Расчет релейных защит и автоматики участка

В качестве автоматического выключателя QFB (рис. 3.7.1) выбираем выключатель серии E _max фирмы ABB типа E 2 B со следующими параметрами:

- номинальный ток I_{n 1} = 1600 А;

- номинальное напряжение 690 В;

- номинальная отключающая способность 42 кА;

- микропроцессорный расцепитель PR 121/ p с характеристиками, приведенными на рис. 3.7.3.

Для выключателя QFB в соответствии с исходными данными выбираем характеристику, обозначенную QFB (рис. 3.7.3).

Согласование автомата QF 1 (QF 2) c автоматом QFB

1. Приводим ток КЗ в точке K 5 к напряжению 0,4 кВ

21,85 кА.

2. Определяем кратность тока КЗ по отношению к номинальному току автомата QFB

13,66.

При этой кратности по характеристикам рис. 3.7.3 определяем зону (горизонтальный участок) и время срабатывания автомата t _QFB = 0,8 с.

3. В качестве автоматических выключателей QF 1 (QF 2) целесообразно выбрать автомат той же серии, что и QFB. Это позволит эффективно согласовать выдержку времени, т. к. фирма гарантирует минимальное время отключения за счет высокой точности времятоковых характеристик микропроцессорных расцепителей. Ступень селективности этих автоматов принимаем Δ t = 0,1 с.

Автомат QF 1 (QF 2) выбираем так, чтобы номинальный ток автомата был бы не меньше рабочего максимального тока, т. е.

,

где 2601 А,

где К _П2 = 1,8 – допустимый коэффициент перегрузки для масляного распределительного трансформатора.

Выбираем автомат серии E _max типа E 3 N с номинальным током I_{n 2} = 3200 А и номинальной отключающей способностью 65 кА.

Рис. 3.7.3. Характеристики автоматических выключателей серии E _max фирмы ABB

4. Определяем кратность тока КЗ

6,83.

5. Выбираем время-токовую характеристику таким образом, чтобы во всем диапазоне токов КЗ, особенно при малых их значениях, характеристики не пересекались. При кратности тока K _QF1 = 6,83 время срабатывания автомата QF 1 должно быть не меньше, чем

t _QF1= t _QFB + D t = 0,8 + 0,1 = 0,9 c.

На рис. 3.7.3 через точку с координатами (K =6,83 и t =0,9 c) проводим прямую, параллельную наклонной части характеристики автомата QFB. Поскольку кратности K _QFB и K _QF1 отличаются в два раза, выбранная характеристика QF 1 обеспечит при одном и том же токе КЗ время срабатывания QF 1 большее, чем время срабатывания QFB 1.

Расчет защит трансформатора Т3 (Т4)

На трансформаторе Т3 (Т4) в соответствии с требованиями ПУЭ устанавливаются две защиты:

- максимальная токовая защита (МТЗ);

- токовая отсечка (ТО).

1. Приводим ток КЗ в точке K 5 к напряжению 10,5 кВ

= 0,83 кА.

2. Ток срабатывания токовой отсечки (ТО) на выключателе Q 11 (Q 12)

I _{сзо Q11} = =1,3×0,83=1,08 кА.

3. Ток срабатывания МТЗ на выключателе Q 11 (Q 12)

I _{сз Q11} = =187,6 А.

4. Время срабатывания МТЗ определяем, предварительно выбрав цифровой терминал защиты ТЭМП 2501.

С точки зрения достижения селективности максимальную токовую защиту трансформатора Т3 (Т4) можно не согласовывать с защитой автомата QF 1 (QF 2), но для удобства эксплуатации лучше провести согласование.

При кратности тока КЗ

К _Т3= = 4,42

время срабатывания МТЗ трансформатора Т3 (Т4) должно быть на ступень выше времени срабатывания автомата QF 1 (t _QF1 = 0,9 с).

Ступень селективности принимаем Δ t = 0,3 с. Из семейства времятоковых характеристик терминала защиты ТЭМП 2501 (см. инструкцию по защите) выбираем такую, чтобы обеспечить

t _Q11 = t _QF1 + Δ t = 0,9 + 0,3 = 1,2 с.

Рис. 3.7.4. Семейство характеристик RI -типа терминала защиты ТЭМП 2501

Выбираем характеристику RI- типа (рис. 3.7.4) с тем, чтобы не слишком сильно возрастало время срабатывания при снижении тока КЗ. При кратности тока К _Т3=4,42 и времени срабатывания t _Q11 =1,2 с получаем точку А на рис. 3.7.4.

Из формулы для характеристики RI- типа

, (1)

где k – временной коэффициент от 0,005 до 1;

I – входной ток;

I _пуск – уставка по пусковому току (то же самое, что уставка по току I _уст), для нашего случая вместо I _пуск и I подставляем пропорциональные им значения тока срабатывания защиты и тока КЗ.

Вычислим значение коэффициента k для координат точки A

= 0,343. (2)

Характеристика МТЗ на выключателе Q 11 (Q 12) определена – это кривая 1(МТЗ Q11) на рис. 3.7.4.

Расчет МТЗ на выключателе QB2

1. Максимальный рабочий ток выключателя QB 2 определим как больший из рабочих токов первой и второй секций РП-10 кВ

=75 А.

2. Ток срабатывания МТЗ на выключателе QB 2 следует отстраивать от тока срабатывания МТЗ на выключателе Q 11 (согласование МТЗ по току)

I _{сз QВ2} = 1,1 I _{сз Q11} = 1,1×187,6 = 206,4 А.

3. Приводим ток КЗ в точке K 4 к напряжению 10,5 кВ

= 4,87 кА.

4. Определяем кратность тока КЗ по отношению к току срабатывания защиты

= 26.

По кривой 1(МТЗ Q11) рис. 3.7.4 определяем время срабатывания МТЗ на выключателе Q 11 при кратности K = 26, считая, что время срабатывания при этой кратности равно времени срабатывания при предельной кратности равной 20. С запасом принимаем

t_{Q 11} = 1,1 с.

5. На выключателе QB 2 устанавливаем тот же терминал цифровой защиты ТЭМП 2501. Выбираем времятоковую характеристику RI -типа по условию согласования ее с характеристикой МТЗ на выключателе Q 11 (Q 12), т. к. из четырех присоединений обеих секций РП-10 кВ МТЗ на выключателе Q 11 (Q12) имеет наибольшую выдержку времени (1,1 с). Согласование ведем по точке КЗ за местом установки МТЗ на выключателе Q 11. Ток КЗ до этой точки равен току КЗ в точке K 4.

6. Время срабатывания МТЗ на выключателе QB 2 при КЗ в точке K 4 должно быть на ступень селективности выше, чем t_{Q 11}

t_{QB 2} = t_{Q 11} + Δ t = 1,1 + 0,3 = 1,4 с.

7. Этому времени срабатывания соответствует кратность

=23,6.

Попадаем в независимую часть характеристик (рис. 3.7.4), поскольку кратность К _QB2 > 20.

8. Подставляем в формулу (2) вместо кратности 23,6 предельную кратность 20 и рассчитываем коэффициент k

k = 1,4(0,339 – 0,236·1/20) = 0,458.

Строим кривую 2 (МТЗ QB2) на рис. 3.7.4.

Расчет МТЗ на выключателе Q 9 (Q 10)

1. Ток срабатывания защиты

=254 А

2. Кратность тока

= 19,2.

3. Попадаем в независимую часть характеристики, поскольку кратность К _Q9 » 20. Рассчитываем выдержку времени МТЗ на выключателе Q 9

t_{Q 9} = t_{QB 2} + Δ t = 1,4 + 0,3 = 1,7 с.

4. Рассчитываем по формуле (2) коэффициент k

k = 1,7(0,339 – 0,236·1/19,2) = 0,55.

5. На рис. 3.7.4 строим характеристику 3 (МТЗ Q9).

Расчет МТЗ на выключателе Q7 (Q8)

1. Эту защиту по условию селективности можно не согласовывать с МТЗ на выключателе Q 9 (Q 10), но для удобства эксплуатации это требуется

t_{Q 7} = t_{Q 9} + Δ t = 1,7 + 0,3 = 2 с.

2. По тем же соображениям удобства эксплуатации согласовываем по току МТЗ на выключателе Q 7 и МТЗ на выключателе Q 9

= 279,4 А.

3. Кратность тока

17,4.

4. Рассчитываем по формуле (2) коэффициент k

k = 2(0,339 – 0,236·1/17,4) = 0,65.

5. На рис. 3.7.4 строим кривую 4 (МТЗ Q7).

Расчет МТЗ на выключателе QB 1

1. Ток срабатывания защиты

1043 А.

2. Кратность тока

4,7.

3. Время срабатывания согласовываем с наибольшим из времен срабатывания всех присоединений обеих секций. Пусть наибольшее время будет t_{Q 7} = 2 с. Тогда

t_{QB 1} = t_{Q 7} + Δ t = 2 + 0,3 = 2,3 с.

4. Рассчитываем по формуле (2) коэффициент k

k = 2,3(0,339 – 0,236 · 1/4,7) = 0,66.

5. Кривая 5(МТЗ QB1) строится аналогично другим пунктирным кривым рис. 3.7.4 (практически совпадает с кривой 4 (МТЗ Q7)).

Расчет МТЗ на выключателе Q5 (Q6)

1. Ток срабатывания защиты

1564,7 А;

825,8 А.

2. Время срабатывания МТЗ на выключателе Q 5 согласовываем с временем срабатывания МТЗ на выключателе QB 1

t_{Q 5} = t_{QB 1} + Δ t = 2,3 + 0,3 = 2,6 с.

3. Кратность тока

.

4. Рассчитываем по формуле (2) коэффициент k

k = 2,6(0,339 – 0,236·1/3,1) = 0,68.

5. Кривая 6 (МТЗ Q5) строится аналогично другим пунктирным кривым рис. 3.7.4 (практически совпадает с кривыми 4 (МТЗ Q7) и 5(МТЗ QВ1)).

Расчет МТЗ на выключателе Q3 (Q4)

1. Ток срабатывания защиты

157,3 A.

В данной формуле коэффициент 1,1 вводится с целью согласования по току МТЗ на выключателе Q 3 с МТЗ на выключателе Q 5.

2. МТЗ на выключателе Q 3 согласовывается по времени с МТЗ на выключателе Q 5

t_{Q 3} = t_{Q 5} + Δ t = 2,6 + 0,3 = 2,9 с.

3. Кратность тока

= 40,18.

4. Рассчитываем по формуле (2) коэффициент k

k = 2,9 (0,339 – 0,236·1/20) = 0,95.

5. Кривая 7 (МТЗ Q3)строится аналогично другим пунктирным кривым, приведенным на рис. 3.7.4.

Расчет дифференциальной защиты трансформатора Т1 (Т2)

В соответствии с требованиями ПУЭ на трансформаторах мощностью 6,3 МВ·А и выше, работающих раздельно (в нашем случае выключатели QB 1, QB 2 и QFB отключены) должна быть предусмотрена продольная дифференциальная защита.

Цифровой терминал защиты трансформатора включает в свой состав и дифференциальную защиту. В п. 1.2.9 конспекта подробно изложены сведения о такой защите Sepam с числовым примером расчета. По аналогии с этим материалом проведем расчет дифзащиты трансформаторов.

I. Выбор датчиков тока

1. Датчики тока допускают перегрузку 116%, связанную с работой РПН

I _n > 50,3×1,16=58,3 А;

I’ _n > 550,5×1,16=638,6 А,

где I _n, I’ _n – первичные номинальные токи датчиков тока, установленных на сторонах высшего и низшего напряжений трансформатора Т1 (Т2).

2. Первичные токи датчиков должны находиться в пределах

;

0,1·50,3 = 5,03 А; 2,5·50,3 = 125,8 А;

5,03 £ I _n £ 125,8.

0,1·550,5 = 55,05 А; 2,5·550,5 = 1376,2 А;

55,05 £ I’ _n £ 1376,2.

Стандартные значения

I _n=100 A, I’ _n=1000 A.

3. Считая, что бросок тока намагничивания трансформатора Т1 (Т2) составляет 10 I _{Т1 ном}, получаем пиковые значения

А;

А.

4. Определяем предельные кратности этих токов по отношению к токам датчиков тока

;

.

Окончательно принимаем к установке датчики тока:

- на стороне ВН: 100/1; 5Р20;

- на стороне НН: 1000/1; 5Р20.

Таким образом, по требованиям фирмы Sheneider Electric для дифференциальной защиты трансформатора Sepam (код ANSI 87 T) следует выбрать датчики тока (например, трансформаторы тока) с первичными токами 100 А и 1000 А и вторичным током 1 А. Обозначение 5Р20 означает, что датчики тока имеют погрешность 10% при предельной кратности равной 20.

II. Выбор параметров процентной характеристики защиты

1. При работе РПН относительное изменение дифференциального тока равно

= %,

где x = 0,16 – максимальное отклонение напряжения.

2. Минимальный ток срабатывания складывается из погрешности датчиков тока (10 %), относительного изменения дифференциального тока (19 %), погрешности реле (1 %) и запаса (5 %):

I _ds=10+19+1+5=35 %.

Первый участок характеристики торможения – это, как известно, горизонтальная прямая – устанавливается на уровне 35 %.

По рекомендации фирмы второй участок (наклонный) берется с наклоном также 35%.

Кратность пускового тока равна 10. Если это значение больше, чем 8/ =5,67, то выбирается вариант традиционного торможения по гармоникам.

Третий участок характеристики также, как и второй – наклонный, он должен устанавливаться на 70%, начиная с 6 I_{n 1}, чтобы обеспечить надежную работу защиты при внешнем КЗ.

3. Уставка дифференциальной отсечки определяется по кратности броска тока намагничивания

.

Торможение по гармоникам:

- уставка по 2-й гармонике – 20% при торможении всех трех фаз;

- уставка по 5-й гармонике – 25% при пофазном торможении.

Расчет защит линий W1 (W2)

На воздушных линиях W 1, W 2 могут быть установлены следующие виды защит:

- максимальная токовая (МТЗ) от междуфазных КЗ;

- токовая отсечка (ТО);

- максимальная токовая защита нулевой последовательности (МТЗ0).

1. Рассчитываем параметры срабатывания МТЗ от междуфазных КЗ

Ток срабатывания защиты

143 А.

Кратность тока КЗ

.

Время срабатывания МТЗ на выключателе Q 1

t_{Q 1} = t_{Q 3} + Δ t = 2,9 + 0,3 = 3,2 с.

Кратность тока

= 71,3.

Рассчитываем по формуле (2) коэффициент k

k = 3,2 (0,339 – 0,236·1/20) = 1,05.

Так как коэффициент k не может быть больше единицы, принимаем k =1. При этом кривая 8 (МТЗ Q1) совпадет с верхней сплошной кривой рис. 3.7.4.

2. Токовая отсечка не может быть применена, т. к. линия короткая и спад тока КЗ вдоль линии незначительный:

кА, кА.

3. МТЗ нулевой последовательности устанавливается на выключателе Q 1 и в случае заземления нейтрали трансформатора Т1 будет основной защитой линии W 1 от однофазных и двухфазных КЗ на землю. Защита мгновенного действия, т. к. заземленные нейтрали других трансформаторов оказываются выше по отношению к источнику питания (в энергосистеме). Ниже расположена распределительная сеть 10 кВ с изолированной нейтралью.

Ток срабатывания защиты

I _{сз Q 1(0)} = K _н · I _{нб max},

где K _н = 1,3 – коэффициент надежности;

I _{нб max} – ток небаланса при трехфазном КЗ в месте установки защиты.

Ток небаланса

510 А,

где К _одн = 0,5 – коэффициент однотипности трансформаторов тока;

f _i = 0,1 – величина погрешности по току трансформаторов тока.

Величина тока срабатывания защиты

I _{сз Q 1(0)} = 1,3 · 510 = 663 А.

В заключение следует отметить, что в приведенных расчетах отсутствуют расчеты чувствительности защит. Это объясняется тем, что все защиты работают с настолько большими кратностями тока КЗ, что чувствительности получаются также значительными.

Для трансформаторов Т1 и Т2 следует указать, если это нужно, установку газовой защиты.

Расчет автоматики

I. АВР на секционном выключателе

Полагаем, что от ПС 110/10 кВ получают питание потребители 1-й категории. В соответствии с ПУЭ в этом случае на выключателе QB 1 должно быть установлено устройство АВР.

Напряжение срабатывания реле минимального напряжения, установленных на секциях 1 и 2, полагаем равным U _{ср min}=0,4 U _ном. Напряжение срабатывания реле контроля напряжения на рабочем источнике, установленных на секциях 1 и 2, рассчитываем по формуле

U _с.р = = =60 В,

где U _раб.min = 0,8×100 = 80 В – минимальное значение вторичного напряжения в рабочем режиме (100 В – номинальное вторичное напряжение);

k _в= 0,85 – коэффициент возврата;

k _н= 1,1¸1,2 – коэффициент надежности.

Время срабатывания АВР определяется путем отстройки от времени срабатывания защиты на выключателе Q 5 (Q 6)

t _АВР = t _Q5 + D t = 2,6 + 0,3 = 2,9 с,

где Δ t = 0,3 с – ступень селективности.

АВР на выключателе QB 2 рассчитывается аналогично.

II. АПВ воздушной линии и трансформатора

Рассмотрим АПВ воздушной линии 110 кВ на выключате6лях Q 1 и Q 2. АПВ трехфазное, однократного действия. Время срабатывания АПВ принимаем равным t _АПВ = 2 с.

АПВ трансформатора выполняется аналогично. Отличие в том, что это АПВ не должно срабатывать при действии защит от внутренних повреждений трансформатора, т. е. АПВ не должно работать после срабатывания дифзащиты (токовой отсечки) и газовой защиты трансформатора.

Дата добавления: 2015-05-07