проектирование релейной защиты

Принимается максимальная уставка6.5 Проверка чувствительности6.5.1 Первый участок характеристикиПроверку коэффициента чувствительности на первом участке характеристики определяем по формуле:Где – рассчитан в минимальном режиме работы системы;Чувствительность обеспечивается.6.5.2 Второй участок характеристикиПроверку коэффициента чувствительности на втором участке характеристики определяем по формуле:Где – рассчитан в минимальном режиме работы системы; тормозной ток, подводимый к защите при расчетном КЗ с учетом нагрузки;Чувствительность обеспечивается.6.5.3 Третий участок характеристикиПроверку коэффициента чувствительности на третьем участке характеристики определяем по формуле:Где дифференциальный ток блокировки по основным гармоникам:Чувствительность обеспечивается.6.1Построение характеристики ДЗТДифференциальный ток равен:Тормозной ток равен:График срабатывания является кусочно-заданной функцией:Первый интервал – [0;]Второй интервал – [;]Второй интервал [;]Рисунок 6.1 Характеристика ДЗТ7 Дифференциальная продольная защита генератора7.1. Выбор базисного токаРассчитаем номинальные токи статора 13,8 кВ:Найдем базисный ток по формуле:Где коэффициент схемы, для соединения Y/Y; коэффициент трансформации по току для ТТ;7.1.2 Выбор тока начала торможенияТок начала торможения задается в пределах 0,6 до 1,00 о.е.. Для начала расчета принимается 7.1.3 Расчет начального тока срабатыванияНачальный ток срабатывания ПО дифференциальной защиты при отсутствии торможения выбирается по следующим условиям:- по отстройке от расчетного первичного тока небаланса в режиме, соответствующем началу торможения:Где – коэффициент отстройки, учитывающий погрешность измерительного органа, ошибки расчета и необходимый запас, принимается 1,1 - 1,3;относительный ток небаланса в переходном режиме работы защищаемого трансформатора при малых сквозных токах.Где – коэффициент однотипности ТТ, принимается равным 1; коэффициент переходного режима, принимается равным 2; допустимая погрешность ТТ, равна 0,1;относительная погрешность, обусловленная наличием РПН. Ввиду его отсутствия принимается равным 0;относительная погрешность выравнивания токов плеч, для МТ равна 0,02; – полная относительная погрешность выравнивания внешнего трансформатора, принимается равной 0.Принимается уставка7.1.4 Расчет тока торможения блокировкиНайдем ток торможения блокировки по формуле:Где коэффициент отстройки, принимается равным 1,1;коэффициент предельной нагрузкиnпринимается равным 1,5; относительный номинальный ток.Принимается уставка.7.1.5 Расчет коэффициента торможенияВыбор коэффициента торможения по условию отстройки от тока небаланса в переходном режиме при внешнем КЗ:Где – коэффициент отстройки, учитывающий погрешность измерительного органа, ошибки расчета и необходимый запас, принимается 1,1 - 1,3;принятое значение минимального тока срабатывания; принятое значение тока начала торможения; расчетный ток небаланса, вызванный протеканием по защищаемому трансформатору сквозного тока;Где – коэффициент однотипности ТТ, принимается равным 1; коэффициент переходного режима, принимается равным 2; допустимая погрешность ТТ, равна 0,1;относительная погрешность, обусловленная наличием РПН. Ввиду его отсутствия принимается равным 0;относительная погрешность выравнивания токов плеч, для МТ равна 0,02; – полная относительная погрешность выравнивания внешнего трансформатора, принимается равной 0; максимальное значение тока, равное току КЗ, приведенное к базисному току стороны внешнего КЗ. расчетный тормозной ток.Где в проектных расчетах принимают равным 10-20º.Принимаем уставку.7.1.6 Выбор уставок срабатывания блокировки по второй гармоникеСогласно рекомендаций заводов изготовителей терминалов принимаем 7.1.7 Выбор уставок срабатывания дифференциальной отсечкиТок срабатывания дифференциальной отсечки выбирается по условию:Отстройки от броска тока намагничивания силового трансформатора Отстройки от максимального первичного тока небаланса при переходном режиме:Где – коэффициент однотипности ТТ, принимается равным 1; коэффициент переходного режима, принимается равным 2; допустимая погрешность ТТ, равна 0,1;относительная погрешность, обусловленная наличием РПН. Ввиду его отсутствия принимается равным 0;относительная погрешность выравнивания токов плеч, для МТ равна 0,02; – полная относительная погрешность выравнивания внешнего трансформатора, принимается равной 0; максимальное значение тока, равное току КЗ, приведенное к базисному току стороны внешнего КЗ.Принимается максимальная уставка7.1.8 Проверка чувствительностиПроверка коэффициента чувствительности в нормальном режиме определяем по формуле:Где – рассчитан в минимальном режиме работы системы; тормозной ток, подводимый к защите при расчетном КЗ с учетом нагрузки;Чувствительность обеспечивается.ЗаключениеВ ходе проектирования релейной защиты указанной сети было выполнено следующее:Написано техническое задание на проектирование релейной защиты.Рассчитаны токи в линиях в нормальной и ремонтных схемах, выбраны сечения проводов ВЛ, марки трансформаторов, рассчитаны токи коротких замыканий на всех шинах подстанций.Выбраны варианты исполнения микропроцессорных комплектов защит для всех линий и электрооборудования подстанций, определены зоны контроля и действия выбранных защит.Рассчитаны параметры срабатывания микропроцессорной дифференциальной токовой защиты шин 110 кВ ПС-ДпроизводстваООО НПП «ЭКРА», приведена информация для АСУ ТП и рассмотрен вопрос оперативных цепей РЗА.К курсовому проекту прилагаются три чертежа в форматах А1:1. Схема расстановки устройств РЗА по сети с указанием зоны действия защит.2. Главная схема подстанции Дсо схемой расстановки устройств РЗиА по трансформаторам тока и напряжения.Список литературы1. Приказ ОАО "ФСК ЕЭС" от 11.04.2007 г. №87 "Об утверждении и введении в действие Единого регламента принятия технических решений при разработке проектно сметной документации для нового строительства и технического перевооружения и реконструкции объектов электросетевого хозяйства".2. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д. Л. Файбисовича. — 4-е изд., перераб. и доп. — М.: ЭНАС, 2012. - 376 с. : ил.3. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 11. Расчеты токов короткого замыкания для релейной защиты и системной автоматики в сетях 110 - 750 кВ. - М.: Энергия, 1979. —152 с. ил.4. СО 153-34.20.122-2006. Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ.5. 16581 тм. «Разработка типовых структурных схем микропроцессорных устройств РЗА на объектах ОАО «ФСК ЕЭС», ООО «Экспертэнерго», Новосибирск 2006г.6. Правила устройства электроустановок (6-е издание, перераб., с изм) 2003г.7. 278.тм «Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кВ».8. СТО 56947007-29.120.70.99-2011Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА подстанционного оборудования производства ООО НПП «ЭКРА»9. ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие техническиеусловия.