49616

Расчет релейной защиты элемента электроэнергетической сети

Курсовая

Энергетика

Чебоксары 2009 год Задание Выполнить расчет релейной защиты элемента электроэнергетической сети: выбрать тип и основные параметры элемента защиты марка провода тип опор длина схему прилегающей сети и режим его работы; рассчитать основную или резервную защиту элемента сети: рассчитать схему замещения элемента сети; выбрать реле защиты и схему его включения; рассчитать основные режимы короткого замыкания; рассчитать уставки защиты; выполнить расчет чувствительности защиты; сделать выводы по расчету; нарисовать схему...

Русский

2014-01-04

662 KB

26 чел.

Министерство образования и науки

Российской Федерации

Федеральное агентство по образованию

Федеральное государственное образовательное учреждение

Высшего профессионального образования

«Чувашский государственный университет имени И.Н.Ульянова»

Электроэнергетический факультет

Кафедра теоретических основ электротехники

Курсовая работа

Продольная дифференциальная защита линии

на базе терминала ТОР 200-ДЗЛ фирмы «ИЦ Бреслер»

Выполнил:

студент группы ЭЭ-22-05

Кондратьева Е.В.

Руководитель проекта:

 старший преподаватель

 к.т.н. Подшивалин А.Н.

Чебоксары 2009 год


Задание

Выполнить расчет релейной защиты элемента электроэнергетической сети:

  1.  выбрать тип и основные параметры элемента защиты (марка провода, тип опор, длина, схему прилегающей сети) и режим его работы;
  2.  рассчитать основную или резервную защиту элемента сети:
  3.  рассчитать схему замещения элемента сети;
  4.  выбрать реле защиты и схему его включения;
  5.  рассчитать основные режимы короткого замыкания;
  6.  рассчитать уставки защиты;
  7.  выполнить расчет чувствительности защиты;
  8.  сделать выводы по расчету;
  9.  нарисовать схему включения защиты на формате А1.

Заданный элемент сети – линия электропередачи (ЛЭП).


Содержание


Введение

Комплектные устройства защиты и автоматики ТОР 200-ДЗЛ предназначены для выполнения основной продольной дифференциальной защиты линий 6-220 кВ, измерения, сигнализации, регистрации, осциллографирования параметров нормального и аварийного режима.

Устройство содержит комплект основной продольной дифференциальной защиты линии, резервных защит; предназначено для отключения при междуфазных КЗ на линии в сетях 6-35-220 кВ с изолированной или резонансно-заземленной нейтралью, а в сетях с заземленной нейтралью защита реагирует и на однофазные повреждения.

Дифференциальная защита линии использует токи каждой из фаз с обеих сторон линии и обеспечивает селективное отключение при различных видах КЗ. Обеспечена отстройка от режимов внешнего короткого замыкания или пуска/самозапуска двигателя с большим сквозным током. В составе дифференциальной защиты выполняется цифровое выравнивание токов плеч.

Устройство защит типа «ТОР 200-ДЗЛ» содержит следующие функции защит:

– продольная дифференциальная токовая защита;

– трехступенчатая ненаправленная максимальная токовая защита;

 защита по току обратной последовательности от несимметричного режима работы нагрузки;

– организация цепей блокировки ЛЗШ.

Достоинствами дифференциальной защиты, считается быстрота и селективность при КЗ на ЛЭП, ограниченной трансформаторами тока. Характеристика срабатывания выполнена зависимой, т.е. с увеличением тока в фазе значение дифференциального тока, достаточного для срабатывания защиты, увеличивается пропорционально полусумме токов фаз (тормозной ток). Такая характеристика обеспечивает надежное срабатывание при КЗ в зоне и несрабатывание при внешних КЗ и при значительных сквозных токах нормального режима. Недостатком защиты может являться то, что при уставках менее номинального тока линии обрыв токовых цепей приводит к отключению защищаемого присоединения.

Принцип работы дифференциальной защиты заключается в следующем: она должна работать при КЗ на защищаемой линии, и не должна – при внешнем КЗ. Это достигается особым выполнением схемы защиты. На рисунке 1 показано действие дифференциальной защиты линии.

При КЗ на линии, ток в реле равен разности вторичных токов:

                                                                                                                          (1)

Если , то реле срабатывает и отключает линию.

Рисунок 1 – Действие дифференциальной защиты линии:

а – внешнее КЗ; б – КЗ на линии.

Особенности дифференциальной защиты выбранного терминала будут рассмотрены ниже.

 Выбор схемы сети

Для выбранного элемента сети, ЛЭП, составим исходную схему (рисунок 1.1),

Рисунок 1.1 – Исходная схема

Зададим исходные данные для дальнейших расчетов (Табл.1.1).

Таблица 1.1 – Параметры элементов сети

Обозначение на схеме

Элемент сети

Данные, необходимые для расчета

Г

ТВФ -120-2YЗ

; ; ; ; ; .

Т

Трансформатор

ТДЦ-125000/220

; ; ; ; .

Л

Линия

Провод: ; , ; .

Опора: ПБ-220-1; ; ; ; ; .

С

Система

; ,

  1.   Расчет параметров схемы замещения исследуемой сети

Выразим все величины, входящие в схему замещения, в относительных единицах при выбранных базисных условиях.

За базисные условия принимаем параметры генератора:

; ; .

  1.  Расчет параметров схемы замещения линии электропередач (ЛЭП)

;

;

;

;

;

;

.

  1.  Расчет параметров схемы замещения трансформатора

;

;

;

  1.  Расчет параметров схемы замещения генератора

Рассчитаем ЭДС генератора при номинальном режиме работы:

;

Рассчитаем сверхпереходную ЭДС генератора при номинальном режиме работы:

;

  1.  Расчет параметров схемы замещения системы

Приведем сопротивление системы к базисным условиям:

;

.

  1.    Расчет токов

Произведем расчет максимального нагрузочного тока и токов КЗ в максимальном и минимальном режиме.

  1.  Расчет максимального нагрузочного тока

.

  1.  Расчет тока внешнего трехфазного КЗ за спиной

Составим схему замещения для расчета тока КЗ (рис 3.1) в номинальном режиме:

Рисунок 3.1 – Схема замещения в максимальном режиме

  1.  Расчет тока внешнего трехфазного КЗ впереди

Рисунок 3.3 – Схема замещения в номинальном (максимальном) режиме

,

.

  1.  Расчет тока однофазного КЗ в середине линии в минимальном режиме

Для минимального режима принимаем ЭДС генератора и системы на 5%.

Рисунок 3.6 – Схема замещения в минимальном режиме

,

.

  1.  Расчет тока двухфазного КЗ на землю в середине линии в минимальном режиме

,

.

  1.  Рассчет тока междуфазного КЗ в середине линии в минимальном режиме

,

.

  1.   Выбор уставок дифференциальной защиты линии

Продольная дифференциальная защита линии включает в себя дифференциальный орган с торможением.

Токи, необходимые для расчета уставок, и сами уставки в данном разделе следует рассчитывать в относительных единицах, т.е. в долях от номинального тока входа терминала. Для задания в терминале значений уставок, полученных по приведенным в данном разделе рекомендациям, необходимо токи, полученные в относительных единицах, умножить на 100 %.

  1.  Выбор уставок дифференциального органа с торможением

Продольную дифференциальную защиту линий необходимо отстраивать от максимального тока небаланса. Отстройка от токов небаланса производится, как правило, за счет выбора уставок тормозной характеристики (ТХ).

Тормозная характеристика состоит из трех участков (см. рисунок ):

– участок 1 – горизонтальный с величиной срабатывания по дифференциальному току, равной Iдиф,н. От 0 до тормозного тока, равного Iизл1;

– участок 2 – первый наклонный участок. Имеет регулируемый наклон с коэффициентом торможения Kторм1. От тормозного тока Iизл1 до Iизл2;

– участок 3 – второй наклонный участок. Имеет регулируемый наклон с коэффициентом торможения Kторм2. От тормозного тока Iизл2.

Тормозной ток Iторм формируется как полусумма токов плеч, а дифференциальный ток Iдиф – как разность токов плеч.

Рисунок 3. – Тормозная характеристика продольной дифференциальной защиты линии

Коэффициент торможения наклонного участка определяется выражением

,

где ΔIдиф  приращение дифференциального тока на границе срабатывания, о.е.;

 ΔIторм  приращение тормозного тока на границе срабатывания, о.е.

Уставки характеристики отстраиваются от тока небаланса. Относительный ток небаланса в общем виде может быть определен как сумма двух составляющих, которые обусловлены погрешностями трансформаторов тока и погрешностью выравнивания токов плеч в терминале защиты:

, (.)

,

,

где I'нб.расч  составляющая тока небаланса, обусловленная погрешностью ТТ, о.е;

 kодн – коэффициент однотипности трансформаторов тока. Для защиты «Бреслер» рекомендуется во всех рассматриваемых режимах с запасом принимать коэффициент однотипности равным 1.0, о.е;

 kпер – коэффициент, учитывающий переходный режим (наличие апериодической составляющей тока), о.е;

 ε* – относительное значение полной погрешности трансформаторов тока, о.е. Рекомендуется во всех случаях с запасом принимать величину ε равной 0.1;

 I''нб.расч  составляющая тока небаланса, обусловленная погрешностью выравнивания токов плеч в терминале защиты, о.е;

fвыр – относительная погрешность выравнивания токов плеч в терминале защиты, о.е.

 Iрасч* – относительный ток в режиме, для которого производится расчет небаланса, о.е.

Первую точку излома характеристики (Iизл1 на рис. 3.1) срабатывания ДЗЛ рекомендуется принимать равной относительному максимальному рабочему току:

Iизл1* = Iраб,макс*=0,38 (о.е.),

где Iраб,макс* = Iраб,макс/(Kтр,тт,n·Iном,птт,n ) = 115,4/(300/5*5)– относительный рабочий максимальный ток, о.е.;

 Iраб,макс = 115,4 – максимальный рабочий ток в линии, А;

 Kтр,тт,n = 300/5  коэффициент трансформации трансформатора тока (ТТ), установленного в конце n линии, А/А;

 Iном,птт,n =5 – номинальный ток ответвления токового входа терминала, к которому производится подключение вторичных токовых цепей ТТ, А.

Минимальный дифференциальный ток срабатывания выбирается по условию отстройки от тока небаланса в нормальном режиме работы:

, (.)

где kотс = 1,5 – коэффициент отстройки, учитывающий ошибки расчета и необходимый запас, о.е.;

 – расчетный ток небаланса, определяемый по формуле () для режима, соответствующего началу торможения. При этом коэффициент переходного режима kпер рекомендуется принимать равным 1,0 о.е., а относительный ток в нормальном режиме равен тормозному току в конце первого участка Iрасч* = Iизл1.

Уставку минимального тока срабатывания ДЗЛ рекомендуется принимать равной не менее 0,5·Iном,птт,n, поэтому принимаем  равным 0,5 о.е.

Полная погрешность трансформаторов тока ε в установившемся режиме не должна превышать 10 % при максимальном токе внешнего КЗ (или при максимальном сквозном токе).

Вторую точку излома характеристики (точка Iизл2 на рис. 3.1) срабатывания ДЗЛ рекомендуется принимать равной относительному максимальному сквозному току внешнего КЗ:

Iизл2* = Iскв,аз,внеш,макс* = 12.92 (о.е.),

где Iскв,аз,внеш,макс* Iскв,аз,внеш,макс/(Kтр,тт,n·Iном,птт,n ) = 3875/(300/5•5) = 12.9167  относительный максимальный сквозной ток внешнего КЗ, о.е.;

 Iскв,аз,внеш,макс =3875 – максимальный сквозной ток внешнего КЗ, А;

 Kтр,тт,n = 300/5  коэффициент трансформации трансформатора тока (ТТ), установленного в конце n линии, А/А;

 Iном,птт,n = 5 – номинальный ток ответвления токового входа терминала, к которому производится подключение вторичных токовых цепей ТТ, А.

Так как максимально допустимое значение второй точки излома Iизл2* равно 1000%, то мы выбираем уставку второй точки излома равной 1000 %.

Коэффициент торможения первого наклонного участка рекомендуется рассчитывать по выражению:

, (.3)

где Iдиф.расч* ≥ kотс·Iнб.расч* =1.3•10 = 13 – относительный расчетный дифференциальный ток срабатывания при расчетном внешнем КЗ, о.е.;

Примечание – За расчетное внешнее КЗ принимают трехфазное КЗ. Следует рассматривать как КЗ на шинах следующего элемента сети, так и КЗ за спиной.

 kотс = 1.3 – коэффициент отстройки, о.е.;

 Iнб.расч* = 12.92  ток, определяемый по формуле () для режима внешнего КЗ. При этом коэффициент переходного режима kпер рекомендуется принимать равным 2,0 – 2,5, а за относительный расчетный ток принимается уставка второй точки излома характеристики срабатывания ДЗЛ Iрасч* = Iизл2.

 Iдиф.н* = 0.5 – уставка минимального дифференциального тока срабатывания, о.е.;

 Iизл2* = 12.92 и Iизл1* = 0.38 – уставки второй и первой точки излома характеристики срабатывания ДЗЛ, о.е.

Для задания в файле уставок полученное значение коэффициента торможения надо умножить на 100 %.

.

Коэффициент торможения второго наклонного участка рекомендуется принимать равным коэффициенту торможения первого наклонного участка .

Уставку сигнализации о высоком дифференциальном токе в линии при неисправности токовых цепей рекомендуется принимать равной 50 %.

Коэффициент чувствительности защиты определяется по формуле:

,

где Iр,мин = 0.0412 – минимальное значение тока в реле при КЗ расчетного вида в расчетной точке, А;

Примечание – За расчетное КЗ принимают внутреннее междуфазное КЗ. Расчетную точку следует выбирать исходя из параметров систем.

 Iс,р = 0.0246 – ток срабатывания в той точке тормозной характеристики, которая соответствует расчетному режиму КЗ, А.

Коэффициент чувствительности должен быть не менее 1.5 ÷ 2.0

Уставки связи дифференциальной защиты линии, допустимое время задержки сигналов в линии связи основного канала и допустимое время задержки сигналов в линии связи резервного канала рекомендуется выбирать равными 5 мс.

Для цифрового выравнивания применяется коэффициент согласования, используемый для уменьшения дифференциального тока, вызванного неравенством коэффициентов трансформации ТТ, принимаем рекомендуемое значение, равное 1.

  1.   Выбор уставок и проверка чувствительности максимальной токовой защиты МТЗ

Максимальная токовая защита (МТЗ) используется в качестве резервной защиты к основной ДЗЛ.

Уставки всех измерительных органов рассчитываются в первичных величинах. Для ввода в файл уставок и в терминал используют вторичные величины, полученные по выражению:

, ()

где Iс,з – ток срабатывания защиты, А;

 kсх – коэффициент схемы, о.е.; при схеме токовых цепей «звезда» или неполная звезда kсх = 1 о.е., при включении на разность токов фаз «треугольник» kсх = 1,73 о.е.;

kТТ – коэффициент трансформации ТТ, о.е.

  1.  Выбор уставок и проверка чувствительности измерительных органов первой ступени ненаправленной МТЗ (токовая отсечка)

Токовая отсечка предназначена для быстрого отключения защищаемой линии при КЗ. О выполнена быстродействующей (от 40 до 55 мс – учитывает время действия измерительного органа и выходного реле), при выборе уставок следует учитывать эту особенность.

Ток срабатывания защиты для КЛ, ВЛ определяется по условию отстройки от тока КЗ в конце защищаемого участка по выражению:

,

где kотс = 1,1 – коэффициент отстройки, о.е;

 Iк,макс = 3875 – максимальный ток КЗ в конце защищаемого участка, А.

Уставка в устройстве задается во вторичных величинах, амперах. Для этого выбранное значение уставки Iс.з1 пересчитываем по выражению ():

.

Полученное значение уставки токовой отсечки выходит за рамки максимально возможного выставляемого диапазона, поэтому нет смысла в ее использовании.

  1.  Выбор уставок и проверка чувствительности второй ступени ненаправленной МТЗ

Ток срабатывания защиты второй ступени выбирается по условию согласование с защитой последующего элемента:

,

где kотс = 1,2 – коэффициент отстройки, учитывающий погрешность реле по току срабатывания, о.е.;

 kток = 0,7 – коэффициент токораспределения, о.е.; при одном источнике питания равен kток = 1 о.е.

 Iс.з2.(n+1) = 3000 – ток срабатывания защиты последующего элемента, А.

Уставка в устройстве задается во вторичных величинах, амперах. Для этого выбранное значение уставки Iс.з1 пересчитываем по выражению ():

.

Полученное значение уставки токовой отсечки выходит за рамки максимально возможного выставляемого диапазона, поэтому нет смысла в ее использовании.

  1.  Выбор уставок и проверка чувствительности третьей ступени ненаправленной МТЗ

Третья ступень ненаправленной МТЗ предназначена для использования в качестве защиты от перегрузки.

Ток срабатывания наиболее чувствительной третьей ступени выбирается по условию отстройки от токов перегрузки по выражению:

,

где kотс = 1,1 – коэффициент отстройки, о.е.;

 Iраб.макс = 115,4 – максимальный рабочий ток с учетом тока самозапуска двигателей и увеличения нагрузки при питании второй секции после АВР, А;

 kв = 0,9 – коэффициент возврата, о.е.;

Примечание – Коэффициент возврата задается в списке уставок, рекомендованное значение для большинства случаев равно 0,9; уставка в устройстве обозначается «Квозвр» и задается в относительных единицах.

Уставка в устройстве задается во вторичных величинах, амперах. Для этого выбранное значение уставки Iс.з1 пересчитываем по выражению ():

.

Согласно [7] коэффициент чувствительности определяется по формуле:

,

где Iк.мин = 794 – минимальное значение тока в месте установки защиты при расчетном виде КЗ, А.

Коэффициент чувствительности должен быть не менее 1,5 при выполнении МТЗ функций основной защиты шин и не менее 1,2 при выполнении функций резервирования.

  1.   Выводы

В данной работе были произведены расчеты дифференциальной защиты терминала ТОР 200-ДЗЛ фирмы “ООО ИЦ Бреслер” для ЛЭП 220 кВ. По полученным данным можно сделать вывод, что эту защиту можно устанавливать на заданный объект, потому что все рассчитанные уставки и коэффициент чувствительности соответствуют диапазонам, приведенным в рекомендациях. Все рассчитанные уставки сведены в таблицу 4.1 и построена тормозная характеристика (рисунок 4.1)

Таблица 4.1 – Список рассчитанных уставок и коэффициентов чувствительности

Название уставки и Кч

Рассчитанное значение

Диапазон

Iдиф,н, о.е.

0.50

20.00 150.00

Kторм1, %

129.93

20.00 150.00

Kторм2, % от Iтерм

129.93

100.00 150.00

Iизл1*

0.50

0.00 100.00

Iизл2*

10.00

10.00 1000.00

Iдиф,сигн

50

20 150

Kсогл

1

0,40 2,50

Тосн

5

0,1 – 20,0

Трезерв

5

0,1 – 20,0

Примечание  Где Iтерм – номинальный ток входа терминала.

Рисунок 4.1 – Тормозная характеристика


Список литературы

  1.  Рекомендации по применению и выбору уставок функции дифференциальной защиты линии терминала ТОР 200-ДЗЛ.
    1.  Идельчик В.И., Электрические системы и сети. – М.: Энергоатомиздат, 1989.
    2.  Королев Е.П., Либерзон Э.М., Расчеты допустимых нагрузок в токовых цепях релейной защиты. – М.: Энергия, 1980.
    3.  Неклепаев Б.Н., Крючков И.П., Электрическая часть электростанций и подстанций. – М.: Энергоатомиздат, 1989.
    4.  Федосеев А.М., Релейная защита электроэнергетических систем. – М.: Энергия, 1976.
    5.  Чернобровов Н.В., Семенов В.А., Релейная защита электроэнергетических систем. – М.: Энергоатомиздат, 1998.
    6.  Правила устройства электроустановок /Минэнерго СССР.- М.:Энергоатомиздат, 1985.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

65993. ДЕНЕЖНЫЙ РЫНОК И РЫНОК КАПИТАЛОВ РФ 15.69 KB
  Денежный рынок — составная часть финансового рынка, структура, в которую входит предоставление и получение краткосрочных (как правило, до года) кредитов. Такие кредиты берутся для поддержания ликвидности, то есть возможности организаций...
65994. Способы и формы приватизации 34.28 KB
  О приватизации государственного и муниципального имущества под приватизацией государственного и муниципального имущества понимается возмездное отчуждение имущества находящегося в собственности России далее федеральное имущество субъектов России муниципальных образований в собственность физических и или юр.
65995. Эволюция финансовой системы России с царских времен. Проблемы финансовой системы РФ 52.64 KB
  В Древнерусском государстве при реализации финансового хозяйства Законодательство устанавливало в качестве органа осуществляющего функции денежного контроля князя. При этом как следует из исторических документов организация самоуправления и система...
65996. Бюджетный дефицит, его виды 81.16 KB
  Бюджетный дефицит это сумма на которую ежегодные расходы бюджета превосходят его доходы. Бюджетный дефицит и государственный долг тесно взаимосвязаны. Ежегодный дефицит может покрываться либо за счет роста государственного долга либо путем эмиссии денег.
65997. Внешний долг зарубежных стран (Франция, Германия, США, Франция, Япония, Англия) 199.44 KB
  По состоянию на 31 декабря 2009 года внешний долг США брутто составлял 13 триллионов долларов. По состоянию на 16 января 2011 года, долг составил 14 триллионов долларов. По состоянию на 30 декабря 2011 года, долг составил 15 триллионов долларов...
65998. Система инвестиционных рейтингов 23.12 KB
  Появление в России вместо одного и единственного инвестора государства множества самостоятельных хозяйствующих субъектов и потенциальных инвесторов а также приход на российский рынок иностранных инвесторов обусловили потребность в оценках инвестиционной привлекательности регионов России.
65999. Глобализация финансов 37.71 KB
  Глобализация - это процесс всевозрастающего воздействия различных факторов международного значения (например, тесных экономических и политических связей, культурного и информационного обмена) на социальную действительность в отдельных странах.
66000. Региональные финансы омской области 46.5 KB
  Одной из важнейших составных частей финансовой системы государства являются региональные финансы которые охватывают региональные бюджеты административно-территориальных единиц и финансы субъектов хозяйствования используемые для удовлетворения потребностей регионов.
66001. Казначейство: функции, цели и механизм функционирования 20.59 KB
  В России переход к казначейскому исполнению бюджета начался в 1992 г. исполнение бюджета в нашей стране было банковским. Чем отличаются эти две формы исполнения бюджета При банковском исполнении бюджета средства...