9 Расчет релейной защиты

Релейную защиту подстанции выполняем на базе блоков микропроцессорной релейной защиты (БМРЗ), поставляемых

ООО НТЦ «Механотроника» г.Санкт-Петербург. Внешний вид БМРЗ представлен на рис 8.1.

Рисунок 9.1 - Внешний вид БМРЗ

БМРЗ является современным цифровым устройством защиты, управления и противоаварийной автоматики и представляет собой комбинированное многофункциональное устройство, объединяющее различные функции защиты, измерения, контроля, автоматики, местного и дистанционного управления.

БМРЗ обеспечивает следующие эксплуатационные возможности:

• выполнение функций защит, автоматики и управления, определенных “Правилами устройства электроустановок” (ПУЭ);

• сигнализацию срабатывания защит и автоматики, положения коммутационных аппаратов, неисправности БМРЗ;

• задание внутренней конфигурации (ввод защит и автоматики, выбор защитных характеристик, количество ступеней защиты и т. д.) программным способом;

• фиксацию, хранение и отображение аварийных электрических параметров защищаемого объекта для девяти последних аварийных событий с автоматическим обновлением информации;

• осциллографирование аварийных процессов;

• хранение и выдачу информации о количестве и времени пусков и срабатываний защит БМРЗ;

• учет количества отключений выключателя и циклов АПВ;

• пофазный учет токов при аварийных отключениях выключателя;

• контроль и индикацию положения выключателя, а также исправности его цепей управления;

• непрерывный оперативный контроль работоспособности (самодиагностику) в течение всего времени работы;

• получение дискретных сигналов управления и блокировок, выдачу команд управления, аварийной и предупредительной сигнализации;

• двусторонний обмен информацией с АСУ и ПЭВМ по стандартным последовательным каналам связи;

• подключение к импульсным выходам счетчиков электроэнергии для передачи информации в АСУ;

Питание цепей релейной защиты и автоматики (РЗА) осуществляется на постоянном и переменном оперативном токе от аккумуляторной батареи 220 В.

В приложении Е представлена структурная схема релейной защиты подстанции с применением блоков БМРЗ предлагаемых модификаций:

• БМРЗ-КЛ - защита кабельных и воздушных линий;

• БМРЗ-СВ - защита секционных выключателей;

• БМРЗ-ВВ - защита выключателей вводов;

• БМРЗ-ТР - защита трансформаторов

9.1 Расчет релейной защиты отходящих линий

Согласно ПУЭ[с.315], для линий в сетях с изолированной нейтралью, должны быть предусмотрены устройства от многофазных и однофазных замыканий. Защита выполняется одно-, двух-, или трехлинейной в зависимости и надежности.

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

На линиях 35 кВ трехступенчатая защита: отсечка, отсечка с выдержкой времени и МТЗ.

Токовая отсечка:

I_с.о. = k_н I⁽³⁾_к , (9.1)

где k_н – коэффициент надежности, k_н =1,1;

I⁽³⁾_к – максимальный ток трехфазного короткого замыкания в конце защищаемой линии,

Максимальная токовая защита:

(9.2)

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

k_в - коэффициент возврата реле, для БМРЗ k_в = 0,98;

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

I_pmax - максимальный ток в линии в нормальном режиме.

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

, (9.3)

где I⁽²⁾_к,min – минимальный ток двухфазного короткого замыкания в конце защищаемой линии, см табл.3.2;

Ток срабатывания реле определяется из выражения:

, (9.4)

где К_т - коэффициент трансформации трансформатора тока;

k_сх - коэффициент схемы, зависит от способа соединения трансформаторов тока и имеет значения 1 - при соединении в полную и неполную звезду и 3- при включении реле на разность токов двух фаз.

Избирательность защиты обеспечивается выбором выдержки времени по условию:

t_с.з.=t_{с.з.пред}+t , (9.5)

где t_{с.з.пред} – время срабатывания защиты предыдущей ступени. в нашем случае это время перегорания плавких вставок предохранителей в конце линий 10 кВ, или время срабатывания МТЗ трансформаторов 35/10 кВ в конце линий 35 кВ. Примем время срабатывания плавких вставок t_пл.вст.=0,1 с, время срабатывания МТЗ трансформаторов t_{пред.МТЗ}= 1,3-1,6 с

t - ступень избирательности, в расчетах принимается равной 0,6-1с- для защит с ограниченной зависимостью от тока К.З. характеристикой времени срабатывания и 0,3-0,6с- 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. В сетях простой конфигурации допускается применение только общего устройства неизберательной сигнализации, контролирующего состояние изоляции в системе данного напряжения.

Рассчитаем уставки линии 10 кВ ф.Центр-1:

Ток срабатывания отсечки:

I_с.о. = 1.1 3060=3366[А] , (9.6)

Максимальная токовая защита:

[A] , (9.7)

Коэффициент чувствительности защиты:

1.5 (9.8)

Ток срабатывания отсечки :

[A] , (9.9)

Ток срабатывания МТЗ :

[A] , (9.10)

Время срабатывания МТЗ:

t_с.з.=0,7+0,4 [c] . (9.11)

Аналогично рассчитываем уставки остальных линий, результаты расчета сводим в табл 9.1.

Таблица 9.1 Уставки защит линий

Линия	I(3)max А	I(2)min А	Iраб,max А	Iс.о. А	Iс.з. А	Iс.р А	Кт	kч	tмтз с	tотс с
Собственные нужды	920	590	38,67	1012	108,3	5,4	100/5	5,4	2,3	1,8
Нижний склад	1230	720	71,78	1353	200,9	10	100/5	3,6	2,3	1,8
Пихтово	1360	760	63,59	1496	178	8,9	100/5	4,3	2,3	1,8
Талицы	3060	1750	50,7	3366	141,9	3,5	200/5	12,3	0,6	-
Красавино	3060	1750	75,89	3366	227,6	5,7	200/5	7,7	0,6	-
Завод	350	290	7,58	385	22,7	1,1	100/5	12,8	0,6	-
Ломоватка	400	320	7,58	440	22,7	1,1	100/5	14	0,6	-
Глебово	480	490	6,9	528	20,7	1,0	100/5	23,7	0,6	-

Расчетные данные уставок табл. 9.1 вводим в блок БМРЗ с встроенной клавиатуры или через «ноутбук».

9.2 Расчет защиты силовых трансформаторов

В соответствии с ПУЭ, для силового трансформатора 10000 кВА должны выполнятся защиты: дифференциальная токовая и газовая, которые используются в качестве основных защит, максимальная токовая защита (МТЗ), используемая в качестве резервной, и защита от перегрузки с действием на сигнал.

9.2.1. Дифференциальная защита трансформаторов

Дифференциальную защиту трансформатора выполняем на блоке БМРЗ-ДТ. БМРЗ-ДТ имеет грубую (дифференциальная токовая отсечка) и чувствительную ступень защиты (защита с торможением), а также некоторые сервисные функции:

- балансировка плеч дифференциальной защиты;

- осциллографирование аварийных процессов;

- временная диаграмма переходных процессов.

Балансировка плеч защиты выполняется блоком в цифровой форме на основе информации о силовом трансформаторе и высоковольтных трансформаторах тока, вводимой пользователем. в блоке предусмотрены два режима балансировки ручной и с автоматической подстройкой к положению РПН. Отстройка то токов нулевой последовательности на стороне заземленной нейтрали при схеме соединения ТТ «звезда» производится автоматически в цифровой форме.

Проведем расчет дифференциальной защиты с торможением традиционным способом:

1) Определим значения первичных и вторичных токов плеч дифференциальной защиты:

а) Находим первичные номинальные токи трансформатора по формуле:

I_1ном=S_{ном тр}/3U_ном , (9.11)

где S_ном.тр – номинальная мощность трансформатора;

U_ном – номинальное напряжение.

б) Находим вторичные номинальные токи трансформатора по формуле:

I_2ном=I_1номk_сх /k_i , (9.12)

где k_i - коэффициент трансформации ТТ (с учетом возможных перегрузок k_i=150/5 для стороны ВН, k_i=200/5 для стороны СН и k_i=600/5 для стороны НН );

k_сх - коэффициент схемы, показывающий во сколько раз ток в реле защиты больше чем вторичный ток ТТ. Для схем соединения ТТ в звезду k_сх=1, для схем, соединенных в треугольник k_сх=3.

Расчет сводим в таблицу 9.1.

Таблица 9.2 Результаты расчета вторичных токов в плечах защиты

Наименование величины	Численное значение для стороны
	35 кВ	10 кВ
Первичные номинальные токи трансформатора, А	10000/335=165	10000/310=577.4
Коэффициенты трансформации трансформаторов тока, kI	300/5	600/5
Схемы соединения трансформаторов тока		Y
Вторичные токи в плечах защиты, А	16535/300=4.76	577.45/600=4.81

2) Определяем первичный ток срабатывания защиты, максимальное значение которого выбирается из двух условий:

а) условие отстройки от тока небаланса:

I_с.з.  k’_н  I_нб , (9.13)

где I_нб – ток небаланса дифференциальной защиты;

k’_н – коэффициент надежности, принимается равным 1.3;

Составляющие тока небаланса, обусловленная погрешностью ТТ, определяется следующим образом:

I_нб^’=k_аперk_однI_к.макс ; (9.14)

где I_к.макс- периодическая слагающая тока (при t=0) при расчетном внешнем трехфазном КЗ ;

 - полная допустимая погрешность трансформатора тока, =0.1;

k_одн- коэффициент однотипности, принимается равным 1, если на всех сторонах трансформатора имеется не более одного выключателя;

k_апер - коэффициент, учитывающий наличие апериодической составляющей в полном токе КЗ.

Вторая составляющая тока небаланса, обусловленная регулированием напряжения защищаемого трансформатора, определяется по выражению:

I”_нб = U I_к.макс , (9.15)

где U - относительная погрешность, обусловленная регулированием напряжения на сторонах защищаемого трансформатора и принимаемые половине суммарного (полного) диапазона регулирования напряжения на соответствующей стороне, в нашем случае, U= + 16 % .

б) условие отстройки от броска тока намагничивания:

I_с.з. k”_н  I_ном.тр, (9.16)

где I_ном.тр. – номинальный ток защищаемого трансформатора;

k”_н – коэффициент отстройки защиты от броска тока намагничивания, принимается равным 1.1-1.3;

По выражениям (9.13-9.16) определяем ток срабатывания защиты:

за основную сторону принимаем ту, где больше номинальный вторичный ток трансформаторов тока, т.е. сторону 10 кВ,

I’_нб=110.14330 = 433 [А];

I”_нб=433016/100 = 692,8 [А];

I_нб = 433+692,8 = 1125,8.[A].

Отсюда:

I_с.з.1 = 11251,3= 1462,5[А];

I_с.з.2= 577,41,2=692,9[А].

Из двух значений I_с.з. выбираем большее.

9.2.2 Максимальная токовая защита

МТЗ трансформатора служит для защиты от токов внешних КЗ.

Выбор тока срабатывания максимальной защиты определяется по формуле:

где k_н – коэффициент надежности, обеспечивающий надежное несрабатывание защиты путем учета погрешности реле с необходимым запасом, k_н=1,1;

k_сзп – коэффициент самозапуска двигателей нагрузки, k_сзп=1, т.к. защита имеет пуск по напряжению, посредством которого защита отстроена от самозапуска;

k_в – коэффициент возврата реле, для БМРЗ k_в= 0,98.

1,4 – коэффициент допустимой перегрузки;

I_т.ном – номинальный ток трансформатора на соответствующей стороне.

I_с.з.с=1.111.410000/0.98335=259.22 [ А];

I_с.з.н=1.111.410000/0.98310=907.26 [А];

Определим ток уставки БМРЗ :

I_с.р.в=82.4735/100=7.1 [А];

I_с.р.в=259.2235/200=11.2 [А];

I_с.р.в=907.2635/200=39.28 [А];