Заключение

СОДЕРЖАНИЕ

Введение
1 Расчет токов короткого замыкания
2 Расчет релейной защиты трансформатора
2.1 Расчёт уставок дифференциальной защиты
2.2 Выбор уставки дифференциальной отсечки ДЗТ-1
2.3 Выбор уставки дифференциальной защиты ДЗТ-2
2.4 Выбор уставок сигнализации небаланса в плечах защиты ДЗТ-3
3 Расчёт уставок токовой отсечки
3.1 Расчёт уставок токовой отсечки МТЗ-1 ВН защиты трансформатора
3.2 Расчёт уставок максимальной токовой защиты НН трансформатора
3.3 Расчёт уставок максимальной токовой защиты ВН трансформатора
4 Расчёт уставок защиты от перегрузки трансформатора
5 Газовая защита трансформатора
6 Защита распределительной сети
6.1 Защита линии 10кВ
6.2 Расчет защиты линии W3
Заключение
Список источников информации

ВВЕДЕНИЕ

Системы релейной защиты и автоматики играют значительную роль в обеспечении управляемости и надежности работы энергосистем.

В этой связи идет непрерывный процесс развития техники релейной защиты, направленный на создание все более совершенных устройств, отвечающих требованиям современной энергетики.

Расчёт релейной защиты (РЗ) заключается в выборе рабочих параметров срабатывания (уставок) как отдельных реле, так и комплексных устройств РЗ при соблюдении требований селективности, чувствительности.

Устройства РЗ должны обеспечивать минимально-возможное время отключения короткого замыкания (КЗ) в целях сохранения бесперебойной работы неповреждённой части системы и ограничения степени повреждения элемента системы.

Задачей данного курсовой работы является: выбор защиты трансформаторов ГПП и линии. В частности произвести выбор дифференциальной защиты, выбор максимальной токовой защиты, защиты от перегрузок, выбор устройств автоматики.

В конечном результате планируем получить эффективную релейную защиту, способную защитить силовой трансформатор и линию от всех видов короткого замыкания.

Защиту планируется выполнять на базе микропроцессорного блока ЗАО «Радиус-Автоматика», на базе устройства «Сириус – Т».

1 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Произведем расчет и выбор уставок защиты трансформаторов ГПП с применением устройства «Сириус-Т».

Устройство микропроцессорной защиты «Сириус-Т», предназначено для выполнения функций основной защиты двухобмоточного (в том числе с расщепленной обмоткой) трансформатора с высшим напряжением 35-220 кВ.

Для силовых трансформаторов предусматривается релейная защита от повреждений и ненормальных режимов работы. К повреждениям относят:

- многофазные КЗ в обмотках и на выводах трансформатора;

- однофазные КЗ на землю в обмотках и на выводах, присоединенных к сети с глухозаземленной нейтралью;

- витковые замыкания в обмотках.

К ненормальным режимам относят:

- прохождение сверхтоков в обмотках при внешних КЗ;

- прохождение сверхтоков при перегрузках трансформатора;

- понижение уровня масла в маслонаполненных трансформаторах.

ПУЭ и соответствующая нормативная документация по релейной защите определяют виды и объем защиты в зависимости от типа трансформатора и места его установки:

- дифференциальная защита;

- газовая защита;

- токовая отсечка;

- токовая защита от сверхтоков при внешних многофазных коротких замыканиях;

- токовая защита от перегрузок.

Защиту трансформатора ТРДН-32000/110 выполняем на базе устройства «Сириус-Т». Необходимо выбрать параметры настройки устройства:

- на стороне высшего напряжения - звезда;

- на стороне низшего напряжения - треугольник.

Трансформаторы тока на обеих сторонах собраны в звезду.

Номинальная мощность трансформатора - 32 МВА.

Номинальное напряжение - 115 кВ/10,5 кВ.

Диапазон регулирования РПН ± 9 ∙ 1,78%.

Максимальная нагрузка трансформатора - S_р._max = кВА.

Максимальное время защит линий, отходящих от шин НН трансформатора, t_max= 2,0 с.

Для расчета токов кз составим схему замещения.

Рисунок 1 – Схема замещения к расчету токов КЗ

Учитывая схему электрических соединений подстанции наметим ответственные точки возможного возникновения аварии – точки короткого замыкания К-1 на стороне высшего напряжения подстанции, К-2 на стороне низшего напряжения и К-3 за линией W3.

Принимаем за базисные условия:

Рассчитаем базисный ток со стороны высокого и низкого напряжения:

(1.1)

Расчет параметров схемы в относительных единицах.

Определим сопротивление сети:

Определим сопротивление линии:

где Xл - удельное сопротивление воздушных линий, принимаем 0,4 Ом/км;

L-длина линии 4.5 км.

Сопротивление трансформатора на ГПП:

Определяем результирующее сопротивление со стороны источников питания до точки К- 1:

Определяем результирующее сопротивление до точки К – 2:

Определяем результирующее сопротивление до точки К – 3:

Линия W3 имеет длину 0,5 км.

Расчет токов короткого замыкания представим в таблице 1.

Таблица 1– Расчетная таблица токов трехфазного КЗ

Точка КЗ	К-1	К-2	К-2
Базовая мощность S_б, МВА
Среднее напряжение U, кВ		10,5	10,5
Источники	Система
Результирующее сопротивление X_*б., о.е.	0,64	6,79	8,34
	1,0

2 РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРА

На рисунке 2 показано место установки защит трансформатора и точки повреждения, в которых необходимо знать токи КЗ для расчета уставок защит.

Так как защиты трансформатора подключены к трансформаторам тока, установленным на стороне высшего напряжения трансформатора, поэтому необходимо знать, какие токи протекают по ним при повреждении на шинах низшего напряжения. Приведение токов КЗ в точке К-2 к стороне ВН трансформатора выполняется по формуле:

, (2.1)

где - ток трехфазного короткого замыкания на шинах НН в точке К₂;

К_т - коэффициент трансформации силового трансформатора равный отношению номинальных напряжений - 115 / 10,5 кВ. Он приводит значение тока короткого замыкания, найденного на ступени напряжения НН, к ступени напряжения ВН.

Рисунок 2 - Расположение точек КЗ для расчета уставок защит

2.1 Расчёт уставок дифференциальной защиты

Дифференциальная защита трансформатора выполнена с применением устройства «Сириус-Т». Для выбора его параметров, сначала необходимо выбрать коэффициенты трансформации трансформаторов тока, устанавливаемых на всех сторонах защищаемого трансформатора. Трансформаторы тока на обеих сторонах собраны в звезду.

Необходимо выбрать следующие общие уставки устройства:

- I_hom _bh - номинальный вторичный ток стороны ВН трансформатора, соответствующий его номинальной мощности;

- I_{ном нн} - номинальный вторичный ток стороны НН трансформатора, соответствующий его номинальной мощности;

- группа ТТ ВН - группа сборки цифровых ТТ на стороне ВН;

- группа ТТ НН - группа сборки цифровых ТТ на стороне НН;

- размах РПН - размах регулирования РПН.

Методика выбора трансформаторов тока и расчет номинальных вторичных токов сторон трансформатора приведена в таблице 2.

Таблица 2 - Выбор трансформаторов тока на сторонах защищаемого трансформатора

Наименование величины	Обозначение и метод определения	Числовое значение для стороны
Наименование величины	Обозначение и метод определения	115 кВ	10,5 кВ
Первичный ток на сторонах защищаемого трансформатора, соответствующий его номинальной мощности, А
Коэффициент трансформации трансформатора тока	К₁	200/5	2000/5
Вторичный ток в плечах защиты, соответствующий номинальной мощности защищаемого трансформатора, А
Для ввода в устройство принимаются ближайшие величины токов с дискретностью 0,1, А	I_{hom bh,}I_{hom hh}		4,4
Размах регулирования РПН,%	Размах РПН

2.2 Выбор уставки дифференциальной отсечки ДЗТ-1

ДЗТ-1 - быстродействующая дифференциальная токовая отсечка.

I_диф/I_ном - относительное значение уставки срабатывания отсечки.

Согласно исходным данным максимальный ток внешнего КЗ приведенный к стороне ВН равен 740 А.

Относительное значение этого тока равно:

, (2.2)

Уставка дифференциальной отсечки равна:

I_диф/I_ном≥ К_{отс ∙}K_н6(1)∙ , (2.3)

где К_отс - коэффициент отстройки, принимается равным 1,2;

K_н6(1)- отношение амплитуды первой гармоники тока небаланса к приведенной амплитуде периодической составляющей тока внешнего КЗ. Согласно [8] если на стороне ВН и на стороне НН используются ТТ с вторичным номинальным током 5А, можно принимать равным 0,7. Если на стороне ВН используются ТТ с вторичным номинальным током 1А, то следует принимать равным 1.

I_диф/I_ном≥ 1,2 ∙ 0,7 ∙ 4,62 = 3,9.

Принимается ближайшая большая величина уставки дифференциальной отсечки I_диф/I_ном= 4.

Действительный ток срабатывания дифференциальной отсечки равен:

I_диф = 4 ∙ I_ном = 4 ∙ 160,1 = 640

Проверим коэффициент чувствительности дифференциальной отсечки при КЗ на стороне ВН в точке К₁ по формуле:

, (2.4)

По известному значению тока трехфазного КЗ в точке K1 найдем ток двухфазного КЗ по формуле:

, (2.5)

Отсюда следует, что дифференциальная отсечка устройства «Сириус-Т» удовлетворяет требованиям по коэффициенту чувствительности.

2.3 Выбор уставки дифференциальной защиты ДЗТ-2

ДЗТ-2 - чувствительная дифференциальная токовая защита с торможением от сквозного тока и отстройкой от бросков тока намагничивания (БНТ)

- I_д1/I_ном - базовая уставка ступени;

- К_торм - коэффициент торможения;

- I_Т1/I_ном – вторая точка излома тормозной характеристики;

- I_дг2/I_дг1 - уставка блокировки от второй гармоники.

В соответствии с рекомендациями базовая уставка I_Д1/I_НОМ выбирается в пределах (0,3 - 0,5) для обеспечения чувствительности к витковым замыканиям в обмотках и к замыканиям между обмоток трансформатора, поэтому принимаем: I_Д1/I_НОМ = 0,3.

Принимать ∆f_добав = 0,09.

Если по защищаемому трансформатору проходит сквозной ток 1_скв, то ток срабатывания дифференциальной защиты определяется как:

(2.6)

К_ПЕР – коэффициент, учитывающий переходный режим;

К_ОДН – коэффициент однотипности трансформаторов тока, принимается равным 1,0;

ε – относительное значение полной погрешности трансформаторов тока в установившемся режиме, в соответствии с [1] принимается 0,05.

Несмотря на относительно небольшие уровни сквозных токов в [4] рекомендуется принимать К_ПЕР = 2,5, если доля двигательной нагрузки в общей нагрузке трансформатора более 50% или К_ПЕР = 2,0, если доля двигательной нагрузки менее 50%.

Второе слагаемое обусловлено наличием РПН. При расчете уставок грубой тормозной характеристики принимается случай недействия подстройки под текущее положение РПН и ΔU_РПН принимается равным полному размаху РПН. Когда подстройка функционирует составляющая ΔU_РПН не превышает 16%.

Поэтому при расчете уставок чувствительной тормозной характеристики принимаем ΔU_РПН = 0,16.

Третье слагаемое обусловлено неточностью задания номинальных токов сторон трансформатора – округлением при установке, а также некоторыми метрологическими погрешностями, вносимыми элементами устройства. Принимаем Δf_ДОБАВ = 0,09.

Коэффициент торможения К_ТОРМ должен обеспечить несрабатывание ступени при сквозных токах, соответствующих второму участку тормозной характеристики (примерно от 1,0 до 3,0 I_баз). Такие токи возможны при действии устройств АВР трансформаторов, АВР секционных выключателей, АПВ питающих линий.

Ток небаланса приведенный к сквозному току:

Коэффициент снижения тормозного тока по формуле:

К_сн._т= , (2.7)

К_сн._т=

Коэффициент торможения в процентах по выражению:

К_торм.≥100∙I_диф/ I_ном= 100∙ / К_сн._{т ,}(2.8)

К_торм.= 100 ∙ 1,2 ∙ 0,35 / 0,8 = 52,5

Таблица 3 - Расчет уставок чувствительной тормозной характеристики

Наименование величины	Обозначение	Числовое значение
Расчетный ток небаланса при протекании тока равного базисному (в относительных единицах)	I_{НБ РАСЧ.*}	0,35
Принятое значение базовой уставки срабатывания	(0,3—1,0) I_БАЗ	0,8
Коэффициент снижения тормозного тока	К_сн._т
Расчетный коэффициент торможения в процентах	К_торм.	52,5
Принятое значение уставки второй точки излома	«I_т2чувс/I_ном» рекомендуемый диапазон уставки: (1,0—2,0) I_НОМ
Принятое значение уставки блокировки по второй гармонике	I_дг2/I_дг1 диапазон уставки: (0,06—0,20)	0,15

Вторая точка излома тормозной характеристики I_т2/I_НОМ определяет размер второго участка тормозной характеристики. В нагрузочном и аналогичных режимах тормозной ток равен сквозному. Появление витковых КЗ лишь незначительно изменяет первичные токи, поэтому тормозной ток почти не изменится. Для высокой чувствительности к витковым КЗ следует, чтобы во второй участок попал режим номинальных нагрузок (I_т/I_баз = 1), режим допустимых длительных перегрузок (I_т/I_баз =1,3). Желательно, чтобы во второй участок попали и режимы возможных кратковременных перегрузок (самозапуск двигателей после АВР, пусковые токи мощных двигателей, если таковые имеются). Поэтому рекомендуются уставки для чувствительной и грубой характеристик срабатывания:

I_т2чувс/I_баз = I_т2груб/I_баз = 1,5 – 2.

Первая точка излома тормозной характеристики вычисляется в реле автоматически, но необходимо убедиться, что первая точка не заходит за вторую.

Поэтому рассчитываем первую точку излома тормозной характеристики:

I_t1/I_hom = (I_Д₁/I_hom)∙100 / К_торм, (2.9)

I_t₁/I_hom = 0,3∙100 / 52,5 = 0,57.

Следовательно условие I_t₂/I_hom > I_t₁/I_hom - выполняется.

По выбранным уставкам дифференциальной защиты ДЗТ-2 построим тормозную характеристика ступени ДЗТ-2.

I_д1/I_ном = 0,3 - базовая уставка ступени;

К_торм = 85 %. (угол φ = 30°) - коэффициент торможения;

I_t₁/I_hom = 0,57 - первая точка излома тормозной характеристики;

I_t₂/I_hom = 2 - вторая точка излома тормозной характеристики.

Построенная характеристика ступени ДЗТ-2 представлена на рисунке 3.

Проверим расчетное соотношение токов I_ДИФ/I_ТОРМ в защите при КЗ в трансформаторе на стороне НН при принятом способе формирования тормозного тока.

Если расчетное соотношение токов I_ДИФ/I_ТОРМ лежит выше границы раз-деления областей, то происходит срабатывание и действует на отключение.

Рисунок 3 – Тормозная характеристика ДЗТ-2 устройства «Сириус-Т» построенная по выбранным уставкам

По известному значению тока трехфазного КЗ на стороне НН трансформатора, найдем ток двухфазного КЗ:

При одностороннем питании защищаемого трансформатора и при КЗ на стороне НН в зоне действия защиты ток со стороны НН отсутствует, поэтому по относительное значение дифференциального тока, приведенное к номинальному току трансформатора, равно:

I_ДИФ/I_НОМ = 640,86 / 160,1 = 4 о.е.

Относительное значение тормозного тока в реле при этом КЗ равно:

I_ТОРМ/I_НОМ = 0,5·(640,86 / 160,1) = 2 о.е.

Согласно рисунку 4 расчетная точка при КЗ, определяемая по соотно-шению токов I_ДИФ/I_ТОРМ, лежит выше границы разделения областей, поэтому при КЗ на стороне НН происходит срабатывание и защита действует на отключение.

Рисунок 4 – Тормозная характеристика ДЗТ-2 устройства «Сириус-Т» и характеристика короткого замыкания

Проверим коэффициент чувствительности дифференциальной защиты ДЗТ-2 при КЗ на стороне НН по соотношению относительного дифференциального тока в реле к относительному току срабатывания защиты.

На рисунке 4 показана прямая соединяющая точку КЗ с началом коор-динат. Эта прямая является геометрическим местом точек, соответствующих рассматриваемому случаю КЗ через различные переходные сопротивления, поскольку при появлении и увеличении переходного сопротивления в месте КЗ токораспределение, а следовательно, и соотношение между относительным дифференциальным и относительным тормозным токами не изменяются.

Точка пересечения этой прямой с тормозной характеристикой ступени ДЗТ-2 устройства «Сириус-Т» будет являться точкой, где защита находится на грани срабатывания, при рассматриваемом случае КЗ, но через переходное сопротивление.

По рисунку 3 величина тока срабатывания защиты в этом случае равна базовой уставке ступени ДЗТ-2: I_Д1/I_НОМ = 0,3.

Коэффициент чувствительности ступени ДЗТ-2 устройства «Сириус-Т»:

Отсюда следует, что дифференциальная защита ступень ДЗТ-2 устройства «Сириус-Т» удовлетворяет требованиям по коэффициенту чувствительности.

2.4 Выбор уставок сигнализации небаланса в плечах защиты ДЗТ-3

Необходимо выбрать следующие уставки сигнализации небаланса в плечах дифференциальной защиты ДЗТ-3:

I_д/I_ном – относительное значение уставки сигнализации небаланса в плечах ДЗ;

Т – уставка по времени сигнализации небаланса в плечах ДЗ.

Уставка по току сигнализации небаланса в плечах дифференциальной защиты ДЗТ-3 выбирается меньше, чем минимальная уставка чувствительной ступени ДЗТ-2 (I_д1/I_ном), а уставка по времени - порядка нескольких секунд, что позволяет выявлять неисправности в токовых цепях дифференциальной защиты.

Рекомендуемые значения уставок: I_д/I_ном = 0,1; Т = 10 с.

3 РАСЧЁТ УСТАВОК ТОКОВОЙ ОТСЕЧКИ

3.1 Расчёт уставок токовой отсечки МТЗ-1 ВН защиты трансформатора

Токовая отсечка контролирует три фазных тока высшей стороны трансформатора I_{А ВН}, I_{В ВН}, I_{С ВН} и предназначена для защиты от всех видов коротких замыканий. Она отстраивается от максимального тока внешнего короткого замыкания. Ток внешнего короткого замыкания – это ток КЗ в точке К₂, приведенный к стороне высшего напряжения, в нашем случае он равен: = 740 А.

Тогда:

I_ТО ≥ k_ОТС ⋅ = 1,3 · 740 = 962А,

где k_ОТС – коэффициент отстройки, учитывающий ошибку в определении токов, и необходимый запас, принимаемый k_ОТС = 1,3.

Токовая отсечка контролирует три фазных тока и включена на трансформаторы тока с соединением в звезду. Ток срабатывания реле токовой отсечки МТЗ- 1 ВН равен:

, (3.1)

Ток срабатывания реле МТЗ-1ВН может изменятся от 0,40 до 200,00 А с дискретностью 0,01, поэтому за ток уставки токовой отсечки принимаем ближайший больший ток, который можно выставить в устройстве «Сириус-Т».

Принимаем I_ср.то = 25 А.

Далее необходимо рассчитать действительный ток срабатывания токовой отсечки по формуле:

(3.2)

А.

Для проверки чувствительности необходимо знать двухфазный ток короткого замыкания на выводах 110 кВ трансформатора.

По известному значению тока трехфазного КЗ в точке К₁ найдем ток двухфазного КЗ по формуле (8.5):

А.

Проверим коэффициент чувствительности токовой отсечки при КЗ на стороне ВН (в точке К₁) по формуле:

, (3.3)

Таким образом, выполняем резервную защиту трансформатора токовой отсечкой МТЗ-1 ВН с использованием устройства «Сириус-Т».

Выбираем время срабатывания токовой отсечки.

Так как уставка токовой отсечки выбрана, то токовая отсечка будет действовать только при повреждениях в трансформаторе, и поэтому выдержка времени токовой отсечки принимается t_то = 0,1 с.

3.2 Расчёт уставок максимальной токовой защиты НН трансформатора

Резервная максимально токовая защита трансформатора устанавливается со стороны источника питания трансформатора. Для двухобмоточного трансформатора с расщепленной обмоткой понизительной подстанции без источников питания на стороне НН нет необходимости использования МТЗ НН. Поэтому МТЗ НН выводится из действия, а уставки МТЗ НН задаются величинам максимально возможными в устройстве «Сириус-Т»

3.3 Расчёт уставок максимальной токовой защиты ВН трансформатора

МТЗ ВН используется для защиты от всех видов междуфазных коротких замыканий и для резервирования основных защит трансформатора, устанавливается на стороне высшего напряжения. МТЗ отстраивается от максимального тока нагрузки, в максимальном режиме.

При расчете уставок МТЗ-2 ВН следует принимать следующие параметры:

- коэффициент возврата реле k_В = 0,92;

- коэффициент запаса для отстройки от тока нагрузки k_ОТС = 1,2;

- коэффициент согласования с защитами предыдущих линий k_С = 1,1.

Поэтому вычисляем максимальный ток нагрузки трансформатора:

, (3.4)

где S_наг.ВН – максимальная нагрузка трансформатора, кВ·А;

U_ном.ВН – номинальное напряжение стороны ВН трансформатора, кВ.

Тогда ток срабатывания МТЗ определяется с учетом коэффициентов:

- коэффициент отстройки k_ОТС = 1,5;

- коэффициент самозапуска двигателей k_ЗАП = 1,5;

- коэффициент возврата МТЗ ВН блока защит «Сириус-Т» k_В = 0,92.

Ток срабатывания МТЗ-2 ВН равен:

, (3.5)

Максимально-токовая зашита подключена к тем же трансформаторам тока, что и токовая отсечка со схемой соединения в звезду. Ток срабатывания реле максимальной токовой зашита МТЗ-2 ВН равен:

, (3.6)

Ток срабатывания реле МТЗ-2 ВН может изменятся от 0,40 до 200,00 А с дискретностью 0,01, поэтому за ток уставки МТЗ-2 ВН принимаем ближайший больший ток, который можно выставить в устройстве «Сириус-Т».

Принимаем I_ср.мтз = 10,94 А.

Далее рассчитаем действительный ток срабатывания МТЗ-2 ВН:

, (3.7)

Необходимо проверить коэффициент чувствительности МТЗ 2 при КЗ на стороне НН в точке К₂:

, (3.8)

Отсюда следует, что максимально-токовая зашита МТЗ-2 ВН устройства «Сириус-Т» удовлетворяет требованиям чувствительности к МТЗ.

Выбираем время срабатывания максимально-токовой зашиты МТЗ-2 ВН

устройства «Сириус-Т» по следующей формуле:

t_МТЗ = t_max + t, (3.9)

где t_max – максимальное время защит линий отходящих от шин НН трансформатора;

t – ступень селективности, для учебных расчетов равна 0,5 с.

Время срабатывания МТЗ-2 ВН равно:

t_МТЗ = 2,0 + 0,5 = 2,5 с.

Используем выдержку времени в МТЗ-2 ВН устройства «Сириус-Т»

4 РАСЧЁТ УСТАВОК ЗАЩИТЫ ОТ ПЕРЕГРУЗКИ ТРАНСФОРМАТОРА

Защита от перегрузки устанавливается, как правило, на питающей стороне трансформатора и действует на сигнал. Для контроля перегрузки двухобмоточного трансформатора с расщепленной обмоткой необходимо следить за токами в одной из его обмоток. Для удобства пользования в устройстве «Сириус-Т» можно вводить контроль токов как в обмотке стороны ВН трансформатора, так и в обмотках стороны НН.

Уставки задаются во вторичных значениях токов своей стороны напряжения, то есть приведение тока не используется.

Уставка сигнала перегрузки определяется по формуле:

, (4.1)

где k_ОТС – коэффициент отстройки защиты от перегрузки равен 1,05;

k_В – коэффициент возврата токового реле устройства «Сириус-Т» равен

0,92;

I_В.НОМ – номинальный вторичный ток трансформатора на стороне установки защиты от перегрузки, определяется с учетом возможности увеличения его на 5% при регулировании напряжения.

Для рассматриваемого трансформатора, номинальные вторичные токи на сторонах ВН и НН равны 4 и 4,4 А. Расчетные значения уставки защиты от перегрузки равны:

= 4,79 А,

= 5,27 А,

Время действия защиты от перегрузок выбирается больше, чем время действия всех защит по формуле:

Т_ПЕРЕГР = t_МТЗ + t, (4.2)

Время срабатывания защиты от перегрузи равно:

Т_ПЕРЕГР = 2,5 + 0,5 = 3,0 с.

Используем выдержку времени «Т_ПЕРЕГР» в устройстве «Сириус-Т».

5 ГАЗОВАЯ ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРА

Газовая защита предназначена для защиты силовых трансформаторов с масляным заполнением, снабженных расширителями, от всех видов внутренних повреждений, сопровождающихся выделением газа, ускоренным перетеканием масла из бака в расширитель, а также от утечки масла из бака трансформатора.

Газовая защита является наиболее чувствительной защитой трансформаторов от повреждений его обмоток и особенно витковых замыканий, на которые дифференциальная защита реагирует только при замыкании большого числа витков, а МТЗ и отсечка не реагируют совсем.

Образование газов в кожухе трансформатора и движение масла в сторону расширителя могут служить признаком повреждения внутри трансформатора.

Основным элементом газовой защиты является газовое реле. В нашем примере на трансформаторе установлено реле типа BF-80/Q.

В соответствии с требованиями ПУЭ, схема защиты трансформатора предусматривается возможность перевода действия отключающего контакта газового реле (кроме отсека РПН) на сигнал и выполнена раздельная сигнализация от сигнального и отключающего контактов.

Измерительным органом газовой защиты является газовое реле. Газовое реле представляет собой металлический сосуд с двумя поплавками (элементами), который врезается в наклонный трубопровод, связывающий бак трансформатора с расширителем. При нормальной работе трансформатора газовое реле заполнено трансформаторным маслом, поплавки находятся в поднятом положении и связанные с ними электрические контакты разомкнуты.

При незначительном повреждении в трансформаторе (например, витковое замыкание) под воздействием местного нагрева из масла выделяются газы, которые поднимаются вверх, к крышке бака, а затем скапливаются в верхней части газового реле, вытесняя из него масла. При этом верхний из двух поплавков опускается вместе с уровнем масла, что вызывает замыкание его контакта, а следовательно, предупредительный сигнал.

При серьезном повреждении внутри трансформатора происходит бурное газообразование и под воздействием выделившихся газов масло быстро вытесняется из бака в расширитель. Поток масла проходит через газовое реле и заставляет сработать нижний поплавок (элемент), который дает команду на отключение поврежденного трансформатора. Этот элемент срабатывает также и в том случае, если в баке трансформатора сильно понизился уровень масла, например при повреждении бака и утечке масла.

Газовая защита является очень чувствительной и весьма часто позволяет обнаружить повреждение в трансформаторе в самой начальной стадии. При серьезных повреждениях трансформатора газовая защита действует достаточно быстро: 0,1—0,2 с (при скорости потока масла не менее чем на 25 % выше уставки). Внешний вид реле представлен на рисунке 4.

Рисунок 5 - Газовое реле BF-80/Q

Достоинство газовой защиты заключается в её высокой чувствительности к возникающим в трансформаторе дефектам на самой их начальной стадии. Вместе с тем газовое реле при всей его высокой чувствительности, не должно реагировать на внешние воздействия. В частности предусматривается высокий уровень вибростойкости газовых реле, которые должны выдерживать вибрацию самого трансформаторного оборудования, а так же сквозных токов КЗ.

6 ЗАЩИТА ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ W3

Питание распределительной сети осуществляется от трансформаторной подстанций, подключенных к сети высокого напряжения 110кВ. Схема подстанции предусматривает наличие двух понижающих трансформаторов, работающих параллельно на стороне ВН и раздельно, с отключенным секционирующим выключателем на стороне НН. На секционирующем выключателе предусматривается использование АВР, позволяющее сохранить питание обесточенной секции шин при аварийном отключении одного из трансформаторов.

Со стороны нагрузки устанавливаются понижающие двухтрансформаторные подстанции, с напряжением стороны НН 0,4 кВ. По стороне НН цепи резервированы от двух трансформаторов с возможностью автоматического переключения питания всех потребителей от секции шин 0,4 кВ, сохранившей питание, аналогично схеме ВН. В качестве АВР используются автоматические воздушные выключатели (автоматы) с электромагнитами управления.

Для защиты кабельных линий от КЗ с большими токами повреждения – трехфазных, двухфазных и двойных - в основном используются многоступенчатые токовые защиты, обеспечивающие необходимые чувствительность и быстродействие. Последние ступени установленных на линиях защит должны согласовываться между собой по времени, что приводит к увеличению выдержки времени защит по мере приближения к источникам питания.

В рассматриваемых терминалах использованы многоступенчатых защит с числом ступеней от трех и более. При этом, первая ступень – отсечка без выдержки времени обеспечивает практически мгновенную защиту начального участка линии, а вторая ступень – отсечка с выдержкой времени порядка 0,3÷0,5 с. обеспечивает быстродействующую защиту остального участка линии. Значительную выдержку времени имеет только последняя ступень, обеспечивающая дальнее резервирование при внешних КЗ. Ступени защиты могут иметь направленность, их срабатывание контролируется реле направления мощности. Одиночные линии, имеющие один источник питания, в направленности не нуждаются.

Защита от однофазных замыканий на землю по возможности должна выполняться селективной с выбором поврежденного присоединения. Срабатывание защиты может быть ограничено действием на сигнал, если не предусмотрено отключение присоединения по условиям техники безопасности в отдельных случаях.

6.1 Защита линии 10кВ

В качестве защиты кабельной линии W ГПП-ТП-1 устанавливаем микропроцессорное устройство основной защиты – «Сириус-Л». Устройство предназначено для работы в качестве защиты воздушных или кабельн

12 Следующая ⇒