Релейная защита и автоматика распределительной сети

2. Первичные токи датчиков должны  находиться в пределах:

;

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

                      5,03 £ In £ 125,8.

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

                      55,05 £ I’n £ 1376,2.

Стандартные значения:

In = 100 A,  I’n = 1000 A.

3. Считая, что бросок тока намагничивания  трансформатора Т1 (Т2) составляет 10IТ1 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 T87 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.

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 %):

Ids = 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 6In1, чтобы обеспечить надежную работу защиты при внешнем КЗ.

Тормозная характеристика защиты представлена на рисунке 5.

Рис. 5. Тормозная характеристика защиты Sepam T87.

3. Уставка дифференциальной отсечки определяется по кратности броска тока намагничивания:

 

Кратность токовой уставки:

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 W1, W2 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:

Кратность тока КЗ:

.

Время срабатывания МТЗ на выключателе Q1 (Q2):

tQ1 = tQ3 + Δt = 1,8 + 0,3 = 2,1 с.

Кратность тока:

Рассчитываем коэффициент k:

k = 2,1∙ (0,339 – 0,236·1/39) = 0,699.

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

 

3. МТЗ нулевой последовательности  устанавливается на выключателе Q1 и в случае заземления нейтрали трансформатора Т1 будет основной защитой линии W1 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:

Iсз Q1(0) = Kн · Iнб max ,

где Kн = 1,3 – коэффициент надежности;

Iнб max – ток небаланса при трехфазном КЗ в  месте установки защиты.

Ток небаланса:

где Кодн = 0,5 – коэффициент однотипности трансформаторов тока;

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

Величина тока срабатывания защиты:

Iсз Q1(0) = 1,3 · 425 = 552,5 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 установить газовую защиту, микропроцессорный терминал защиты Sepam T87 предусматривает такую возможность.

Расчет автоматики.

 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 QB1 должно быть установлено устройство АВР.

Напряжение срабатывания реле минимального напряжения, установленных на секциях 1 и 2,  полагаем равным Uср min=0,4∙Uном. Напряжение срабатывания реле контроля напряжения на рабочем источнике, установленных на секциях 1 и 2, рассчитываем по формуле:

Uс.р =

= = 60 В,

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

kв= 0,85 – коэффициент возврата; 

kн = 1,1¸1,2 – коэффициент надежности.

Время срабатывания АВР определяется путем отстройки от времени срабатывания защиты на выключателе Q5 (Q6):

tАВР = tQ5 + Dt = 1,5 + 0,3 = 1,8 с,

где Δt = 0,3 с – ступень селективности.

 

 АПВ воздушной  линии и трансформатора.

Рассмотрим АПВ воздушной линии 110 кВ на выключате6лях Q1 и Q2. АПВ трехфазное, однократного действия. Время срабатывания АПВ принимаем равным tАПВ = 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.

 

 

 

Список использованной литературы:

1. Релейная защита и автоматизация систем электроснабжения: учебно-методический комплекс / сост.: С.И. Джаншиев, В.Н. Костин, А.А. Юрганов. - СПб.: Изд-во СЗТУ, 2010. –  221 с.
2. Расчёты релейной защиты и автоматики распределительных сетей: Монография / М. А. Шабад. – СПб.: ПЭИПК, 2003, - 4-е изд., перераб. и доп. – 350 стр., ил.
3. Техническая коллекция Schneider Electric, выпуск № 3, Методика расчёта уставок защит Sepam.