9. Расчет релейной защиты

9.1 Расчет релейной защиты трансформатора

Выбор ПТН блоков БМРЗ

Расчет номинальных первичных токов трансформатора

Номинальный ток трансформатора стороны ВН:

=125.5 А

где   - номинальная мощность трансформатора;

 - номинальное напряжение трансформатора стороны ВН.

Номинальный ток трансформатора стороны НН:

= 9.312 10³ А

где   - номинальная мощность трансформатора;

 - номинальное напряжение трансформатора стороны НН.

Выбор ПТН

Расчетное максимальное значение тока в измерительном канале стороны ВН:

= 33.133 А

где  - коэффициент, учитывающий переходный режим (наличие апериодической

составляющей тока);

  - периодическая составляющая максимального фазного тока КЗ

(как правило, трехфазного металлического КЗ), протекающего через ТТ (в начальный

момент времени КЗ);

коэффициент трансформации ТТ стороный ВН.

Проверка ПТН по условию обеспечения заданной погрешности измерения тока нагрузочного режима:

= 2,092 А

Расчетное максимальное значение тока в измерительном канале стороны НН:

= 8 А

где  - коэффициент, учитывающий переходный режим (наличие апериодической

составляющей тока);

  - периодическая составляющая максимального фазного тока КЗ

(как правило, трехфазного металлического КЗ), протекающего через ТТ (в начальный

момент времени КЗ);

коэффициент трансформации ТТ сторны НН.

Проверка ПТН по условию обеспечения заданной погрешности измерения тока

нагрузочного режима:

Расчет дифференциальной токовой отсечки

Уставку срабатывания ДТО по условию отстройки от броска тока намагничивания

примем равной 4.

Определим относительный расчётный ток небаланса.

Относительное значение погрешности, обусловленное наличием регулятора напряжения,

принимается равным половине используемого диапазона регулирования:

= 16.02 %

где n=19- количество ступеней регулирования;

=9.78 % -шаг регулирования напряжения.

Определим относительный расчётный ток небаланса при максимальном тормозном

токе внешнего КЗ:

где  - коэффициент, учитывающий увеличение погрешности ТТ в переходном режиме

при наличии апериодической составляющей тока;

- коэффициент однотипности ТТ;

- периодическая составляющая максимального фазного тока внешнего

КЗ, протекающего через ТТ (в начальный момент времени КЗ), приведенная к стороне ВН;

- максимальное из значений относительных полных погрешностей ТТ сторон

трансформатора в режиме, соответствующем току  ;

- номинальный первичный ток стороны ВН;

- относительные погрешности, обусловленные регулированием напряжения

на сторонах защищаемого трансформатора;

= 5%- относительная погрешность цифрового выравнивания токов плеч.

Рассчитаем уставку срабатывания ДТО исходя из условия отстройки от расчётного

максимального тока небаланса:

где  - коэффициент отстройки, учитывающий погрешность расчета и необходимый

запас;

- относительный расчётный максимальный ток небаланса, соответствующий

максимальному току внешнего КЗ, проходящему через трансформатора.

В качестве уставки срабатывания ДТО примем большее из двух полученных значений:

Расчет дифференциальной токовой защиты с торможением

Группа грубых уставок

Выбор уставки начального тока срабатывания ДЗТ

Относительный расчетный ток небаланса, используемый при расчете  ,

рассчитываем, по формуле:

где  - коэффициент, учитывающий переходный режим (принято отсутствие

апериодической составляющей тока в нагрузочном режиме);

- коэффициент однотипности ТТ;

- максимальное из значений относительных полных погрешностей ТТ сторон

трансформатора в режиме;

- относительные погрешности, обусловленные регулированием напряжения

на сторонах защищаемого трансформатора;

=5 %- относительная погрешность цифрового выравнивания токов плеч.

Рассчитаем уставку начального тока срабатывания ДЗТ:

где  - коэффициент отстройки, учитывающий погрешность расчета и необходимый

запас.

Уставку   рекомендуется принимать не менее 0.3:

 Выбор уставки коэффициента торможения второго участка характеристики торможения ДЗТ

Определим ток срабатывания ДЗТ при токе торможения  :

где  - коэффициент отстройки, учитывающий погрешность расчета и необходимый

запас;

- коэффициент, учитывающий увеличение погрешности ТТ в переходном режиме при

наличии апериодической составляющей тока;

- максимальное из значений относительных полных погрешностей ТТ сторон

трансформатора в режиме, соответствующем 1,5 ;

- относительные погрешности, обусловленные регулированием

напряжения на сторонах защищаемого трансформатора;

- относительная погрешность цифрового выравнивания токов плеч.

Коэффициент торможения на втором участке рассчитаем по формуле:

где  - ток срабатывание ДЗТ при токе торможения 1,5  ;

- уставка начального тока срабатывания ДЗТ.

Выбор коэффициента торможения третьего участка характеристики торможения ДЗТ

Рассчитаем значение тока торможения, соответствующее максимальному току внешнего

КЗ :

где  - коэффициент, учитывающий увеличение погрешности ТТ в переходном режиме

при наличии апериодической составляющей тока;

- периодическая составляющая максимального фазного тока внешнего КЗ

(как правило, трехфазного металлического КЗ), протекающего через ТТ (в начальный момент

времени КЗ), приведенная к стороне ВН, А;

- максимальное из значений относительных полных погрешностей ТТ сторон

трансформатора в режиме, соответствующем току ;

- номинальный вторичный ток стороны ВН трансформатора.

Коэффициент торможения на третьем участке тормозной характеристики:

где  - уставка срабатывания ДТО;

- ток срабатывание ДЗТ при токе торможения 1,5;

- ток торможения, соответствующий максимальному току внешнего КЗ;

- ток торможения, соответствующий второму излому характеристики торможения.

Группа чувствительных уставок

 Выбор уставки начального тока срабатывания ДЗТ

Относительное значение погрешности, обусловленное наличием регулятора напряжения,

для группы "чувствительных" уставок принимают:

Относительный расчетный ток небаланса, используемый при расчете  , рассчитываем, по формуле:

апериодической составляющей тока в нагрузочном режиме);

- коэффициент однотипности ТТ;

- максимальное из значений относительных полных погрешностей ТТ сторон

трансформатора в режиме, соответствующем 0,5 ;

- относительные погрешности, обусловленные регулированием напряжения на

сторонах защищаемого трансформатора;

= 5% - относительная погрешность цифрового выравнивания токов плеч.

Рассчитаем уставку начального тока срабатывания ДЗТ:

где  - коэффициент отстройки, учитывающий погрешность расчета и необходимый запас.

Уставку   рекомендуется принимать не менее 0.3:

Выбор уставки коэффициента торможения второго участка характеристики торможения ДЗТ

Определим ток срабатывания ДЗТ при токе торможения :

где  - коэффициент отстройки, учитывающий погрешность расчета и необходимый запас;

- коэффициент, учитывающий увеличение погрешности ТТ в переходном режиме при

наличии апериодической составляющей тока;

- максимальное из значений относительных полных погрешностей ТТ сторон

трансформатора в режиме, соответствующем 1,5;

- относительные погрешности, обусловленные регулированием напряжения

на сторонах защищаемого трансформатора;

- относительная погрешность цифрового выравнивания токов плеч.

Коэффициент торможения на втором участке рассчитаем по формуле:

где  - ток срабатывание ДЗТ при токе торможения 1,5 ;

- уставка начального тока срабатывания ДЗТ.

Выбор коэффициента торможения третьего участка характеристики торможения ДЗТ

Рассчитаем уставку  для группы чувствительных уставок:

где  - коэффициент отстройки, учитывающий погрешность расчета и необходимы

запас;

- коэффициент, учитывающий увеличение погрешности ТТ в переходном режиме при

наличии апериодической составляющей тока;

- коэффициент однотипности ТТ;

- максимальное из значений относительных полных погрешностей ТТ сторон

трансформатора в режиме, соответствующем току  ;

- номинальный первичный ток стороны ВН;

- относительные погрешности, обусловленные регулированием напряжения

на сторонах защищаемого трансформатора;

= 5% - относительная погрешность цифрового выравнивания токов плеч.

Коэффициент торможения на третьем участке тормозной характеристики:

где  - уставка срабатывания ДТО группы чувствительных уставок;

- ток срабатывание ДЗТ при токе торможения 1,5;

- ток торможения, соответствующий максимальному току внешнего КЗ;

- ток торможения, соответствующий второму излому характеристики торможения.

Проверка чувствительности дифференциальной токовой защиты

Для проверки чувствительности ДЗТ используется минимальное относительное

значение периодической составляющей тока двухфазного КЗ на стороне НН (точка К2

на рисунке 1) 

Рассчитаем коэффициент чувствительности ДЗТ при металлическом КЗ:

где  - минимальное значение периодической составляющей тока КЗ

защищаемой зоне, приведённое к стороне ВН;

- максимальное из значений относительных полных погрешностей ТТ сторон

трансформатора в режиме, соответствующем току ;

- уставка начального тока срабатывания ДЗТ;

- номинальный первичный ток стороны ВН.

Выбор уставок сигнализации небаланса

В качестве максимального рабочего тока примем значение номинального тока

трансформатора. Рассчитаем относительный расчётный ток небаланса:

где  - коэффициент, учитывающий переходный режим (принято отсутствие

апериодической составляющей тока в нагрузочном режиме);

- коэффициент однотипности ТТ;

- максимальное из значений относительных полных погрешностей ТТ

сторон трансформатора в режиме, соответствующем  ;

- относительные погрешности, обусловленные регулированием напряжения

на сторонах защищаемого трансформатора;

=5% - относительная погрешность цифрового выравнивания токов плеч.

Рассчитаем уставку сигнализации небаланса:

где  - коэффициент отстройки, учитывающий погрешность расчёта и необходимый

запас.

В соответствии с руководством по эксплуатации блока БМРЗ уставка сигнализации

небаланса   должна быть задана коэффициентом, равным отношению  к уставке начального тока срабатывания ДЗТ:

где   - уставка сигнализации небаланса;

- уставка начального тока срабатывания ДЗТ.

Выбор уставок блокировки ДЗТ при возникновении БТН

Уставку ИПБ  рекомендуется принимать равной 0.15.

Уставку по времени ограничения длительности перекрёстного режима блокирования

Тпб рекомендуется принять равной 1 с.

Рисунок 9.2 Характеристика срабатывания дифференциальной защиты.

Таблица 9.1 – Результаты расчета установок дифференциальных защит трансформаторов

Параметр	Трансформатор Т1, Т2
Номинальная мощность, ВА	25000
Погрешность ПБВ	0,05
	300/5
	2000/5
Базисные токи сторон
Ток небаланса
Начальный ток срабатывания
Ток начала торможения	1
Номинальный ток нагрузки, А
Ток торможения блокировки
Максимальный сквозной ток
Дифференциальный ток
Тормозной ток

Продолжение таблицы 9.1

Коэффициент торможения
Коэффициент чувствительности
Ток срабатывания ДТО

Для трансформаторов мощностью 6,3 тыс. кВА и выше установка газовой защиты обязательна. Для трансформаторов мощностью от 1000 до 4000 кВА она обязательна только при отсутствии дифференциальной или максимально-токовой защиты с выдержкой времени 0,5—1 с. Для трансформаторов мощностью 400 кВА и выше, устанавливаемых внутри цеха, газовая защита обязательна.

Исходя из того, что на подстанции установлены трансформаторы ТРДН – 25000/110/10, устанавливаю газовую защиту, в виде газового реле типа ПГ-22.

2. Расчет релейной защиты отходящих линий 10 кВ

Расчеты рабочих уставок максимальной токовой защиты линий (МТЗ)

Отстройка от максимальных токов нагрузки СВВ-10 кВ:

(9.20)

где - коэффициент запаса, учитывающий погрешность реле, неточности расчета, принимаем =1,1;

- коэффициент возврата реле, для «Сириус» = 0,96;

- коэффициент самозапуска, учитывает возможность увеличения тока в защищаемой линии вследствие самозапуска электродвигателей при восстановлении напряжения после отключения К.З.;

- максимальный ток в линии в нормальном режиме.

Принятое значение уставки

Проверка чувствительности

(9.21)

Выдержка времени:

8

(9.22)

Отстройка от максимальных токов нагрузки ВВ-10 кВ 1Т, 2Т:

(9.23)

Принятое значение установки

Проверка чувствительности

(9.24)

Выдержка времени:

(9.25)

На одиночных линиях, согласно ПУЭ, с односторонним питанием от многофазных замыканий должна устанавливаться защита: первая ступень – токовая отсечка, вторая ступень – МТЗ с независимой или зависимой выдержкой времени.

Защиту кабельных линий выполним при помощи блоков «Сириус-2Л»

На линиях 10 кВ двухступенчатая защита: отсечка и МТЗ.

Токовая отсечка:

(9.26)

где – коэффициент надежности, k_н =1,15;

– максимальный ток трехфазного короткого замыкания в конце защищаемой линии.

Чувствительность защиты считается достаточной, если при К.З. в конце защищаемого участка К_ч>1,5 , а при К.З. в конце резервируемого участка >1,2 Коэффициент чувствительности защиты:

(9.27)

где – минимальный ток короткого замыкания в месте установки токовой отсечки;

Ток срабатывания реле определяется из выражения:

(9.28)

где - коэффициент трансформации трансформатора тока;

- коэффициент схемы, зависит от способа соединения трансформаторов тока и имеет значения 1 - при соединении в полную и неполную звезду и - при включении реле на разность токов двух фаз.

Избирательность защиты обеспечивается выбором выдержки времени по условию:

8

(9.29)

где – время срабатывания защиты предыдущей ступени. В нашем случае это время перегорания плавких вставок предохранителей в конце линий 10 кВ. Примем время срабатывания плавких вставок _.= 0,5 с.

– ступень селективности, в расчетах принимается равной 0,6-1с – для защит с ограниченной зависимостью от тока К.З. характеристикой времени срабатывания и 0,2-0,6с – для защит с независимой характеристикой времени срабатывания.

Замыкание на землю одной фазы в сетях с изолированной нейтралью не является К.З. Поэтому защиту выполняют действующей на сигнал и только когда это необходимо по требованиям безопасности, действующей на отключение.

Рассчитаем установки линий 10 кВ.

Ток срабатывания отсечки:

I_с.о. = 1,1  540=598 А,

где I_мтз1, I_мтз2 – токи срабатывания МТЗ для линий мощностью 1 МВ·А и 0,5 МВ·А соответственно.

Коэффициент чувствительности защиты:

1,2.

Ток срабатывания реле отсечки:

A.

Время срабатывания МТЗ:

t_с.з.=0,5+0,2=0,7 c.

Расчетные данные установок вводятся в блок «Сириус» с встроенной клавиатуры.

2. Расчет релейной защиты отходящих линий 110 кВ

Расчеты рабочих уставок максимальной токовой защиты линий (МТЗ)

Отстройка от максимальных токов нагрузки СВВ-110 кВ:

(9.30)

где - коэффициент запаса, учитывающий погрешность реле, неточности расчета, принимаем =1,1;

- коэффициент возврата реле, для «Сириус» = 0,96;

- коэффициент самозапуска, учитывает возможность увеличения тока в защищаемой линии вследствие самозапуска электродвигателей при восстановлении напряжения после отключения К.З.;

- максимальный ток в линии в нормальном режиме.

Принятое значение уставки

Проверка чувствительности

(9.31)

Выдержка времени:

8

(9.32)

Отстройка от максимальных токов нагрузки ВВ-110 кВ 1Т, 2Т:

(9.33)

Принятое значение установки

Проверка чувствительности

(9.34)

Выдержка времени:

(9.35)

На одиночных линиях, согласно ПУЭ, с односторонним питанием от многофазных замыканий должна устанавливаться защита: первая ступень – токовая отсечка, вторая ступень – МТЗ с независимой или зависимой выдержкой времени.

Защиту кабельных линий выполним при помощи блоков «Сириус-2Л»

На линиях 110 кВ двухступенчатая защита: отсечка и МТЗ.

Токовая отсечка:

(9.36)

где – коэффициент надежности, k_н =1,15;

– максимальный ток трехфазного короткого замыкания в конце защищаемой линии.

Чувствительность защиты считается достаточной, если при К.З. в конце защищаемого участка К_ч>1,5 , а при К.З. в конце резервируемого участка >1,2 Коэффициент чувствительности защиты:

(9.37)

где – минимальный ток двухфазного короткого замыкания в конце защищаемой линии;

Ток срабатывания реле определяется из выражения:

(9.38)

где - коэффициент трансформации трансформатора тока;

- коэффициент схемы, зависит от способа соединения трансформаторов тока и имеет значения 1 - при соединении в полную и неполную звезду и - при включении реле на разность токов двух фаз.

Избирательность защиты обеспечивается выбором выдержки времени по условию:

8

(9.39)

где – время срабатывания защиты предыдущей ступени. В нашем случае это время перегорания плавких вставок предохранителей в конце линий 110 кВ. Примем время срабатывания плавких вставок _.= 0,5 с.

– ступень селективности, в расчетах принимается равной 0,6-1с – для защит с ограниченной зависимостью от тока К.З. характеристикой времени срабатывания и 0,2-0,6с – для защит с независимой характеристикой времени срабатывания.

Замыкание на землю одной фазы в сетях с изолированной нейтралью не является К.З. Поэтому защиту выполняют действующей на сигнал и только когда это необходимо по требованиям безопасности, действующей на отключение.

Рассчитаем установки линий 110 кВ.

Ток срабатывания отсечки:

I_с.о. = 1,1  386=424 А,

где I_мтз1, I_мтз2 – токи срабатывания МТЗ для линий мощностью 1 МВ·А и 0,5 МВ·А соответственно.

Коэффициент чувствительности защиты:

1,2.

Ток срабатывания реле отсечки:

A.

Время срабатывания МТЗ:

t_с.з.=0,5+0,2=0,7 c.

Расчетные данные установок вводятся в блок «Сириус» с встроенной клавиатуры.