Релейная защита и автоматика распределительной сети

Министерство образования и науки Российской Федерации

Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

 

Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

 

 

 

 

 

Курсовая работа

 

По дисциплине: Релейная защита и автоматизация систем электроснабжения

На тему: «Релейная защита и автоматика распределительной сети»

 

 

 

 

Выполнил:  Норкин Игорь Евгеньевич

Курс:  6

Кафедра:  Электроснабжения

Специальность:  140211

Группа:  ЭСВ-09

Шифр: 9101021028

Проверил: Минакова  Т. Е.

 

 

 

 

 

 

 

Санкт-Петербург

2014г. 

 

 

Содержание.

стр.                        

1. Исходные данные………………………………………………………. 3
2. Расчёт минимальных и максимальных токов КЗ………………..…... 5
3. Расчёт максимальных рабочих и номинальных токов…………….... 6
4. Расчёт защит и автоматики………………………………………….... 7
5. Список использованной литературы………………………………... 18

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Исходные данные.

 В работе «Релейная защита и автоматика распределительной сети» рассматривается защита участка распределительной сети (рис. 1), включающей:

- шины 110 кВ источника питания сети;

- питающие воздушные линии W1 и W2 напряжением 110 кВ;

- подстанцию ПС 110/10 кВ;

- пять трансформаторных подстанций (ТП1, ТП2, ТП3) 10/0,4 кВ;

Для расчета предлагаются три участка сети (рис. 1):

- участок 1 от источника питания 110 кВ до шин 0,4 кВ ТП1.

- участок 2 от источника питания 110 кВ до шин 0,4 кВ ТП2.

- участок 3 от источника питания 110 кВ до шин 0,4 кВ ТП3.

Параметр	Значение	Единица измерения
1. Участок сети для расчета	3	-
2. Ток КЗ в точке K1, Iкз (3)	8,5	кА
3. Средние напряжения ступеней приняты равными
U1ср	115	кВ
U2ср	10,5	кВ
U3ср	0,4	кВ
4. Длина линии W1 (W2), L	10	км
5. Мощность трансформаторов ТДН-10000/110, S тном  Т1, Т2 Напряжение короткого замыкания, UK	10	МВ·А
	10,5	%
6. Мощность трансформаторов     ТМГ-1000/10, Sтном  Т7, Т8, Т9, Т10, Т11, Т12 Напряжение короткого замыкания, UK	1000	кВ·А
	5,5	%
7. Выдержки времени МТЗ на выключателях Q
t QFB 3	0,3	с
tQ 7	1	с
tQ 8	0,9	с
tQ 9	1	с
tQ 10	0,9	с

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

    

                       

 

Рис. 1. Схема распределительной сети. 

 

Расчёт минимальных и максимальных токов КЗ.

Схема замещения участка распределительной сети приведена на рис. 2. Расчет токов КЗ выполняем в именованных единицах.

Все сопротивления приводим к напряжению 115 кВ. Токи КЗ также приведены к этому напряжению.

 

Рис. 2. Схема замещения участка распределительной сети.

 

1. Сопротивление энергосистемы:

2. Сопротивление линии W1 при погонном сопротивлении худ = 0,4 Ом/км составит:

3. Сопротивление трансформатора  Т1:

4. Сопротивление трансформатора Т7:

5. Сопротивление до точки K2:

6. Ток КЗ в точке K2:

7. Сопротивление до точки K3:

 

8. Ток КЗ в точке K3:

9. Сопротивление до точки K6:

Поскольку кабельная линия W7 короткая, имеем соотношение:

xW7 <<

Поэтому с достаточной точностью можно считать, что:

10. Сопротивление до точки K11:

11. Ток КЗ в точке K11:

 

 

Расчёт номинальных и максимальных рабочих токов.

 

1. Номинальный первичный ток  трансформатора Т1:

2. Номинальный вторичный ток  трансформатора Т1:

3. Максимальный рабочий ток линии W1 (W2) определяется по режиму, когда один из трансформаторов Т2 (Т1) отключен. В этом случае оставшийся в работе трансформатор будет перегружен. Для масляного трансформатора средней мощности допустимый коэффициент перегрузки KП1 = 1,5.

4. Номинальный первичный ток трансформатора Т7:

5. Номинальный вторичный ток трансформатора Т7:

6. Максимальный рабочий ток линии W7 (W8) определяется по режиму, когда линия W8 (W7) отключена, а оставшаяся в работе линия несет на себе всю нагрузку ТП3, ТП4, ТП5. Учитывая, что распределительные трансформаторы Т7 – Т12 в нормальном режиме могут быть загружены до 90 % (Кзагр < 0,9), имеем:

Iраб max W7 = 6КзагрIТ7ном1 + IW5 + IW6 = 6×0,9×55  = 297 А.

7. Максимальные рабочие токи через секционные выключатели QFB3, QFB4 и QFB5 полагаем с запасом равными соответствующим номинальным токам трансформаторов:

;

.

 

 

 

Расчет релейных защит и автоматики участка.

 

В качестве автоматического выключателя QFB3; QFB4; QFB5 (рис. 1) выбираем выключатель серии Compact фирмы Schneider electric типа NS1600 со следующими параметрами:

- номинальный ток In1 = 1600 А;

- номинальное напряжение 690 В;

- номинальная отключающая способность 50 кА;

- микропроцессорный расцепитель Micrologic 2.0 с характеристиками, приведенными на рис. 2.

Для выключателя QFB в соответствии с исходными данными выбираем характеристику, обозначенную QFB (рис. 2).

 

Согласование автоматов QF5-10, c автоматами QFB3-5.

1. Приводим ток КЗ в точке K11 к напряжению 0,4 кВ:

2. Определяем кратность тока  КЗ по отношению к номинальному току автоматов QFB3-5:

При этой кратности по характеристикам рис. 2. определяем зону (горизонтальный участок) и время срабатывания автомата tQFB = 0,3 с.

3. В качестве автоматических выключателей QF5-10 целесообразно выбрать автоматы той же серии, что и QFB3-5. 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 Δt = 0,3 с.

Автоматы QF5-10 выбираем так, чтобы номинальный ток автомата был бы не меньше рабочего максимального тока, т. е.:

,

где ,

где КП2 = 1,8 – допустимый коэффициент перегрузки для масляного распределительного трансформатора.

Рис. 2. Характеристики микропроцессорного расцепителя Micrologic 2.0

 

Выбираем автомат серии Masterpact типа NW32 с номинальным током In2 = 3200 А и номинальной отключающей способностью 85 кА.

4. Определяем кратность тока КЗ:

5. Выбираем время-токовую характеристику  таким образом, чтобы во всем  диапазоне токов КЗ, особенно  при малых их значениях, характеристики  не пересекались. При кратности  тока KQF5 = 6,92 время срабатывания автомата QF5  должно быть не меньше, чем 

tQF5 = tQFB + Dt = 0,3 + 0,3 = 0,6 c.

 

Поскольку кратности KQFB и KQF1 отличаются в два раза, выбранная характеристика QF5-10 обеспечит при одном и том же токе КЗ время срабатывания QF5-10 большее, чем время срабатывания QFB3-5.

 

Расчет защит трансформаторов Т7 - 12:

На трансформаторах Т7 - 12 в соответствии с требованиями ПУЭ устанавливаются две защиты:

- максимальная токовая защита (МТЗ);

- токовая отсечка (ТО).

1. Приводим ток КЗ в точке K11 к напряжению 10,5 кВ:

2. Ток срабатывания токовой отсечки (ТО) предохранителей F5-10:

Iсзо F5 = =1,3 × 0,84 = 1,09 кА.

Выбираем предохранители серии ПКТУ с учётом загрузки трансформатора Т7 (Т8) в случае выхода одного из трансформаторов из строя (в нормальном режиме они могут быть загружены до 90 % (Кзагр < 0,9)).

Iраб max Т7 = 2КзагрIТ7ном1 = 2 × 0,9 × 55  = 99 А.

Выбранные предохранители - ПКТ104-10-100-31,5У3

 номинальный ток: 100А,

 номинальный ток отключения 31,5 кА.

Время – токовая характеристика предохранителей представлена на рисунке 3.

Предохранители обеспечат время срабатывания токовой отсечки (ТО) за 0,1с.

 

Расчет защит линий W7, W8:

1. Ток срабатывания МТЗ на выключателе Q11, Q12:

Iсз Q11 =

2. Время срабатывания МТЗ определяем, предварительно выбрав микропроцессорный терминал защиты Sepam 10:
3. Приводим ток КЗ в точке K6 к напряжению 10,5кВ:

 

 Рис. 3. Характеристики предохранителей типа ПКТУ

 

 

 

4. Кратность тока срабатывания токовой отсечки (ТО) автоматических выключателей:

Q11, Q12:

КW7=

время срабатывания МТЗ W7-W8 должно быть на ступень выше времени срабатывания предохранителей F5-10, но практически этого не добиться.

Из семейства времятоковых характеристик терминала защиты Sepam 10 выбираем такую, чтобы обеспечить:

tQ11 = tQF5 + Δt = 0,6 + 0,3 = 0,9 с.

Выбираем характеристику RI-типа (рис. 4.) с тем, чтобы не слишком сильно возрастало время срабатывания при снижении тока КЗ.

 

Из формулы для характеристики RI-типа:

,                                   

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

I – входной ток;

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

Вычислим значение коэффициента k для координат точки Q11, Q12:

                     

Расчет МТЗ на выключателе QB1:

1. Максимальный рабочий ток выключателя QB1 равен току:

Iраб max W7 = 6КзагрIТ7ном1 = 6×0,9×55  = 297 А.

2. Ток срабатывания МТЗ на  выключателе QB1 следует отстраивать от тока срабатывания МТЗ на выключателе Q11 (согласование МТЗ по току):

Iсз QВ1 = 1,1Iсз Q11 = 1,1 × 563 = 619 А.

3.  Приводим ток КЗ в точке K3 к напряжению 10,5 кВ:

 

 

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

 

5. Время срабатывания QB1:

tQB1 = tQF11 + Δt = 0,9 + 0,3 = 1,2 с.

6. Коэффициент k, QB1:

     

Расчет МТЗ на выключателе Q5 (Q6):

1. Ток срабатывания защиты:

 

2. Кратность тока:

3. Время срабатывания Q5 (Q6):

4. tQF5 = tQВ1 + Δt = 1,2 + 0,3 = 1,5 с.

4. Коэффициент k, QF5 (QF6):

      Расчет МТЗ на выключателе Q3 (Q4):

1. Ток срабатывания защиты:

В данной формуле коэффициент 1,1 вводится с целью согласования по току МТЗ на выключателе Q3 с МТЗ на выключателе Q5.

2. МТЗ на выключателе Q3 согласовывается по времени с МТЗ на выключателе Q5 :

tQ3 = tQ5 + Δt = 1,5 + 0,3 = 1,8 с.

3. Кратность тока:

Попадаем в независимую часть характеристик (рис. 4), поскольку кратность КQ3 > 20.

3. Подставляем в формулу вместо кратности 35,73 предельную кратность 20 и рассчитываем коэффициент k:

k = 1,8 · (0,339 – 0,236 · 1/20) = 0,589.

Рис. 4. Характеристики микропроцессорного терминала защиты Sepam10.

 

 

 

 

 

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 выключатель QB1, отключен) должна быть предусмотрена продольная дифференциальная защита.

Выбираем цифровой терминал защиты трансформатора Sepam T87, который  включает в свой состав дифференциальную защиту.

1. Выбор датчиков тока:

 Датчики тока допускают перегрузку 116%, связанную с работой РПН

In > 50,3 × 1,16 = 58,3 А;

I’n > 550,5 × 1,16 = 638,6 А,

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