Дифференциальная защита трансформатора
РЕФЕРАТ
Курсовой проект содержит 51 с., 8 рисунков, 3 таблицы, 3 источника.
ВОЗДУШНАЯ ЛИНИЯ, ДИСТАНЦИОННАЯ ЗАЩИТА, ТОКОВАЯ ЗАЩИТА НУЛЕВОЙ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТИ, МГНОВЕННАЯ ТОКОВАЯ ЗАЩИТА, СИЛОВОЙ ТРАНСФОРМАТОР, ДИСТАНЦИОННАЯ ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРА.
В данном курсовом проекте произведен расчёт токов короткого замыкания, выбор принципов релейной защиты, выполнен расчет уставок релейной защиты воздушной линии, силового трансформатора.
Цель работы – расчет релейной защиты и автоматики на силовые трансформаторы и линии электропередач.
Основу методологии исследований составляет теория расчета релейной защиты.
На основании метода расчета релейной защиты были проведены качественные расчеты по выбору защит, устанавливаемых на силовые трансформаторы и линии электропередач.
СОДЕРЖАНИЕ
Перечень условных обозначений 5
Введение 6
1 Расчёт токов короткого замыкания 7
2 Выбор принципов релейной защиты и автоматики 11
3 Защита трансформатора 12
3.1 Дифференциальная защита трансформатора 12
3.2 Максимальная токовая защита 20
3.3 Защита от перегрузки 23
3.4 Газовая защита трансформатора 25
4 Защита лини 27
4.1 Дистанционная защита линии 27
4.2 Токовая защита нулевой последовательности 30
4.3 Токовая отсечка для линии с двухсторонним питанием 33
5 Автоматическое повторное включение 36
6 Автоматическое включение резервного питания 38
Заключение 41
Библиографический список 42
Приложение А Расчет токов КЗ в программе Mathcad 15 43
Приложение Б Расчет защит линии в программе Mathcad 15 48
Перечень условных обозначений
МТЗ – максимальная токовая защита;
ТО – токовая отсечка;
АПВ – автоматическое повторное включение;
ВЛ – воздушная линия;
АВР – автоматический ввод резерва
ВВЕДЕНИЕ
Значительное усложнение конфигурации электрических сетей, утяжеление эксплуатационных режимов, а также активное внедрение современного основного оборудования и аппаратов коммутации сделали еще более актуальными вопросы автоматики управления и релейной защиты объектов электроэнергетических систем.
В последние десятилетия как нельзя более насущными стали проблемы модернизации основных устройств релейной защиты с наименее возможным усложнением процессов расчета уставок и эксплуатации микропроцессорных устройств релейной защиты и автоматики.
Проектирование релейной защиты и автоматики представляет собой сложный процесс выработки и принятия решений по выбору принципов выполнения релейной защиты. Также решаются вопросы эффективного функционирования устройств релейной защиты и автоматики всех элементов защищаемой схемы, начиная с выбора видов и расчёта уставок проектируемых устройств и кончая правильным их подключением к цепям оперативного тока и к трансформаторам тока и напряжения.
Выполняя курсовой проект по курсу «Релейная защита и автоматика», студент закрепляет полученные знания, а также получает практические навыки проектирования РЗиА, которые необходимы для дальнейшего успешного выполнения курсовых и дипломного проектов.
В объем курсового проекта входит:
– В соответствии с ПУЭ произвести предварительный выбор защит
– Из исходных данных выбрать необходимые токи КЗ и рассчитать недостающие параметры.
– Рассчитать уставки, проверить защиты по чувствительности, принять решение об установке, либо об отказе в установке защиты.
1 РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Расчет токов КЗ выполняется для определения величин токов, необходимых для расчета уставок срабатывания и проверки чувствительности защит, причем, в первом случае необходимы максимальные, а во втором – минимальные значения токов, протекающих через защищаемый элемент.
Расчет производим для участка сети 110 кВ ПС «Полевая» – ПС «Анновка» (рисунок 1).
Рисунок 1 – Принципиальная схема
Исходная схема для расчетов представлена на рисунке 2.
Рисунок 2 – Исходная схема
Расчет токов КЗ начинается с определения расчетных точек и режимов работы сети, при которых необходимо определять значения токов.
Расчетные режимы намечаются, исходя из необходимости определения максимальных и минимальных значений токов КЗ, протекающих через защищаемый элемент.
Задачей расчета токов КЗ является определение периодической составляющей тока КЗ для начального момента возникновения замыкания (t=0) при трехполюсном металлическом коротком замыкании.
Расчет будем вести в именованных единицах. Подробный расчет приведен в приложении А. Расчетные точки КЗ показаны на рисунке 3.
Рисунок 3 – Расчетная схема замещения
Сопротивления элементов схемы замещения данные нам на исходной схеме: 
кВ, 
Ом, 
Ом, 
Ом, 
Ом.
, (1)
Ом.
, (2)
Ом.
(3)
Схема замещения прямой последовательности показана на рисунке 4.
Рисунок 4 – Схема замещения прямой последовательности
Рисунок 5 – Схема замещения нулевой последовательности
Эквивалентируем схему к каждой точке КЗ и находим ток трехфазного, двухфазного и однофазного КЗ:
, (4)
, (5)
. (6)
Рассчитаем токи для КЗ в точке К1:
кА,
кА,
кА.
Далее расчет ведется аналогично. Результаты расчета сведём в таблицу 1.
Таблица 1 – Результаты расчета токов КЗ
Вид КЗ | Ток в расчетной точке, кА | ||
| К1 | К2 | К3 | |
| Однофазное | 4,408 | 3,988 | – |
| Двухфазное | 3,867 | 3,617 | 3,674 |
| Трёхфазное | 4,465 | 4,177 | 4,242 |
2 Выбор принципов релейной защиты и автоматики
В соответствии с ПУЭ на автотрансформаторах устанавливаются:
1) на трансформаторы для защиты от многофазных КЗ в обмотках и на их выводах ставим дифференциальную отсечку или дифференциальную защиту с реле ДЗТ-11(13).
2) для защиты от токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ – максимальная токовая защита (МТЗ).
3) для защиты от токов в обмотках, обусловленных перегрузкой – защиту от перегрузок, выполняемую с одним токовым реле с действием на сигнал с выдержкой времени.
4) для защиты от витковых замыканий в обмотках и понижения уровня масла устанавливаем газовую защиту, действующую на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании, и термосигнализатор с действием на сигнал.
На линии устанавливаем в качестве основной дистанционную защиту и ТЗНП для защиты от однофазных замыканий, в качестве резервной – ненаправленную токовую отсечку.
3 ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРА
В процессе эксплуатации в обмотках трансформаторов могут возникать КЗ между фазами, замыкание одной или двух фаз на землю, замыкание между витками одной фазы и замыкания между обмотками разных напряжений. На вводах трансформаторов и автотрансформаторов, ошиновке и в кабелях могут также возникать КЗ между фазами и на землю. В эксплуатации могут происходить нарушения нормальных режимов работы трансформаторов, к которым относятся: прохождение через трансформатор или автотрансформатор сверхтоков при повреждении других связанных с ними элементов, перегрузка, выделение из масла горючих газов, понижение уровня масла, повышение его температуры. В зависимости от опасности повреждения для нарушения нормального режима трансформатора, защита, фиксирующая нарушение, действует на сигнал, разгрузку или отключение трансформатора.
Дифференциальная защита трансформатора
Дифференциальная защита, выполненная на принципе сравнения токов на входе и выходах, применяется в качестве основной быстродействующей защиты трансформаторов и автотрансформаторов. Защита абсолютно селективна, реагирует на повреждения в обмотках, на выводах и в соединениях с выключателями, и действует на отключение трансформатора со всех сторон без выдержки времени. Зона действия дифференциальной защиты трансформатора (ДЗТ) ограничивается местом установки трансформаторов тока, и включает в себя ошиновку СН, НН и присоединение ТСН, включенного на шинный мост НН. Ввиду ее сравнительной сложности, дифференциальная защита устанавливается в следующих случаях [1]:
– на одиночно работающих трансформаторах (автотрансформаторах) мощностью 6300 кВА и выше;
– на параллельно работающих трансформаторах (автотрансформаторах) мощностью 4000 кВА и выше;
– на трансформаторах мощностью 1000 кВА и выше, если токовая отсечка не обеспечивает необходимой чувствительности при КЗ на выводах высшего напряжения, а максимальная токовая защита имеет выдержку времени более 0,5 секунд.
Примем, что на ПС Полевая установлены 2 трансформатора ТДТН 10000/110. Схема замещения трансформатора показана на рисунке 6.
Рисунок 6 – Поясняющая схема и схема замещения
Для составления схемы замещения вычисляются сопротивления сторон трансформатора:
, (7)
, (8)
, (9)
, (10)
Ом.
, (11)
Ом.
, (12)
Ом.
При расчетах токов КЗ для защиты трансформаторов с РПН следует учесть изменение сопротивления за счет регулирования напряжения. Для трансформатора 110 кВ приближенно можно принять:
, (13)
Ом.
, (14)
Ом.
Ток трехфазного и двухфазного КЗ на шинах среднего напряжения (К4):
, (15)
А.
, (16)
А.
, (17)
А.
, (18)
А.
Ток трехфазного и двухфазного КЗ на шинах низкого напряжения (К5):
, (19)
А.
, (20)
А.
, (21)
А,
, (22)
А,
Результаты расчета токов на шинах сведём в таблицу 2.
Таблица 2 – Результаты расчета токов КЗ на шинах
КЗ на шинах | Ток КЗ, А | |||
Трёхфазное | Двухфазное | |||
| Min | Max | Min | Max | |
| Среднего напряжения | 604.8 | 1032.9 | 523.77 | 894.52 |
| Низкого напряжения | 230.42 | 336.77 | 199.55 | 291.65 |
Первичные токи сторон трансформатора определяются по выражениям:
, (23)
А.
, (24)
А.
, (25)
А.
Выбираем трансформатор тока серии ТГМ-110 УХЛ1 на сторону ВН, трансформатор тока серии ТГМ-35 УХЛ1 на сторону СН и трансформатор тока серии ТОЛ-10 УХЛ на сторону НН. Далее подбираем коэффициент трансформации ТТ – kт.ВН= 
, kт.СН= 
, kт.ВН= 
. Ток во вторичной цепи трансформаторов тока [3]:
, (26)
А.
, (27)
А.
, (28)
А.
Все результаты расчета приведены в таблице 3.
Таблица 3 – Расчет параметров трансформаторов тока
Дифференциальную защиту необходимо отстроить от максимального тока небаланса, который определяется при максимальном внешнем КЗ [1]:
(29)
где 
– коэффициент надежности, который можно принять равным 1,3.
. (30)
где 
– коэффициент, учитывающий влияние на быстродействующие защиты
переходных процессов при КЗ, которые сопровождаются прохождением
апериодических составляющих в токе КЗ, принимается 
;
– коэффициент однотипности условий работы ТТ, принимается
;
– погрешность ТТ, удовлетворяющих 10 % кратности ( 
);
– шаг регулирования ( 
= 0,16);
I КЗ.внеш.max– наибольший ток при сквозном КЗ (I КЗ.внеш.max= 
).
А.
Ток срабатывания дифференциальной защиты:
А,
А,
А.
Ток срабатывания реле рассчитаем по формуле:
, (31)
А.
, (32)
А.
, (33)
А.
Проверка чувствительности:
, (34)
Полученный коэффициент чувствительности должен удовлетворять равенству 
Исполнительное реле срабатывает, если магнитодвижущая сила в сердечнике реле равна:
А·витков. (35)
Зная это, мы можем определить расчетное число витков, необходимых для того, чтобы реле находилось на гране срабатывания при КЗ в зоне защиты:
, (36)
витка.
К установке принимаем ближайшее целое меньшее число витков:
витка.
Определим расчетное число витков, необходимых для того, чтобы реле не сработало при внешних КЗ:
, (37)
витка.
, (38)
витка.
К установке принимаем ближайшее целое число витков: 
,
витка.
На следующем этапе расчетов производится уточнение значения тока небаланса:
, (39)
А.
, (40)
А.
Теперь найдем максимальное уточненное значение тока небаланса путем сложения двух его составляющих:
, (41)
А.
, (42)
А.
Теперь мы можем найти число витков тормозной обмотки:
·, (43)
витка.
·, (44)
витка.
К установке принимаем ближайшее целое число витков из стандартного ряда: 
витка.
Время срабатывания дифференциальной защиты трансформатора: tс.з=0 с.
Максимальная токовая защита
Максимальная токовая защита (МТЗ) является резервной защитой трансформатора, и служит для отключения трансформатора при его повреждении и отказе основных защит, а так же при КЗ на сборных шинах или на отходящих от них присоединениях, если РЗ или выключатели этих элементов отказали в работе. По условиям селективности МТЗ должна иметь выдержку времени и, следовательно, не может быть быстродействующей. По этой причине в качестве основной РЗ от повреждений в трансформаторах она используется лишь на маломощных трансформаторах.
В ряде случаев не удается выполнить достаточно чувствительную защиту только по току, особенно на подстанциях, питающих двигательную нагрузку.
Для повышения чувствительности можно применить защиту с блокировкой по напряжению.
Ток срабатывания МТЗ определяется из условия возврата токовых реле при максимальной нагрузке [2]:
(45)
где k зап – коэффициент запаса, принимается равным 1,3;
k сам.зап – коэффициент самозапуска, можно принять равным 2,5;
k в – коэффициент возврата устройства, принимается равным 0,85;
I р.max – максимальный рабочий ток трансформатора.
Максимальный рабочий ток найдем по формуле:
(46)
Вторичный ток срабатывания реле тока определим по формуле:
(47)
Коэффициент чувствительности при КЗ в конце защищаемого участка определяется по формуле:
(48)
где 
– минимальное значение тока при КЗ в конце защищаемого
участка.
Значение k ч должно быть не менее 1,2 (при выполнении функций резервирования).
На стороне ВН трансформатора:
А,
А,
А.
Так как коэффициент чувствительности получился меньше 1,2, используем МТЗ с пуском по напряжению (на всех трех сторонах трансформатора), при этом k сам.зап = 1, тогда:
А,
А.
На стороне СН трансформатора:
А,
А,
А.
На стороне НН трансформатора:
А,
А,
А.
Время срабатывания МТЗ определяется:
, (49)
с.
Защита от перегрузки
Трансформаторы допускают перегрузку в течение значительного времени. Поэтому при наличии оперативного персонала защита от перегрузки трансформатора действует на сигнал. При его отсутствии на объекте, контроль над перегрузкой трансформатора может осуществляться средствами телемеханики. Защита от перегрузки на объектах без постоянного дежурного персонала может действовать на разгрузку или отключение (при невозможности ликвидации перегрузки другими средствами). Защита от перегрузки согласно ПУЭ устанавливается на трансформаторах мощностью 0,4 МВт и более. Защита от перегрузки при симметричной нагрузке может осуществляться реле, установленным в одной фазе.
Для обеспечения защиты от перегрузки всех обмоток трансформатора следует руководствоваться таким размещением устройств сигнализации перегрузки [3]:
– На двухобмоточных трансформаторах – с одной любой стороны.
– На трехобмоточных трансформаторах с обмотками одинаковой мощности – со стороны питания (обычно ВН). На трансформаторах с возможным питанием с 2 сторон – со всех трех сторон.
– На трансформаторах, имеющих обмотки разной мощности, со всех трех сторон.
Таким образом, для того, чтобы охватить все возможные режимы и параметры трансформатора, целесообразно установить сигнализацию перегрузки на всех трех сторонах трехобмоточного трансформатора.
Ток срабатывания защиты от перегрузки с действием на сигнал определяется по условию возврата защиты при номинальном токе нагрузки трансформатора:
(50)
где k отс–коэффициент отстройки, принимается равным 1,05;
I ном– номинальный ток стороны трансформатора, где установлена
защита;
k в– коэффициент возврата устройства, принимается равным 0,85.
На стороне ВН трансформатора:
I номВН= 50,2 А,
А.
На стороне СН трансформатора:
I номСН= 149,961 А,
А.
На стороне НН трансформатора:
I номНН= 524,864 А,
А.
Вторичный ток срабатывания реле тока определим по формуле:
(51)
На стороне ВН трансформатора:
А.
На стороне СН трансформатора:
А.
На стороне НН трансформатора:
А.
Время срабатывания защиты от перегрузки, во избежание ложных сигналов, должно превышать время работы защиты и восстановления нормального режима действием автоматики снижения пускового тока нагрузки до номинального. Общепринятая в ряде энергопредприятий выдержка времени: 9 секунд. Она устанавливается одинаковой на всех устройствах сигнализации, не имеющих специальных требований к выдержке времени.
§
Газовая защита устанавливается на трансформаторах, автотрансформаторах и реакторах с масляным охлаждением, имеющих расширители.
Действие газовой защиты основано на том, что всякие, даже не значительные повреждения, а также повышенные нагревы внутри бака трансформатора вызывают разложение масла и органической изоляции, что сопровождается выделением газа. Интенсивность газообразования и химический состав газа зависят от характера и размеров повреждения. Поэтому защита выполняется так, чтобы при медленном газообразовании подавался предупредительный сигнал, а при бурном газообразовании, что имеет место при коротких замыканиях, происходило отключение поврежденного трансформатора. Кроме того, газовая защита действует на сигнал и на отключение или только на сигнал при опасном понижении уровня масла в баке трансформатора.
Первая ступень ГЗ срабатывает при незначительном выделении газа, или понижении уровня масла в газовом реле, и с выдержкой времени действует на сигнал.
Вторая ступень ГЗ срабатывает при значительном выделении газа, понижении уровня масла в газовом реле, или при интенсивном движении потока масла из бака трансформатора в расширитель, и действует на отключение трансформатора со всех сторон без выдержки времени.
Газовая защита является универсальной и наиболее чувствительной защитой трансформаторов от внутренних повреждений, а при некоторых опасных повреждениях действует только она. К таким повреждениям относятся замыкания между витками обмоток, пожар в стали магнитопровода, неисправности переключателей устройств РПН.
Основным элементом газовой защиты является газовое реле KSG, устанавливаемое в маслопроводе между баком и расширителем.
Достоинства газовой защиты: высокая чувствительность и реагирование практически на все виды повреждения внутри бака; сравнительно небольшое время срабатывания; простота выполнения, а также способность защищать трансформатор при недопустимом понижении уровня масла по любым причинам.
Наряду с этим защита имеет ряд существенных недостатков. Самым серьезным является то, что эта защита не реагирует на повреждения, расположенные вне бака, в зоне между трансформатором и выключателями. Защита может подействовать ложно при попадании воздуха в бак трансформатора, что может быть, например, при доливке масла, после ремонта системы охлаждения и др. Возможны также ложные срабатывания защиты на трансформаторах, установленных в районах, подверженных землетрясениям. В таких случаях допускается возможность перевода действия отключающего элемента на сигнал. В связи с этим газовую защиту нельзя использовать в качестве единственной защиты трансформатора от внутренних повреждений.
4 ЗАЩИТА ЛИНИИ
Сети напряжением 110 – 220 кВ работают в режиме с эффективно или глухозаземленной нейтралью. Поэтому замыкание на землю в таких сетях является коротким замыканием с током, иногда превышающим ток трехфазного КЗ, и подлежит отключению с минимально возможной выдержкой времени. На линиях, как правило, устанавливают токовые и дистанционные защиты, которые выполняются ступенчатыми. Количество ступеней не менее 3, в ряде случаев бывает необходимо 4, или даже 5 ступеней. Во многих случаях, все требуемые защиты можно выполнить на базе одного устройства. Однако выход из строя этого одного устройства оставляет оборудование без защиты, что недопустимо.
Поэтому защиты линий высокого напряжения целесообразно выполнять из 2 комплектов. Второй комплект является резервным и может быть упрощен по сравнению с основным. Подробный расчет приведен в приложении Б.
Дистанционная защита линии
В распределительных сетях напряжением выше 6 кВ дистанционные защиты линий от междуфазных КЗ используются в тех случаях, когда конфигурация сети и требования быстродействия и чувствительности не позволяют применять более простые защиты – МТЗ. На линиях 35 кВ и выше дистанционные защиты выполняются трехступенчатыми, причем КЗ в первой зоне, охватывающей 85 % длины защищаемой линии, независимо от режима питающей энергосистемы обеспечивается отключение без дополнительной выдержки времени. Этим дистанционные защиты выгодно отличаются от МТЗ.
При КЗ и последующих зонах выдержка времени защиты увеличивается по мере удаления точки КЗ от места установки защиты.
Распределительные сети 6 и 10 кВ, как правило, не отличаются сложной конфигурацией, и требование быстродействия не является решающим. Поэтому дистанционные защиты находят широкое применение только в сетях напряжением 35 кВ и выше, где уровень выдержек времени МТЗ оказывается недопустимо высоким, а чувствительность низкой. Лишь на секционированных ВЛ 10 кВ с сетевым резервированием в ряде случаев используют дистанционные защиты.
Предварительно в зависимости от марки провода определяется полное комплексное сопротивление линии:
, (52)
Ом.
Уставка срабатывания первой ступени выбирается из условия отстройки от КЗ на шинах приёмной подстанции:
, (53)
Ом.
где kз = 0,85 – коэффициент запаса по избирательности, учитывающий
погрешность защиты совместно с трансформаторами тока и напряжения.
Уставка срабатывания второй ступени выбирается по двум основным условиям:
1) отстройка от КЗ за трансформатором приемной подстанции:
– за трансформатором ПС Полевая:
, (54)
Ом.
где 
– сопротивление трансформатора за приемной подстанцией;
– за трансформатором ПС Анновка:
, (55)
Ом.
2) согласование с дистанционными защитами смежных линий:
– линия Ивановка-Полевая:
, (56)
Ом.
– линия Анновка-Озёрная:
, (57)
Ом.
В дальнейшем из всех полученных значений сопротивлений срабатывания в качестве расчетного выбирается наименьшее.
За уставку срабатывания второй ступени со тороны ПС Полевая принимаем 14,658 Ом, со стороны Анновка 17,123 Ом.
Выдержка времени второй ступени принимается на ступень селективности (Δt = 0,5с) больше выдержек времени тех ступеней защит, с которыми производится согласование:
, (58)
с.
Из всех полученных значений выдержки времени в качестве расчетной выбирается наибольшая.
Чувствительность второй ступени проверяется при металлических КЗ на шинах приемной подстанции (режим ближнего резервирования):
, (59)
, (60)
Уставка срабатывания третьей ступени выбирается, как правило, по условиям отстройки от максимального тока нагрузки линии. Ток нагрузки принимается по длительно допустимому току нагрева провода, либо задается диспетчерской службой энергосистемы [2]:
, (61)
Ом.
где kн = 1.2 – коэффициент надежности;
kв = 1,1 – коэффициент возврата (для реле сопротивления);
Выдержка времени третей ступени защиты:
, (62)
с.
Чувствительность третьей ступени защиты проверяется при КЗ в конце смежной линии (режим дальнего резервирования):
(63)
где kток – коэффициент токораспределения при КЗ за трансформатором;
Коэффициент чувствительности при КЗ на ВЛ:
Так как условие выполняется, то дальнее резервирование обеспечивается.
§
Для защиты электрических сетей с эффективно заземленной нейтралью от замыканий на землю применяют максимальные токовые защиты нулевой последовательности (ТЗНП). Эти защиты выполняются многоступенчатыми с органом направления мощности или без него. В качестве токового органа защиты используется реле типа РТ-40 (иногда реле РНТ-560), которое включается на вход фильтра тока нулевой последовательности. В качестве такого фильтра часто используется нулевой провод трансформаторов тока, соединенных по схеме полной звезды.
Определяем уставки первых ступеней защиты сети:
– Первая ступень ТЗНП со стороны Полевая:
, (64)
кА.
Ток, текущий за спину защиты меньше, в установке реле мощности нет необходимости.
– Первая ступень ТЗНП со стороны Анновка:
кА.
Ток, текущий за спину защиты, больше тока срабатывания, поэтому, нужно устанавливать реле направления мощности.
Ток срабатывания реле первой ступени:
Выбираем трансформатор тока TG 145 N, 
;
, (65)
А,
А.
Выдержка времени первой ступени защиты 
Кривые спадания токов нулевой последовательности представлены на рисунке 7.
Рисунок 7 – Определение зоны срабатывания ТЗНП
Вторая ступень ТЗНП:
Вторая ступень ТЗНП должна полностью защищать свою линию и быть согласована с первой ступенью следующей линии. При расчете тока второй ступени вводится коэффициент тока распределения.
(66)
где 
-коэффициент тока распределения.
(67)
Третья ступень ТЗНП:
– со стороны Полевая:
Установившейся ток небаланса в нулевом проводе ТТ:
, (68)
А.
Ток срабатывания защиты:
, (69)
А.
– со стороны Анновка:
Установившейся ток небаланса в нулевом проводе ТТ:
А.
Ток срабатывания защиты:
А.
Коэффициент чувствительности:
, (70)
,
Время срабатывания третьей ступень ТЗНП отстраивается от соответствующих защит отходящих линий и силовых трансформаторов.
Токовая отсечка для линии с двухсторонним питанием
Токовой отсечкой называется максимальная токовая защита с ограниченной зоной действия, имеющая в большинстве случаев мгновенное действие.
В отличие от максимальной токовой защиты селективность действия токовой отсечки достигается не выдержкой времени, а ограничением зоны ее действия.
– Токовая отсечка со стороны ПС Полевая:
Ток срабатывания отсечки выбирается исходя из двух условий:
1 Условие. Отстройка от КЗ на шинах соседней подстанции.
, (71)
кА.
где 
– максимальный ток КЗ на шинах соседней подстанции.
kн – коэффициент надёжности.
2 Условие. Отстройка от максимального тока качания:
, (72)
кА.
где 
– сопротивления источников питания и линий.
За расчётный ток берут больший.
– Токовая отсечка со стороны ПС Анновка:
кА.
Коэффициент чувствительности:
(73)
≥ 2
≥ 2
Поскольку токовая отсечка не удовлетворяет условию, устанавливаем максимальную токовою защиту (МТЗ).
МТЗ со стороны ПС Полевая:
Ток срабатывания МТЗ:
, (74)
кА.
где 
– длительно допустимый ток провода.
Коэффициент чувствительности:
, (75)
МТЗ со стороны ПС Анновка:
Коэффициент чувствительности:
Ток срабатывания реле:
Выбираем трансформатор тока ТГМ-110 УХЛ1, 
;
, (76)
А.
Время срабатывания МТЗ 
5 Автоматическое повторное включение
Устройство АПВ применяются на воздушных и смешанных (воздушно-кабельных) линиях напряжением 1000 В и выше; на шинах ЭС и ПС, оборудованных специальной защитой; на понижающих трансформаторах мощностью более 1000 кВА, имеющих с питающей стороны МТЗ, в тех случаях, когда отключение трансформатора приводит к обесточению потребителей; на обходных и шиносоединительных выключателях и на ответственных электродвигателях, отключаемых по условию самозапуска других двигателей.
Сущность АПВ состоит в том, что элемент системы электроснабжения, отключившийся под действием релейной защиты (РЗ), вновь включается под напряжение (если нет запрета на повторное включение) и если причина, вызвавшая отключение элемента, исчезла, то элемент остается в работе, и потребители получают питание практически без перерыва. Многие повреждения в системах электроснабжения промышленных предприятий являются неустойчивыми и самоустраняются. К наиболее частым причинам, вызывающим неустойчивые повреждения элементов системы электроснабжения, относят перекрытие изоляции линий при атмосферных перенапряжениях, схлестывание проводов при сильном ветре или пляске, замыкание линий различными предметами, отключение линий или трансформаторов вследствие кратковременных перегрузок или неизбирательного срабатывания РЗ, ошибочных действий дежурного персонала и т. д.
Выдержку времени устройства ТАПВ на линии с двусторонним питанием выбирают с учетом возможного неодновременного отключения повреждения с обоих концов линии. С целью повышения эффективности ТАПВ однократного действия его выдержку времени увеличивают, если это допускает работа потребителя.
На одиночных линиях с двусторонним питанием (при отсутствии шунтирующих связей) предусматривают один из следующих видов трехфазного АПВ (или их комбинации): а) быстродействующее ТАПВ (БАПВ); б) несинхронное ТАПВ (НАПВ); в) ТАПВ с улавливанием синхронизма (ТАПВ УС).
Быстродействующее АПВ или БАПВ (одновременное включение с минимальной выдержкой времени с обоих концов) предусматривают на одиночных линиях с двусторонним питанием для автоматического повторного включения, как правило, при небольшом расхождении угла между векторами ЭДС соединяемых систем. Запуск БАПВ производится при срабатывании быстродействующей защиты, зона действия которой охватывает всю линию. БАПВ блокируется при срабатывании резервных защит и блокируется или задерживается при работе УРОВ.
Требования к АПВ:
– АПВ должно срабатывать при отключении выключателя устройствами релейной защиты.
– АПВ не должно работать, если выключатель отключен персоналом или устройствами автоматики.
– Должна обеспечиваться заданная количество циклов АПВ.
– В схеме должна бать предусмотрена блокировка многократных включений на установившееся КЗ.
Выдержка времени на срабатывания АПВ:
(77)
(78)
Также для АПВ определяется время возврата схемы в состояние готовности к работе 
с.
Для линий с двухстороним питанием применяется НАПВ. Условия применения НАПВ:
, (79)
где 
-уравнительный ток на отдельный генератор при несовпадении фаз.
6 Автоматическое включение резервного питания
Назначение АВР – быстрое восстановление электроснабжения потребителей при отключении рабочего источника питания или находящегося в работе оборудования путём автоматического включения резервного источника питания или резервного оборудования.
Устройство автоматического включения резерва является одним из основных элементов автоматизации в системах промышленного электроснабжения. Для большинства электрических сетей промышленных предприятий характерна раздельная работа линий и трансформаторов. В этом случае шины подстанции разделены на две секции, каждая из которых получает питание по самостоятельной линии. Устройство АВР выполняют при этом на секционном выключателе. При выходе из строя линии или трансформатора устройство АВР восстанавливает питание, значительно сокращая простои технологического оборудования. Устройства АВР позволяют упростить и удешевить схемы электроснабжения объектов предприятия.
Устройство АВР состоит из пускового органа и узла автоматики включения.
Автоматическое включение резервного питания или оборудования предусматривают во всех случаях, когда перерыв в электроснабжении вызывает ущерб, значительно превышающий стоимость установки устройства АВР. Устройства АВР применяют для оборудования, которое в нормальном режиме работает, но используется не полностью. Например, наибольшее значение КПД трансформатора имеет место при 60 — 80 %-ной номинальной нагрузке. В этом случае при отключении одного рабочего источника второй под действием устройства АВР принимает на себя всю нагрузку и, перегружаясь (в допустимых пределах), обеспечивает бесперебойное электроснабжение установки.
Требования к АВР:
– Срабатывать при исчезновении напряжения на шинах потребителей по любой причине.
– Обеспечивать однократность действия.
– Схема должна иметь блокировку, разрешающую включение резервного выключателя лишь при отключении основного.
– АВР должна иметь минимальное время действия.
Выдержка времени пускового органа должна быть на ступень селективности больше выдержек времени защит, повреждение в зоне действия которых может привести к пуску АВР.
t1АКQ= t`р.з.макс. 
t, (80)
t1АКQ= t“р.з.макс. t, (81)
где t`р.з.макс– максимальная выдержка времени защит присоединений,
отходящих от шин высшего напряжения;
t“р.з.макс– максимальная выдержка времени защит присоединений,
отходящих от шин низшего напряжения;
t- ступень селективности, равная 0.5 с.
t1АКQ= 1 0.5=1,5 с,
t1АКQ= 1 0.5=1.5 с.
Уставка реле контроля напряжения на резервном источнике питания:
Uс.р.2
Uмин.раб./К`н
Кв nTV, (82)
где Кн=1.1 
1.2-коэффициент надежности,
Uмин.раб.– минимальное рабочее напряжение.
Uмин.раб.=0,9 Uном=0.9 110=9 кВ. (83)
nTV -коэффициент трансформации ТН, равный (110000/ 
/100/ 
=100
Uс.р.2.99/1.2 0.8 1100=0.094 кВ.
Выдержка времени реле однократного включения (РОВ):
tРОВ= t`вкл.Q tзап., (84)
где tзап-0.2 0.3 с – время запаса,
t`вкл.Q– время включения резервного выключателя, равное 0.05 с.
tРОВ= 0.05 0.3=0.35 с.
Место установки АВР на ПС «Полевая» представлено на рисунке 8.
Рисунок 8 – Место установки АВР
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
При выполнении курсового проекта по дисциплине «Релейная защита электроэнергетических систем» были закреплены полученные знания, а также приобретены практические навыки проектирования РЗиА.
В курсовом проекте были рассчитаны токи КЗ для двух расчетных режимов работы сети; выбраны основные виды защит (МТЗ, ТО, ДЗ и др.) для всех защищаемых элементов; были рассчитаны уставки срабатывания защит и реле.
библиографический список
1 Андреев, В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения / В.А. Андреев. – М. : Высшая школа, 2008. – 642 с.
2 Беляков, Ю.П. Релейная зашита и автоматика электрических систем: учебное пособие / Ю.П. Беляков. – Благовещенск, Издательство АмГУ, 2004. – 132 с.
3 Гловацкий, В.Г. Современные средства защиты и автоматики электросетей: учебное пособие / В.Г Гловацкий, И.В. Пономарёв. – М. : Энергомашвин, 2006. – 424 с.
