:

Чувствительность обеспечивается при реальной погрешности. Таким образом, отсечку можно считать основной защитой магистрального участка, такая схема защиты может быть использована при заданных условиях.

5.5.4 Расчет токовой защиты от однофазных замыканий на землю в обмотке или на выводах трансформатора, а так же питающей линии 6 кВ

Емкостный ток линии определяется как:

А.

А,

где: ko=1.2 – коэффициент отстройки;

kб=2.5 – коэффициент, учитывающий бросок собственного емкостного тока.

Чувствительность защиты:

5.5.5 Расчет специальной токовой защиты нулевой последовательности на стороне НН трансформаторов Т4 и Т5

Ток срабатывания специальной токовой защиты нулевой последовательности от КЗ на землю на стороне НН трансформаторов Т4 и Т5 выбирается из условия отстройки токов небаланса в нулевом проводе, куда включен трансформатор тока с реле KAZ (рис.4):

А,

где: kо=1.5 – коэффициент отстройки;

Iнб=0.75ּIном.Т4=0.75ּ14.663=10.997 А – допустимое значение тока небаланса по ГОСТ 11677-85 [8].

5.6 Расчет уставок АВР на секционном выключателе QB2

Расчет тока срабатывания МТЗ.

По условию согласования с наиболее грубой МТЗ на выключателе Q14 магистрального участка

А,

где: kн.с.=1.5 – для реле типа РТВ.

По условию обеспечения несрабатывания МТЗ при восстановлении питания после безтоковой паузы:

где: ko=1.2...1.4 для реле типа РТВ.

Ближайшая уставка для реле РТВ равна 10А (при ), таким образом, А. Коэффициенты чувствительности при КЗ в точках К-2 и К-4 больше требуемых, например для точки К-3:

С учётом редкого режима работы через QB2 уставка по времени МТЗ-3 может быть принята с.

5.7 Расчет защиты линии W3

Предусматривается установка защиты с реле тока косвенного действия типа РТ-81/1 с использованием постоянного оперативного тока.

5.7.1 Расчет уставок МТЗ на выключателе Q3

Производится согласование по чувствительности с МТЗ на секционном выключателе QB2 согласно условию 7.6 [12]:

А.

По условию несрабатывания МТЗ, при действии АВР на QB2 после повреждения линии W4 ток срабатывания МТЗ равен:

где: k0 = 1.1…1.2 и kв=0.8 для реле РТ-80.

Производится согласование с токовой отсечкой ЭД М3 при включенном секционном выключателе QB2:

При этом наибольший ток нагрузки учитывается, если остаточное напряжение на шинах РП оказывается не ниже 0.8Uном

где: МВА – полная мощность КЗ в точке К-2.

При ближайшая уставка на реле РТ-80 равна 9 А, таким образом А.

Проверяем чувствительность защиты в основной зоне в точке К-2:

Проверяем чувствительность защиты в резервной зоне в точке К-3:

Время срабатывания:

tc.з.Q3= tc.з.QB2+Δt=0.7+0.6=1.3 c.

В данном случае селективная мгновенная отсечка, отстроенная от максимального тока КЗ в точке К-2, не проходит по чувствительности при КЗ в точке К-1 (в начале линии W3), поэтому следует выполнить неселективную отсечку в сочетании с АВР на QB1.

Ток срабатывания отсечки равен:

где: kост = 1.0, если принять Uост = 0.5.

При токе срабатывания реле отсечки:

А,

кратность отсечки равна 44.1/9 = 4.9, что выполнимо на реле РТ-81/1(диапазон от 2 до 8).

Вывод

1. Выбранная коммутационная и защитная аппаратура обеспечивает термическую и электродинамическую стойкость электрооборудования и силовых кабелей при возникновении токов КЗ.

2. Зависимые времятоковые характеристики защитных устройств на смежных элементах сети хорошо согласуются между собой по условию селективности и обеспечивают достаточное быстродействие при близких КЗ. Чувствительность релейной защиты внутризаводского электроснабжения удовлетворяет требованию ПУЭ.

3. Принятые технические решения отвечают требованиям действующих директивных материалов, стандартов и правил устройства электроустановок.

Список литературы

1. ПУЭ: Минэнерго СССР.- М.: Энергоатомиздат, 1986 г. - 648 с.

2. Справочник по проектированию электроэнергетических систем: Под ред. Рокотяна С.С. и Шапиро И.М. - М.: Энергоатомиздат, 1985 г. - 352 с.

3. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. - М.: Энергоатомиздат, 1987 г. - 648 с.

4. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения: Под ред. И.А. Баумштейна, С.А. Бажанова. - М.: Энергоиздат, 1989 г. - 768 с.

5. А.А. Федоров, Л.Е. Старкова. Учебное пособие для курсового дипломного проектирования. - М.: Энергоатомиздат, 1987 г. - 368 с.

6. Неклепаев Б.Н., Крючков Н.П. Электрическая часть электростанций и подстанций. -М.: Энергоатомиздат, 1989 г. - 608 с.

7. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. / А.С. Овчаренко и др. Киев: Технiка, 1985 г. - 279 с.

8. Шабад М.А. Расчёты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. - Л.: Энергоатомиздат, 1985 г. - 296 с.

9. Беляев А.В. Выбор аппаратуры, защит и кабелей в сетях 0,4 кВ. - Л.: Энергоатомиздат, 1988 г. - 176 с.

10. Голоднов Ю.М. Самозапуск электродвигателей. - М.: Энергоатомиздат, 1985 г. - 136 с.

11. Сборник директивных материалов по эксплуатации энергосистем (электрическая часть). - М.: Энергоиздат, 1981 г. - 632 с.

12. Скрипко В. К. Выбор электрооборудования и релейной защиты внутризаводского электроснабжения промышленных предприятий: Учебное пособие. – Омск: ОмГТУ, 2000 г. – 80 с.

13. Скрипко В. К. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения промышленных предприятий: Методические указания к курсовой работе. – Омск: ОмГТУ, 1994 г. – 32 с.

5rik.ru

Материалы для учебы и работы

Курсовая работа: Релейная защита и автоматика СЭС

Для ЭД неответственных механизмов предусматривается защита минимального напряжения с действием на отключение с выдержкой времени 0.5 – 1.5 с.

Напряжение срабатывания защиты: