110кВ

4/10,11

5/10,11

6/10,0

10кВ

1/22,8

2/22,8

К1

Рисунок 4.

Для упрощения расчетов производим преобразование схемы:

Схема принимает вид:

6/10,0

7/5,0

110кВ

К1

1/22,8

2/22,8

10кВ

Рисунок 5.

Производим следующее преобразование:

Схема принимает вид:

6/10,0

110кВ

7/5,0

К1

10кВ

8/11,4

Рисунок 6.

При расчете токов КЗ для точки К1 ЭДС системы с бесконечной мощностью Е_* = 1.

Система s:

,

где - значение тока КЗ энергосистемы;

- ЭДС системы;

- среднее напряжение ветви;

- результирующее сопротивление, равное х₆.

где – ударный ток;

–ударный коэффициент.

Генераторы g1-2:

,

где – значение тока КЗ генераторов;

- ЭДС генераторов, равное 1,08;

–результирующее сопротивление, равное х₈.

Вычисленные значения заносим в таблицу:

Таблица 5.

3.2.2. Составляем электрическую схему замещения для точки к2:

Рисунок 7.

Упрощаем схему замещения для точки К2:

Схема принимает вид:

Рисунок 8.

Производим следующее упрощение схемы:

И схема принимает следующий вид:

Рисунок 9.

Упрощаем схему:

Схема принимает окончательный вид:

Рисунок 10.

Система s, генератор g2:

Так как U_ср в точке К2 равно 10,5 кВ, а U_б равно 115 кВ и U_ср ≠ U_б, пересчитываем результирующее сопротивление на реальное напряжение в точке КЗ по формуле:

Генератор g1:

Вычисленные значения заносим в таблицу:

Таблица 6.

4. Выбор проводников и аппаратов.

Для выбора коммутационной аппаратуры необходимо знать значения периодической и апериодической составляющей тока КЗ в точке К2.

Расчетные токи для выключателей типа МГГ, устанавливаемых в цепи генератора G1, G2.

Собственное время отключения t_с.в. = 0,12 с.

,

где τ – расчетное время;

t_с.в. – собственное время отключения выключателя.

Определяем два значения периодической составляющей для момента времени τ = 0,13 с, так как через выключатель может протекать ток КЗ в точке К2 от генератора G1 и от эквивалентного объединенного источника G2 + энергосистема.

Периодическую составляющую тока от генератора G1 определяем по типовым кривым (1).

Определяем номинальный ток генератора:

Отношение начального значения периодической составляющей тока КЗ от генератора G1 при КЗ в точке К2 к номинальному току.

По данному отношению и времени t = τ = 0,13 с, определяем, с помощью кривых,

Рисунок 11.

отношение

Таким образом, периодическая составляющая тока от генератора G1 к моменту τ будет равна:

Апериодическую составляющую тока КЗ от генератора G1 к моменту времени t = τ = 0,13 с, определяем из выражения:

,

где i_а, – апериодическая составляющая тока КЗ генератора;

I_п,0,Г – периодическая составляющая тока КЗ генератора;

- постоянная времени цепи КЗ.

Значение можно определить по кривым:

Рисунок 12.

для t = τ = 0,13 с, при Т_а = 0,222 с, определяемой из таблицы (1).

0,54

Исходя из этих значений, вычисляем:

Периодическую составляющую тока КЗ от энергосистемы и присоединенного к ней генератора G2, рассчитываем, как поступающую в место КЗ от шин неизменного напряжения через эквивалентное результирующее сопротивление. Исходя из этого, можем принять неизменной во времени и равной:

Апериодическая составляющая тока КЗ от эквивалентного источника, где:

Т_а = 0,095

= 0,25

Вычисленные данные заносим в таблицу:

Таблица 7.

Расчет токов для выключателей 110 кВ.

Для выключателей ВМТ расчетное время τ = 0,05 + 0,01 =0,06 с, т.к. t_с.в. = 0,05 с.

Периодическую составляющую тока определяем суммированием периодических составляющих токов по ветвям энергосистемы, генераторов G1, G2 в точке К1 для расчетного времени τ = 0,06 с.

Для энергосистемы:

I_п,τ – ток, неизменный во времени.

Для генераторов G1, G2:

По кривым рис.11, получаем:

, следовательно

Суммарное значение периодической составляющей тока КЗ для момента времени t = τ = 0,06 с.

Апериодическая составляющая тока по ветвям КЗ:

Энергосистема:

Генераторов G1, G2:

Суммарное значение апериодической составляющей тока КЗ для момента времени t =  = 0,06 с.

Вычисленные данные заносим в таблицу:

Таблица 8.

4.1. Выбор выключателя на высоком напряжении.

Таблица 9.

Выбор по напряжению установки: (U_уст≤U_ном)

U_уст = 110 кВ

U_ном ≥ U_уст ≥ 110 кВ

Выбор по длительному току: (I_max ≤ I_ном)

Проверка по отключающей способности:

а) по симметричному току отключения: (I_п,τ ≤ I_{отк.ном})

I_п, = 6,48 кА < I_{отк.ном} = 20 кА

б) по отключению апериодической составляющей: (i_а,τ ≤ i_а,ном)

i_а, = 4,13 кА < i_а,ном = 7 кА

Проверка выключателя на динамическую стойкость: (I_п,0 ≤ I_дин; i_y ≤ i_дин)

I_п,0 = 6,86 кА < I_дин = 20 кА

i_y = 17,64 кА < i_дин = 52 кА

Проверка на термическую стойкость:

В_к = 10,8 кА²*с < I²_тер * t_тер = 1200 кА²*c

4.2. Выбор выключателя на напряжении 10,5 кВ.

Таблица 10.

Выбор по напряжению установки: (U_уст≤U_ном)

U_уст = 10,5 кВ

U_ном ≥ U_уст ≥ 10,5 кВ

Выбор по длительному току: (I_max ≤ I_ном)

I_мах = 4563 А ≤ I_ном = 5000 А

Проверка по отключающей способности:

а) по симметричному току отключения: (I_п,τ ≤ I_{отк.ном})

I_п,τ = 33,72 кА < I_{отк.ном} = 45 кА

б) по отключению апериодической составляющей: (i_а,τ ≤ i_а,ном)

i_а, = 24,32 кА > i_а,ном = 14 кА, так как условие не выполнено, производим проверку по полному току:

<

Проверка выключателя на динамическую стойкость: (I_п,0 ≤ I_дин; i_y ≤ i_дин)

I_п,0 = 33,72 кА < I_дин = 45 кА

i_y = 93 кА < i_дин = 120 кА

Проверка на термическую стойкость:

В_к = кА²*с < I²_тер * t_тер = 8100 кА²*c

4.3. Выбор токопровода на 10,5 кВ.

Токоведущие части от выводов генератора выполним пофазно экранированным токопроводом генераторного напряжения с электрически непрерывными кожухами с компенсацией внешнего поля типа ГРТЕ-10-8550-250.

Технические характеристики токопровода:

Таблица 11.

4.4. Выбор провода на 110 кВ.

Токоведущие части от выводов 110 кВ трансформатора до сборных шин выполняем гибкими проводами.

1. По экономичной плотности тока.

Где J_э – нормированная плотность тока = 1 А/мм²

Округляем до ближайшего стандартного значения и выбираем 2 проводника типа: АС-240/39.

2. Проверяем сечение на нагрев.

I_мах = 331 А

I_доп = 2 х 610 = 1220 А

I_мах < I_доп – условие выполнено.

Выбираем АС-240/39, q = 240 мм², d = 21,6 мм², I_доп = 610 А.

Фазы расположены горизонтально с расстоянием между фазами 300 см.

3. Проверяем на схлестывание.

На схлестывание не проверяем, так как I_п,0 = 6,86 кА < 20 кА

4. Проверяем на нагрев.

На нагрев не проверяем, так как провода голые и находятся на открытом воздухе.

5. Проверяем по условиям короны.

а) Начальная критическая напряженность (Е₀):

б) Напряженность вокруг провода:

Где U = 1,1 * U_ном – напряжение поддерживаемое на шинах, кВ;

r₀ – радиус проводника, см;

D_ср – среднее геометрическое расстояние между проводами фаз = 1,26 * D.

в) Сравниваем Е₀ и Е (условие проверки: 1,07Е ≤ 0,9 Е₀)

<

Условие выполнено, провод АС-240/39 не коронирует.

4.5. Проверка измерительных трансформаторов.

Для схемы включения измерительных приборов генератора проверим трансформаторы тока.

Рисунок 13.

1. 4.6. Выбор трансформаторов тока на 10,5 кВ.

Вторичная нагрузка трансформатора тока.

Таблица 12.

Таблица 13.

а) По напряжению установки.

б) По току установки.

в) По электродинамической стойкости.

С данным трансформатором тока не проверяется.

г) По термической стойкости.

<

д) По вторичной нагрузке.

На основании таблицы 12 производим расчет общего сопротивления приборов:

Определяем допустимое сопротивление проводов:

,

где - полное номинальное сопротивление цепи;

- сопротивление контактов,

Применяем кабель с алюминиевыми жилами. Ориентировочная длина 40 метров. Трансформаторы тока соединены в звезду. Исходя из этого , тогда сечение провода:

Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 4 мм².

<

На основании расчетов видно, что трансформатор тока работает в заданном классе точности.

4.7. Выбор трансформаторов напряжения.

В цепи комплектного токопровода установлен трансформатор напряжения типа ЗНОЛ.06-10УЗ. Проверим его по вторичной нагрузке. На основании рисунка 13 производим подсчет нагрузки основной обмотки трансформатора напряжения и заносим данные в таблицу:

Таблица 14.

Вторичная нагрузка:

Выбранный трансформатор напряжения ЗНОЛ.06-10УЗ имеет номинальную мощность 75 В*А в классе точности 0,5, необходимом для присоединения счетчиков.

<

Трансформатор напряжения будет работать в выбранном классе точности.

5. Выбор главной схемы.

Главная схема электрических соединений – это совокупность основного электрооборудования (генераторы, трансформаторы, линии), сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними в натуре соединениями.

Проектирование главной схемы включает в себя: выбор генераторов, выбор структурной схемы и схемы электрических соединений распределительного устройства, расчет токов короткого замыкания и выбор средств по их ограничению, а так же выбор электрических аппаратов и проводников.

Схема с одной рабочей и обходной системами шин.

Рисунок 14.

6. Защита генератора твф-63-2.

6.1. Перечень защит установленных на генераторе 63 мвт, работающем на сборные шины 110 кВ.

Согласно ПУЭ:

Для турбогенераторов выше 1 кВ и мощностью более 1 МВТ работающего непосредственно на сборные шины генераторного напряжения должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждения и нарушений нормального режима работы:

• Многофазные замыкания в обмотке статора генератора и на его выводах.

• Однофазные замыкания на землю в обмотке статора.

• Замыкания между витками одной фазы в обмотке статора (при наличии выведенных параллельных ветвей обмотки).

• Внешних КЗ.

• Перегрузки токами обратной последовательности (для генераторов мощностью более 30 МВТ).

• Симметричной перегрузки обмотки статора.

• Перегрев обмотки статора током возбуждения (для генераторов с непосредственным охлаждением проводников обмоток).

Перечень защит генератора.

• Основная защита от междуфазных КЗ продольная дифференциальная защита.

• Основная защита от витковых замыканий поперечная дифференциальная защита.

• Основная зашита от замыканий на землю в обмотке статора БРЭ 1301-03.

• Основная защита от второй точки замыкания на землю в цепи возбуждения КЗР-2.

• Резервная защита от внешних сим. КЗ МТЗ с пуском по минимальному напряжению.

• Резервная защита от несимметричных режимов токовая защита обратной последовательности.

• Защита от симметричных перегрузок.

• Защита от перегрузок по току возбуждения.

Рисунок 15.

6.2. Продольная дифференциальная защита. Принцип действия.

Рисунок 16.

Дифференциальная защита сравнивает направления токов в линейных и нулевых выводах генератора. Дифференциальные реле (РНТ 565) включено на разность токов плеч защиты и в нормальном режиме и при внешних КЗ в нем протекает разность равных вторичных токов, которая стремится к нулю и реле не работает (синий ток на рисунке).

При внутреннем КЗ ток в верхнем плече изменит свое направление на противоположное, и в реле будет протекать уже сумма токов (красный ток на рисунке), следовательно оно сработает и замкнет свои контакты в цепях оперативного тока. При срабатывании любого из трех дифференциальных реле сработает без выдержки времени реле КН и подаст сигнал на отключение АГП, выключателя и останов турбины.

Оценка защиты.

1. Защита быстродействующая.

2. Защита селективна по принципу действия.

3. Защита чувствительна при КЧ > 2.

4. Защита надежна и работает при междуфазных КЗ. Не работает при витковых замыканиях по принципу действия. Не реагирует на замыкания на землю, т.к. не проходит по чувствительности.

Расчет дифференциальной защиты с реле рнт 565. Отстройка от максимального тока небаланса (при внешнем трехфазном кз на шинах 10 кВ).

Ток срабатывания защиты выбираем по двум условиям:

1) ,

где

- ток срабатывания защиты;

- максимальный ток небаланса при внешнем КЗ.

,

где

= 1,3 - коэффициент отстройки;

= 0,5 - коэффициент однотипности трансформаторов тока;

= 1 – коэффициент, учитывающий наличие апериодической составляющей;

= 0,1 - 10% погрешность трансформаторов тока.

Из расчета точек КЗ при выборе электрооборудования имеем:

= 31,94 кА

,

где

= 1 – коэффициент схемы;

- коэффициент трансформации трансформаторов тока.

2) ÷ - в соответствии с ПУЭ.

Наибольшее значение расчетным является второе условие.

Расчет коэффициента чувствительности.

- по ПУЭ,

,

отсюда

- по ПУЭ,

Чувствительность удовлетворительная.

Расчет для выбранного реле рнт-565.

Уставка на реле РНТ-565 ставится числом витков.

Определяем число витков.

.

Округляем в меньшую сторону . Так как в дифференциальной обмотке только 35 витков то последовательно с ней включаем одну из уравнительных обмоток.

,

.

Коэффициент чувствительности проверяется к точке внутреннего КЗ при подпитке только от генератора (точка К-2).

Ток подпитки от генератора в точках К-1 и К-2 равен:

- следовательно защита чувствительна.

Схема подключения реле РНТ-565 (в однофазном исполнении).

Рисунок 17.

6.3. Поперечная дифференциальная защита. Принцип действия.

Принцип действия защиты основан на сравнении ЭДС в параллельных ветвях статора генератора. В нормальном режиме и при любом КЗ кроме виткового, в реле протекает ток небаланса, обусловленный разностью ЭДС трех фаз.

, ,,

, ,

Рисунок 18.

, ,,

- следовательно защита не работает. Чтобы защита не работала ложно надо отстроиться от максимального тока небаланса при трехфазном КЗ .

Рисунок 19.

При витковом замыкании в обмотке статора генератора появится разность ЭДС, т.к. часть витков окажется закороченными, следовательно появится уравнительный ток I_ур величина которого зависит от количества замкнувшихся витков. На этот ток и среагирует реле РТ-140/Ф (токовое реле с фильтром третьей гармоники, 150 Гц).

При срабатывании реле РТ-140/Ф замкнет свой контакт в цепи постоянного тока, следовательно без выдержки времени сработает реле KL и подаст сигнал на отключение АГП, выключателя и останов турбины.

Принципиальная схема замещения.

Рисунок 20.

Расчет поперечной защиты генератора с реле рт-140/ф.

Ток срабатывания защиты отстраивается от тока небаланса, по опыту эксплуатации:

Для генератора 63 МВт .

6.4. Защита от замыканий на землю в обмотке статора генератора. Принцип действия.

Растекание емкостных токов при замыкании фазы С.

Рисунок 21.

Замыкание одной фазы на землю в обмотке статора генератора считается повреждением т.к. это связано с выжиганием стали магнитопровода статора.

От этого КЗ устанавливается основная защита действующая на АГП для выключения и остановки турбины. Этой защитой является полупроводниковая защита БРЭ 1301.03. Данная защита имеет пусковой орган который подключен на разомкнутый треугольник трансформатора напряжения, следовательно защита запускается при появлении 3U₀ , при замыкании на землю в любой точке сети генераторного напряжения. Логическая часть защиты включена последовательно с продольной дифференциальной защитой, т.е. ее зона действия ограничена трансформаторами тока, следовательно защита селективна. Данная защита имеет фильтр высших гармоник, для того чтобы сравнивать токи не с частотой 50 Гц, а токи высших гармоник. Это сделано в связи с тем, что сеть 10 кВ часто имеет компенсированную нейтраль, т.е. емкостной ток промышленной частоты скомпенсирован индуктивным током катушки, поэтому уровень тока с частотой 50 Гц становится меньше уровня тока высших гармоник. Защита работает с выдержкой времени 0,5 секунд чтобы отстроиться от кратковременных бросков емкостного тока при включении и отключении выключателей.

Структурная схема устройства брэ-1301.03.

Рисунок 22.

1. Согласующий дифференциальный элемент.

2. Фильтр высших частот(5 и 7).

3. Умножитель.

4. Блок усиления, выпрямления и согласования.

5. Блок определения соотношения сигналов.

6. Логический реагирующий орган.

7. Пусковой орган.

8. Блок запрета срабатывания реагирующего органа – 6.

9. Орган снятия запрета блока – 8.

10. Выходной орган защиты.

11. Селектор максимального сигнала.

12. Формирователь напряжения управляющего блоком – 3.

13. Блок проверки защиты.

14. Блок сигнализации.

15. Блок питания.

Схема подключения БРЭ-1301.03.

Рисунок 23.

Рисунок 24.

6.5. Защита от замыканий на землю в двух точках цепи возбуждения (akz).

На станциях имеется один комплект защиты, который подключается к генератору имеющему замыкание в одной точке цепи возбуждения. Замыкание на землю в одной точке цепи ротора не опасно, поэтому защита срабатывает при появлении второй земли в цепи. Защита работает с выдержкой времени. При срабатывании реле времени, выходное реле защиты подает импульс на отключение.

Недостаток – наличие «мертвой зоны».

Для обнаружения первой точки замыкания используют устройство контроля изоляции.

Для обнаружении первой точки замыкания на землю к поврежденному генератору приносят переносной комплект КЗР-2, его подключают по мостовой схеме в трех точках: +;- постоянного тока и через графитовую щеточку на вал ротора. Перемещая движок реостата, уравновешивают мост постоянного тока, при этом через реле КА ток не проходит. При появлении второй точки замыкания на землю часть сопротивления обмотки возбуждения оказывается закороченной, и равновесие моста нарушается, в реле появляется ток, КА срабатывает с выдержкой времени, отключает АГП, турбину и генераторный выключатель.

Параметры срабатывания защиты от второй точки замыкания на землю в обмотке ротора:

Рисунок 25.

6.6. Резервная защита от внешних симметричных кз. Принцип действия.

Рисунок 26.

Внешние КЗ сопровождаются большими токами, которые могут повредить генератор, следовательно нужно предусмотреть резервные защиты от симметричных и несимметричных КЗ. На генераторе 63 МВТ защитой от симметричных КЗ является МТЗ с пуском по минимальному напряжению.

При КЗ в точке К2 увеличится ток через защиту и одновременно понизится напряжение следовательно реле KV и КА замкнут свои контакты, запустится реле КТ. С первой выдержкой времени отключится секционный выключатель, отделится поврежденная секция, следовательно схема вернется в исходное состояние. Если КЗ в точке К1, то после отключения секционного выключателя ток КЗ не пропадет, следовательно КТ доработает вторую выдержку времени и подаст сигнал на АГП, останов турбины и выключатель Q1.

Расчет защиты от внешних симметричных кз.

Считаем ток срабатывания защиты.

Ток срабатывания реле:

Коэффициент чувствительности для защит генераторов:

> 1,5 - защита чувствительна,

где:

- ток в точке К-1 на шинах 110 кВ от генератора из курсового проекта по электрооборудованию.

Проскальзывающий контакт:

Упорный контакт:

6.7. Токовая защита обратной последовательности. Принцип действия.

Разделение резервных защит на защиты от симметричных и не симметричных режимов вводится т.к. ток обратной последовательности более опасен для генератора. Ток обратной последовательности приводит к возникновению магнитного потока в статоре встречного относительно ротора, следовательно в роторе наводится ЭДС двойной частоты (100Гц). Под действием этой ЭДС возникает ток в теле ротора и ротор перегревается.

Рисунок 27.

Защита имеет четыре ступени:

1-я ступень выполняет функции ближнего резервирования т.е. резервирует продольную дифференциальную защиту генератора при двухфазном КЗ.

2-я ступень выполняет функции дальнего резервирования т.е. резервирование защит смежных участков при двухфазном КЗ.

3-я ступень выполняет защиту ротора от перегрева токами обратной последовательности.

4-я ступень контролирует не симметричную перегрузку.

1, 2, 3-я ступени действуют с двумя выдержками времени: c меньшей выдержкой на отключение секционного выключателя, с большей на АГП, турбину и генераторный выключатель. 4-я ступень действует на сигнал.

Таким образом, защита имеет ступенчатую характеристику.

Рисунок 28.

Такая характеристика имеет недостаток - не полное использование мощности генератора при появлении тока обратной последовательности.

I₂* - ток обратной последовательности в относительных единицах.

Расчет токовой защиты обратной последовательности.

Таблица расчета:

Где:

- ток обратной последовательности в относительных единицах;

- ток обратной последовательности;

- ток срабатывания реле.

6.8. Защита от симметричных перегрузок.

Принцип действия.

Рисунок 29.

Защита устанавливается на нулевых выводах генератора.

При увеличении тока больше, чем ток уставки сработает реле КА1, следовательно соберется цепочка на КТ, с выдержкой времени пойдет сигнал «симметричная перегрузка».

Расчет защиты от симметричных перегрузок.

Реле РТ-40/6 - второй диапазон (3÷6_А):

6.9. Защита от перегрузки по току возбуждения.

Принцип действия.

Рисунок 30.

При обнаружении перегрузки по току возбуждения (повышение напряжения в цепи возбуждения) сработает реле KV2 и замкнет свой контакт в цепи постоянного тока, соберется цепочка на КТ7. Для увеличения выдержки времени введено реле КТ8, оно сработает после замыкания контакта реле КТ7, КТ8 с первой выдержкой времени замкнет свой контакт, соберет цепочку на KL1, KL1, сработав, подаст сигнал на разгрузку по току возбуждения. При этом загорится табло «Разгрузка ротора». Если перегрузка не исчезла, то КТ8 соберет от упорного контакта цепочку на KL8 или на КL2 в зависимости от положения накладки. Реле KL8 соберет цепочку на АГП, генераторный, выключатель и турбину. Реле KL2 на АГП и через реле KL3 на разгрузку генератора по активной мощности, при этом загорится табло «АСИНХРОННЫЙ РЕЖИМ».

Расчет защиты от перегрузок по току возбуждения

,

где:

- напряжение срабатывания защиты;

- номинальный ток ротора;

- сопротивление ротора.

Реле напряжения типа РН-53/400. Защита выполняется с двумя выдержками времени:

- на отключение форсировки возбуждения;

- на отключение генератора.

7. Защита одиночных линий с односторонним питанием.

Согласно ПУЭ на одиночных линиях с одностороннем питанием, напряжением 110 кВ в качестве основной защиты от междуфазных КЗ применяется двухступенчатая токовая защита – комплект КЗ-13. От КЗ на землю – трёхступенчатая направленная защита нулевой последовательности – комплект КЗ-15.

7.1. Расчет комплекта КЗ-13.

Исходная схема.

Рисунок 31.

Для расчета уставок КЗ-13 необходимо рассчитать токи в начале, середине и конце линии.

Расчетная схема.

Рисунок 32.

Ток 3-х фазного КЗ в начале одиночной линии рассчитывается:

Расчёт первой ступени.

Сила тока срабатывания токовой отсечки.

,

где .

Сила тока срабатывания реле тока.

,

где = 1 - коэффициент схемы для неполной звезды.

Выбираем РТ-40/6 при параллельном включении обмотки = 2 А.

Проверка коэффициента чувствительности.

(по ПУЭ).

Чувствительность удовлетворительная.

Графически определим расстояние действия ТО и сделаем вывод об её эффективности. Для этого на графике, зависимости I от L, проведём прямую на уровне = 4,81 кА, точка пересечения прямой и кривой дадут понятие о расстоянии действияТО (L_отс). В нашем случае L_отс = 19 км, что значительно больше требуемых 20% от длинны защищаемой линии.

Рисунок 33.

Выбираем время срабатывания отсечки равным = 0,1 с. Рассчитанная токовая отсечка - эффективна.

Расчёт второй ступени.

Ток срабатывания МТЗ рассчитывается по формуле:

,

где

Ток срабатывания реле тока равен:

Выбираем РТ-40/0,6 при параллельном включении обмотки = 0,13 А.

Проверка коэффициента чувствительности.

(по ПУЭ).

Рассчитываем время срабатывания МТЗ проектируемой линии.

.

Выбираем два полупроводниковых реле типа РВ-01 с уставкой 2 с.

Временная диаграмма.

Рисунок 34.

7.2. Расчет комплекта КЗ-15.

Исходная схема.

Рисунок 35.

Составляем схему замещения прямой (обратной) последовательности:

Рисунок 36.

Суммарное сопротивление прямой и обратной последовательности равно:

Составляем схему замещения для нулевой последовательности:

Рисунок 37.

для одиночной линии

для трансформатора

суммарное сопротивление нулевой последовательности:

Определяем расчетный вид кз.

Поскольку , то расчетным принимаем однофазное КЗ на землю.

Составляем комплексную схему для расчетного КЗ:

Рисунок 38.

Расчетный ток однофазного КЗ в точке К1 равен:

Это суммарный ток, протекающий в линии и в трансформаторе. Для расчета защиты необходимо знать только ток нулевой последовательности в линии. Расчетный ток в линии равен:

,

где - коэффициент разветвления.

Первая ступень земляной защиты КЗ-15 представляет собой токовую отсечку без выдержку времени . Ток срабатывания для этой ступени равен:

Для выбора уставок второй ступени защиты нужно рассчитать ток трехфазного КЗ за трансформатором в точке К2. Составляем схему замещения:

Рисунок 39.

Ток трехфазного КЗ равен:

Третья ступень защиты МНТЗ нулевой последовательности резервирует первую ступень своего участка. Ее ток срабатывания равен:

,

где максимальный ток небаланса равен:

,

где = 0,5 - коэффициент однотипности;

= 1,5…2 - коэффициент апериодической составляющей;

= 0,1 - полная погрешность ТА.

Отсюда:

.

8. Проверка трансформатора тока на 10% погрешность.

Проверить трансформатор тока установленный в цепи токовой защиты обратной последовательности, защиты от внешних симметричных КЗ и от симметричной перегрузки.

Рисунок 40.

Рисунок 41.

Действительная вторичная нагрузка трансформатора тока не должна превышать допустимой вторичной нагрузки в классе точности 10 (р).

Расчетные данные:

;

.

Согласно ПУЭ принимаем медный контрольный кабель, т.к. на ТЭЦ установлены генераторы мощность по 63 МВТ, тогда сечение контрольного кабеля - по условию механической прочности.

Рассчитываем сопротивление вторичной нагрузки.

Потребление реле: РТ-40/10 – 0,5 (В*А) при min уставке.

РТФ-9 – 20 (В*А/фазу) при номинальном токе.

Расчет ведется по наиболее нагруженной фазе, т.е. фазе «А».

- т.к. более трех реле на фазу (переходное сопротивление контактов).

-сопротивление одного реле РТ-40/10.

- сопротивление одного реле РТФ-9.

Мы не учитываем нейтрального провода, т.к. эти резервные защиты работают при 3-х и 2-х фазных КЗ, а при этих режимах тока через нейтраль нет.

Определяем предельную кратность:

Тип применяемого трансформатора ТШВ-15.

По кривой 10%-й погрешности для трансформатора ТШВ-15 определяем допустимую вторичную нагрузку.

Т.к. → трансформатор работает в заданном классе точности.

Рисунок 42.

9. Принципиально-монтажная схема мтз.

В данном разделе дипломного проекта разрабатывается общий вид панели релейной защиты, ее электрическая схема соединений и подключений, журнал контрольных кабелей и принципиально-монтажная схема цепей релейной защиты.

9.1. Назначение реле и аппаратуры вторичной коммутации.

- реле тока, реагирует на увеличение тока в линии при КЗ.

- реле времени, необходимо для выполнения селективности защиты.

- промежуточное реле, для размножения и усиления контактов.

- указательное реле, для подачи сигнала оперативному персоналу.

- испытательный блок, для удобства вывода в ремонт вторичных цепей.

- переключатель, для переключения питания с рабочих шинок на резервные.

- автомат, для защиты цепей от КЗ и перегрузок.

- шинка рабочего питания.

- шинка резервного питания.

- шинка сигнализации.

- лампа с белой линзой, означает «Блинкер не поднят».

- катушка отключения силового выключателя.

- блок-контакт силового выключателя.

- трансформаторы тока.

Принцип действия.

Основан на увеличении I при КЗ. Если произойдет 2-х фазное КЗ АВ на линии, то сработает реле и. Замкнув свои контакты в цепях –I и при этом соберется цепочка на . С выдержкойзамкнет свой контакт. Получит питаниеи свой контакт замкнет в цепях сигнализации и загорится лампа. Поскольку питание получила катушка, то замкнет свой контакт и соберет цепочку на катушкувыключателя. В последней цепочке блок-контактразомкнется при его отключении и замкнется при его включении.

9.2. Описание работы принятой схемы распределения оперативного тока.

Схема щита постоянного тока.

Рисунок 43.

- аккумуляторная батарея, которая работает в режиме постоянного подзаряда, т.е. при отсутствии аварии потребляет только токи саморазряда.

- выпрямитель, в нормальном режиме несет всю нагрузку по постоянному току, а при аварии переменный ток исчезает и ЩПТ питает нагрузку от аккумуляторов.

На ЩПТ устанавливаются устройства:

1. - устройство контроля изоляции.

2. - устройство контроля напряжения.

3. - устройство мигающего света.

9.3. Перечень и технические характеристики реле и аппаратуры.

- силовой масляный выключатель, расположен на ОРУ-110 кВ.

- расположен у масляных выключателей внутри.

Блок-контакт и катушкарасположены в приводе силового выключателя, т.е. на ОРУ-110 кВ.

Шинки оперативного тока ирасполагаются над панелью РЗ.

На панели РЗ располагаются ,,,,,,,.

Таблица 15.

9.4. Компоновка аппаратуры и реле на фасаде панели релейной защиты.

Реле и аппаратура вторичной коммутации располагаются на панели с учетом удобств при эксплуатации. В нижней части панели располагаются: ,,.располагается в самом низу панели.

На боковых поверхностях панели с монтажной стороны располагаются вертикальные ряды зажимов (клемники), они необходимы для подключения контрольных кабелей, приходящих к панели. Кабели присоединяются к внешней стороне клемника, а от внутренней стороны отходят провода внутреннего монтажа.

Порядок расположения цепей на клемнике: в верхней части клемника находятся цепи ~I, затем цепи оперативного I (причем “+” не должен располагаться рядом с “-”), последними располагаются цепи сигнализации. Панель выбираем ПКР (панель каркасно-реечная).

Габариты панели 2400*800 мм.

Принимаем панели двухстороннего обслуживания и реле с задним присоединением проводов.

Общий вид панели – это вид панели с лицевой стороны, выполненный в масштабе.

Допустимые приближения аппаратов к краю панели и друг к другу определяются габаритами самих аппаратов и удобством монтажа и эксплуатации.

Каждому аппарату или реле присваивается порядковый номер от 01 до 10 по виду с монтажной стороны панели.

9.5. Схема электрических соединений и подключений для панели релейной защиты.

Монтажная схема – это чертеж панели с монтажной стороны, выполняемый без монтажа, по которому производят соединение аппаратов и подключение их к клемникам.

На монтажной схеме изображаются:

1. Ряды зажимов;

2. Оперативные шинки;

3. Реле и аппараты с их внутренними схемами (рядом с каждым аппаратом указывается порядковый номер, условное обозначение и тип).

Соединения между реле и вторичной аппаратурой на монтажных схемах выполняются с помощью метода встречной маркировки, при этом в адресе встречной маркировки пишется порядковый номер и номер зажима того реле или аппарата, к которому направляется данный провод.

Каждой жилке приходящего контрольного кабеля присваивается свой номер:

~ I – A, B, C, N, 411;

~ U – A, B, C, N, 611;

- I – “+” – 01, “-” – 02;

Цепь отключения – 33;

Цепь включения – 03.

На один зажим реле или аппарата допускается присоединять два провода, а на одну клемму клемника можно подключить один провод со стороны монтажа и одну жилу контрольного кабеля с внешней стороны.

9.5. Схема электрических соединений и подключений для панели релейной защиты.

Контрольные кабели выпускаются:

~ I: U = 600 В;

- I: U = до 1000 В.