Релейная защита и автоматика питающей подстанции 35/10 кВ

Релейная защита и автоматика питающей подстанции 35/10 кВ

РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА ПИТАЮЩЕЙ

ПОДСТАНЦИИ 35/10 кВ

ВВЕДЕНИЕ

Значительную часть стоимости подстанций составляет стоимость выключателей на стороне высшего напряжения. В связи с этим все более широкое применение находят подстанции, выполненные по схемам с минимальным количеством выключателей и без них на стороне высшего напряжения. Технико - экономический эффект от применения таких подстанций заключается в возможности отказаться не только от выключателей, но и аккумуляторных батарей и компрессорных установок. Важным фактором является также уменьшение площади участка, занимаемого подстанцией, и, кроме того, резкое сокращение сроков строительства. Одновременно благодаря автоматизации и отказу от постоянного обслуживающего персонала снижаются расходы на эксплуатацию таких подстанций.

В настоящее время наибольшее распространение получили схемы подстанций с использованием комплектов отделитель-короткозамыкатель. Разработаны и применяются схемы, выполненные на основе предохранителей, открытых плавких вставок, комплектов предохранитель - короткозамыкатель, а также схемы без коммутационной аппаратуры на стороне высшего напряжения.

В данном курсовом проекте объектом защиты служит питающая трансформаторная подстанция напряжением 35 кВ. Исходными данными являются схема первичных соединений трансформаторной подстанции, расчетные мощности трансформаторов и отходящих линий, токи короткого замыкания в расчетных точках для максимального и минимального режимов.

Необходимо выбрать, рассчитать, и согласовать между собой защиты вводов, межсекционных выключателей и отходящих линий. Также необходимо принять схему автоматики на подстанции и согласовать её работу с режимом работы электроустановок.

1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Исходная схема электропередачи приведена на рисунке 1.1. Основные сведения по выбранному оборудованию главной понизительной подстанции приведены в таблице 1.1. Все выключатели оборудованы пружинными приводами типа ПП 67. Значения токов короткого замыкания приведены в таблице 1.2.

Рисунок 1.1 - Исходная схема электропередачи

Таблица 1.1 - Основные сведения по выбранному оборудованию ГГП

Таблица 1.2 - Значения токов короткого замыкания

трансформаторный подстанция напряжение электроустановка

2. ЗАЩИТА ВОЗДУШНОЙ ЛИНИИ 10 КВ

Воздушные линии напряжением 10 кВ защищаются от токов КЗ с помощью максимальной токовой защиты и токовой отсечки с действием на отключение и выполняются на реле РТВ и РТМ или РТ-80, реже на реле РТ-40.

Линии 10 кВ должны иметь защиту от замыканий на землю. На воздушной линии 10 кВ защиту от замыканий на землю на каждой линии рекомендуется устанавливать, если ячейки КРУН выполнены с кабельными вводами, имеющими трансформаторы тока нулевой последовательности типа ТЗЛ или ТЗ.

2.1 РАСЧЕТ МАКСИМАЛЬНОЙ ТОКОВОЙ ЗАЩИТЫ ВЛ 10 КВ

Максимальную токовую защиту выполняем на реле РТВ. В конце схемы ВЛ 10 кВ подключен самый мощный трансформатор 10/0,4 кВ мощностью 400 кВА с выбранным номинальным током плавкой вставки Iп.в.ном=50 А предохранителя ПК10.

2.1.1 Ток срабатывания защиты определяем по 2 условиям

а) при отстройке от рабочего максимального тока I^`_cзрасч

б) по условию селективности с более удаленной от источника питания защитой I^``_cзрасч

,

Где Кн, Кз, Кв - коэффициенты надежности, самозапуска и возврата (Кз=1, Кн=1.3 и Кв=0.65 для реле РТВ; Кн=1.2 и Кв=0.8 для РТ85; Кн=1.2 и Кв=0.85 для реле РТ40).

 по таблице 2.1 [2]

Большое значение тока срабатывания принимаем за расчетное.

2.1.2 Ток срабатывания реле

,

Где Ксх - коэффициент схемы ( для схем неполной звезды Ксх=1).

2.1.3 Уставка на реле. Реле РТВ - V привода ПП67

Iу≥Iср, Iу=15 А [2].

2.1.4 Действительный ток срабатывания защиты

.

2.1.5 Коэффициент чувствительности [1]

В этом случае защита чувствительна и ее стоит принять к исполнению.

2.2 РАСЧЕТ ТОКОВОЙ ОТСЕЧКИ ВЛ 10 КВ

Так как воздушная линия построена на железобетонных опорах без применения трубчатых разрядников, токовая отсечка выполнена на реле РТМ.

2.2.1 Ток срабатывания токовой отсечки

Ток срабатывания выбираем по 2 условиям:

а) по условию отстройки от максимального тока КЗ в месте установки ближайшей в ВЛ 10 кВ защиты (у ближайшей ТП 10/0,4 кВ) I^`_{с.о.расч}.

б) по условию отстройки от броска тока намагничивания трансформаторов при включении линии I^``_{с.о.расч} [2].

,

Где Кн - коэффициент надежности (Кн=1.5 для реле РТВ и РТ80; Кн=1.3 для РТ40).

,

Где  - сумма номинальных мощностей ТП 10/0,4 кВ можно принять равной расчетной мощности линии;

Большее значение тока отсечки принимаем за расчетное.

2.2.2 Ток срабатывания реле

.

2.2.3 Ток уставки реле. Выбираем реле РТМ - IV

 Iу=75 А.

2.2.4 Действительный ток срабатывания отсечки

.

2.2.5 Коэффициент чувствительности [1]

Установка токовой отсечки в данном случае целесообразна.

2.3 ЗАЩИТА ОТ ЗАМЫКАНИЙ НА ЗЕМЛЮ ВЛ 10 КВ

В проекте подстанции 35/10 кВ были приняты ячейки КРУН 10 с кабельными вводами, в ячейках установлена защита от замыканий на землю типа ЗЗП [2]. Защита реагирует на токи нулевой последовательности и действует на сигнал. Напряжение срабатывания защиты ЗЗП принято 40 В.

Ток срабатывания защиты [1]

,

Где l_ВЛ∑ и l_КЛ∑ - наименьшая суммарная длина всех электрически связанных воздушных и кабельных линий (отходящих от одной секции шин);

l_ВЛрасч и l_Клрасч - наибольшая суммарная длина защищаемой линии, состоящей из воздушной и кабельной части.

Защита имеет три уставки со следующими пределами срабатывания защиты: первая уставка 0,07…0,35 А, вторая уставка 0,36…1,36 А, третья уставка 1,36 А и выше.

В рассматриваемом примере по Iс.з.расч=1,77 А выбираем третью уставку.

3. ЗАЩИТА КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ 10 КВ

Кабельные линии напряжением 10 кВ защищаются максимальной токовой защитой и токовой отсечкой, действующими на отключение, и защитой от замыканий на землю [1]. Защиту кабельной линии производим на реле РТ85.

3.1 МАКСИМАЛЬНАЯ ТОКОВАЯ ЗАЩИТА КЛ 10 КВ

.1.1 Ток срабатывания защиты определяем по 2 условиям

а) при отстройке от рабочего максимального тока I^`_cзрасч

б) по условию селективности с более удаленной от источника питания защитой I^``_cзрасч

,

Где Кн, Кз, Кв - коэффициенты надежности, самозапуска и возврата (Кз=1, Кн=1.2, и Кв=0.8 для РТ85).

 по таблице 2.1 [2]

Большое значение тока срабатывания принимаем за расчетное.

3.1.2 Ток срабатывания реле

,

Где Ксх - коэффициент схемы ( для схем неполной звезды Ксх=1).

3.1.3 Уставка на реле. Реле РТ85

Iу≥Iср, Iу=7 А

3.1.4 Действительный ток срабатывания защиты

.

3.1.5 Коэффициент чувствительности [1]

В данном случае защиту примем к исполнению.

3.2 РАСЧЕТ ТОКОВОЙ ОТСЕЧКИ КЛ 10 КВ

.2.1 Ток срабатывания токовой отсечки

Ток срабатывания выбираем по 2 условиям:

а) по условию отстройки от максимального тока КЗ в месте установки ближайшей в ВЛ 10 кВ защиты (у ближайшей ТП 10/0,4 кВ) I^`_{с.о.расч}.

б) по условию отстройки от броска тока намагничивапния трансформаторов при включении линии I^``_{с.о.расч} [2]

,

,

Где  - сумма номинальных мощностей ТП 10/0,4 кВ можно принять равной расчетной мощности линии;

Большее значение тока отсечки принимаем за расчетное.

3.2.2 Ток срабатывания реле

.

3.2.3 Определяем расчетную кратность срабатывания токовой отсечки при уставке тока индукционного элемента, равной 7 А

3.2.4 Принятая (действительная) кратность электромагнитного элемента (ТО)

3.2.5 Действительный ток срабатывания ТО

Коэффициент чувствительности

Установка токовой отсечки в данном случае целесообразна.

3.3 ЗАЩИТА ОТ ЗАМЫКАНИЙ НА ЗЕМЛЮ КЛ 10 КВ

Ток срабатывания защиты [1]

,

Где l_ВЛ∑ и l_КЛ∑ - наименьшая суммарная длина всех электрически связанных воздушных и кабельных линий (отходящих от одной секции шин);

l_ВЛрасч и l_Клрасч - наибольшая суммарная длина защищаемой линии, состоящей из воздушной и кабельной части.

Защита имеет три уставки со следующими пределами срабатывания защиты: первая уставка 0,07…0,35 А, вторая уставка 0,36…1,36 А, третья уставка 1,36 А и выше.

По Iс.з.расч=0,34 А выбираем первую уставку защиты ЗЗП.

4. ЗАЩИТА СЕКЦИОННОГО ВЫКЛЮЧАТЕЛЯ 10 КВ

На секционных выключателях, установленных на шинах 10 кВ и 35 кВ, примем максимальную токовую защиту на отключение. Чаще всего максимальные токовые защиты выполняются на реле РТ40 с дешунтированием катушек отключения. Порядок расчета максимальной токовой защиты секционного выключателя 10 кВ аналогичен расчету линий 10 кВ.

4.1 ОПРЕДЕЛИМ ТОК СРАБАТЫВАНИЯ ЗАЩИТЫ ПО 2 УСЛОВИЯМ

а) при отстройке от рабочего максимального тока I^`_cзрасч

б) по условию согласования с защитой линий 10 кВ I^``_cзрасч

,

Где Кн, Кз, Кв - коэффициенты надежности, самозапуска и возврата (Кз=1, Кн=1,2 и Кв=0.85 для реле РТ40).

Где Iс.з.д.наиб - наибольший ток срабатывания из всех защит КЛ и ВЛ, отходящих от подстанций; Iр.ост - рабочий ток остальных линий (кроме той, где наибольший ток срабатывания), отходящих от одной секции шин 10 кВ (определяем простым суммированием токов линий);

Кн.с - коэффициент надежности согласования защит [4].

Большое значение тока срабатывания принимаем за расчетное.

4.2 ТОК СРАБАТЫВАНИЯ РЕЛЕ

,

Где Ксх - коэффициент схемы ( для схем неполной звезды Ксх=1).

4.3 УСТАВКА НА РЕЛЕ РТ40

Iу=9,2 А

4.4 ДЕЙСТВИТЕЛЬНЫЙ ТОК СРАБАТЫВАНИЯ ЗАЩИТЫ

.

4.5 КОЭФФИЦИЕНТ ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТИ В ОСНОВНОЙ ЗОНЕ ЗАЩИТЫ

4.6 КОЭФФИЦИЕНТ ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТИ В РЕЗЕРВНОЙ ЗОНЕ ЗАЩИТЫ

В данном случае защита чувствительна и ее стоит принять к исполнению.

5. ЗАЩИТА ВВОДА В РАСПРЕДУСТРОЙСТВО 10 КВ

Согласно ПУЭ [1], на трехобмоточных трансформаторах максимальная токовая защита на отключение устанавливается со всех трех сторон. Допускается не устанавливать защиту на одной из сторон (чаще всего СН), а выполнять ее со стороны ВН так, чтобы она с меньшей выдержкой времени отключала выключатель с той стороны, на которой защита отсутствует. На двухобмоточных трансформаторах максимальная токовая защита должна устанавливаться со стороны ВН.

На сельских трансформаторных подстанциях часто не удается обойтись без максимальной токовой защиты на вводах 10 и 35 кВ, так как защита трансформатора оказывается нечувствительной в резервной зоне, т.е. она часто не резервирует защиты линий.

Расчет максимальной токовой защиты ввода 10 кВ следует проводить аналогично расчету максимальной токовой защиты секционного выключателя 10 кВ.

5.1 ТОК СРАБАТЫВАНИЯ ЗАЩИТЫ

,

Где Iс.з.д.наиб - наибольший ток срабатывания из всех защит КЛ и ВЛ, отходящих от подстанций;

Iр.maxвл - рабочий ток ВЛ

Iр.maxкл - рабочий ток КЛ

Кн.с - коэффициент надежности согласования защит [4].

Большое значение тока срабатывания принимаем за расчетное.

5.2 ТОК СРАБАТЫВАНИЯ РЕЛЕ

,

Где Ксх - коэффициент схемы ( для схем неполной звезды Ксх=1).

5.3 УСТАВКА ТОКА НА РЕЛЕ РТ40/20

Iу≥Iср, Iу=5,5 А

5.4 ДЕЙСТВИТЕЛЬНЫЙ ТОК СРАБАТЫВАНИЯ ЗАЩИТЫ

.

5.5 КОЭФФИЦИЕНТ ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТИ В ОСНОВНОЙ ЗОНЕ ЗАЩИТЫ

5.6 КОЭФФИЦИЕНТ ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТИ В РЕЗЕРВНОЙ ЗОНЕ ЗАЩИТЫ

Защита не удовлетворяет требованиям чувствительности в резервной зоне и не может быть применена. В этом случае допускается уменьшить ток срабатывания ввода и принять его равным току срабатывания секционного выключателя [2], так как во время работы секционного выключателя 10кВ мала вероятность к.з. на шинах 10 кВ, питающихся через секционный выключатель 10 кВ.

Принимаем

6. ЗАЩИТА ВОЗДУШНОЙ ЛИНИИ 35 КВ

Линии напряжением 35 кВ защищаются чаще всего двуступенчатой токовой защитой (максимальной токовой защитой и токовой отсечкой) на реле РТ 40, действующей на отключение. К воздушной линии 35 кВ подключаются трансформаторы 35/10 кВ, имеющие схему соединения обмоток Y/∆, защита линии должна резервировать максимальную токовую защиту трансформатора, то есть должна быть чувствительна при двухфазном коротком замыкании за трансформатором фаз А и В. К трансформатору тока воздушной линии 35 кВ подключаются счетчики для учета электрической энергии. Поэтому для защиты воздушной линии 35 кВ предусмотрим максимальную токовую защиту и токовую отсечку в двухфазном исполнении.

6.1 РАСЧЕТ МАКСИМАЛЬНОЙ ТОКОВОЙ ЗАЩИТЫ ВЛ 35 КВ

.1.1 Расчетный ток срабатывания защиты

,

6.1.2 Ток срабатывания реле

,

6.1.3 Ток уставки реле РТ 40

Ток уставки реле

Iу≥Iср, Iу=15 А

6.1.4 Действительный ток срабатывания защиты

.

6.1.5 Коэффициент чувствительности

Данную защиту принимаем к исполнению.

6.2 РАСЧЕТ ТОКОВОЙ ОТСЕЧКИ ВЛ 35 КВ

.2.1 Ток срабатывания токовой отсечки

,

6.2.2 Ток срабатывания реле

.

6.2.3 Ток уставки реле РТ 40/100

Iу=52 А

6.2.4 Действительный ток срабатывания защиты

6.2.5 Коэффициент чувствительности

На основании расчета выясняется, что защита чувствительна, принимаем ее к исполнению.

7. ЗАЩИТА СЕКЦИОННОГО ВЫКЛЮЧАТЕЛЯ 35 КВ

Для защиты секционного выключателя 35 кВ принимаем максимальную токовую защиту на отключение. Расчет аналогичен расчету максимальной токовой защиты секционного выключателя 10 кВ. В данном проекте через секционный выключатель 35 кВ питается только одна линия, поэтому ток срабатывания защиты определяется только из условия согласования с максимальной токовой защитой ВЛ 35 кВ.

7.1            ТОК СРАБАТЫВАНИЯ ЗАЩИТЫ

7.2 ТОК СРАБАТЫВАНИЯ РЕЛЕ

,

Где Ксх - коэффициент схемы (для схем неполной звезды Ксх=1).

7.3 УСТАВКА НА РЕЛЕ РТ40/20

Iу=18 А

7.4 ДЕЙСТВИТЕЛЬНЫЙ ТОК СРАБАТЫВАНИЯ ЗАЩИТЫ

.

7.5 КОЭФФИЦИЕНТ ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТИ В ОСНОВНОЙ ЗОНЕ ЗАЩИТЫ

7.6 КОЭФФИЦИЕНТ ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТИ В РЕЗЕРВНОЙ ЗОНЕ ЗАЩИТЫ

В данном случае защита чувствительна и ее стоит принять к исполнению.

8. ЗАЩИТА ВВОДА В РАСПРЕДУСТРОЙСТВО 35 КВ

Если на вводе 35 кВ не устанавливать максимальную токовую защиту, то защита трансформатора оказывается нечувствительной при коротком замыкании в воздушной линии 35 кВ, поэтому на вводе 35 кВ предусматриваем максимальную токовую защиту на реле РТ 40.

8.1 ТОК СРАБАТЫВАНИЯ ЗАЩИТЫ

,

8.2 ТОК СРАБАТЫВАНИЯ РЕЛЕ

,

Где Ксх - коэффициент схемы ( для схем неполной звезды Ксх=1).

8.3 УСТАВКА НА РЕЛЕ РТ40/20

Iу=4,5 А

8.4 ДЕЙСТВИТЕЛЬНЫЙ ТОК СРАБАТЫВАНИЯ ЗАЩИТЫ

.

8.5 КОЭФФИЦИЕНТ ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТИ В ОСНОВНОЙ ЗОНЕ ЗАЩИТЫ

8.6 КОЭФФИЦИЕНТ ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТИ В РЕЗЕРВНОЙ ЗОНЕ ЗАЩИТЫ

В данном случае защита чувствительна и ее стоит принять к исполнению.

9. ПРОВЕРКА ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА НА УСПЕШНУЮ РАБОТУ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ

Для успешной работы релейной защиты необходимо, чтобы погрешность трансформаторов тока не превышала 10 %. Из всех трансформаторов тока, установленных на подстанции, проверим маломощные, но сильно загруженные. Малой мощностью обладают встроенные трансформаторы тока ТВТ 110. К этим трансформаторам подключена дифференциальная защита, максимальная токовая защита на отключение и максимальная токовая защита от перегрузок.

В схемах с дешунтированием катушки отключения проверка трансформаторов тока на 10%-ную погрешность производится до дешунтирования.

9.1 ОПРЕДЕЛЯЕМ КРАТНОСТЬ К10 РАСЧЕТНОГО ТОКА ПО ОТНОШЕНИЮ К ПЕРВИЧНОМУ НОМИНАЛЬНОМУ ТОКУ ТРАНСФОРМАТОРА ТОКА

Для максимальной токовой защиты на отключение

I`расч=1,1·180=200 А,

Для дифференциальной защиты за расчетный ток принимаем максимальный ток при внешнем коротком замыкании, то есть на шинах 35 кВ

9.2 ОПРЕДЕЛЯЕМ ДОПУСТИМУЮ ВТОРИЧНУЮ НАГРУЗКУ ТРАНСФОРМАТОРА ТОКА ZН.ДОП ПО КРИВЫМ ПРЕДЕЛЬНОЙ КРАТНОСТИ [4]

Zн.доп мтз=1,0 Ом,     Zн.доп дз=1,6 Ом.

За расчетное принимаем 1,0 Ом.

9.3 ОПРЕДЕЛЯЕМ ФАКТИЧЕСКУЮ НАГРУЗКУ НА ТРАНСФОРМАТОРЫ ТОКА [6]

Наибольшая фактическая нагрузка на трансформаторы тока, соединенные в треугольник, будет при трех- или двухфазном коротком замыкании на стороне 10 кВ:

,

Где r_К - сопротивление контактных соединений, принимается для всех схем и видов короткого замыкания равным 0,1 Ом;

∑Zр.п. - сопротивление всех реле, включенных в прямой провод;

 Ом;

∑Zр.об - сопротивление всех реле, включенных в обрат-провод (установлена только защита от перегрузок);

 Ом,

Где r_пр - сопротивление соединительных проводов; если длина проводов 10 м, а сечение 2,5 мм², то

 Ом.

Zн.расч=0,48+2·0,02+3·0,125+0,1=0,98 Ом.

Так как Zн.рачс=0,98<Zн.доп=1,0, то трансформаторы тока проходят по 10%-ной погрешности и могут быть использованы для подключения защит, сопротивление реле определяется по потребляемой мощности , которая зависит от установки для реле тока схемы и соединения обмоток для РП-341.

Принимаем:

Z_РТН-565=0,1 Ом; Z_{РП 341}=0,2 Ом; Z_{РВМ 12}=0,16 Ом.

В схеме с дешунтированием катушки отключения проверяем контакты РП-341 на отключающую способность; они могут переключать токи до 150 А. В этом случае определяем максимальный ток, протекающий по катушке отключения, в момент переключения контактов:

.

Схема защиты с РП-341 может быть применена.

10. СОГЛАСОВАНИЕ ЗАЩИТ

Действие максимальных токовых защит должно быть согласовано по времени. Согласование обычно выполняется на графике, на котором все токовременные характеристики защит строятся при одном напряжении в пределах от тока срабатывания до максимального тока короткого замыкания в месте установки защиты.

Таблица 10.1 - Данные расчета МТЗ и ТО

Строим токовременную характеристику плавкой вставки наиболее мощного трансформатора 10/0,4 кВ, подключенного к воздушной линии, в месте установки которого больший ток короткого замыкания Sт.ном=400 кВА и Iпв ном=50 А.

Построим токовременную характеристику защиты той линии, где подключен трансформатор 10/0,4 кВ [3].

Определяем ток согласования. За ток согласования возьмем ток трехфазного короткого замыкания за предохранителем 10 кВ для защиты на РТ 80 и ориентировочно для максимальной токовой защиты на РТВ. Для реле РТ 40 током согласования является ток срабатывания защиты.

Iсогл=1300 А

Определяем кратность согласования

Определяем расчетное время срабатывания защиты при токе срабатывания

tрасч=tпв+∆t=0,03+0,6=0,63 с,

где tпв - время перегорания плавкой вставки при токе согласования;

∆t - ступень селективности (∆t=0,6 с для РТ80 в независимой характеристике, ∆t=0,8 с в зависимой; ∆t=0,7 с для реле РТВ в независимой части и ∆t=1 с в зависимой).

По Ксогл и tрасч определяем контрольную точку на характеристике реле (РТ 85), по которой выбираем временную характеристику, проходящую через контрольную точку или чуть выше ее, и по ней определяем уставку времени, которая равна времени срабатывания реле при наибольшей кратности на характеристике реле [2]. Аналогично определяем уставки времени для защит остальных линий.

Переносим характеристики реле на график согласования защит до тока срабатывания токовой отсечки, а затем строим характеристику токовой отсечки.

Построим характеристику максимальной токовой защиты секционного выключателя 10кВ

  t_расч=1,1+0,5=1,6 с = t_у.

Построим характеристику максимальной токовой защиты ввода

t_расч=1,6+0,5=2,1 с = t_у

Определяем расчетное время работы защиты трансформатора

t_расч=2,1+0,5=2,6 с = t_у

Построим характеристику защиты воздушной линии 35кВ, при этом все точки с напряжением 35кВ пересчитаем на 10кВ. Время срабатывания максимальной токовой защиты трансформатора 35/10 кВ можно принять 1,5-2,5 с.

Iс.з.д.нн=300·35/10=1050 А,

t_расч=1,5+0,5=2,0 с = t_у

Iс.о.д.нн=1040·35/10=3640 А.

Построим характеристику максимальной токовой защиты секционного выключателя 35 кВ

Iс.з.д.нн=360·35/10=1230 А

t_расч=2,0+0,5=2,5 с = t_у

Построим характеристику максимальной токовой защиты вводного выключателя 35 кВ

Iс.з.д.нн=1230 А,         t_расч=2,0+0,5=2,5 с = t_у

Построим характеристику максимальной токовой защиты трансформатора; для этого определим расчетное время срабатывания защиты при согласовании ее с защитой вводного выключателя 35 кВ:

t_расч=3,0+0,5=3,5 с = t_у

Это время больше, чем по п. 11.2.8; берем его за уставку времени:

Iс.з.д.нн=180·110/10=1980 А,        t_у=3,5 с,

А.

Выдержка времени защиты трансформатора 110 кВ значительна (3,5с), ее можно уменьшить до 3с, если не устанавливать защиту ввода 35 кВ.

Данные расчета согласования защит сводим в таблицу 10.1.

11. АВТОМАТИЗАЦИЯ ПОДСТАНЦИИ

Подстанции без коммутационной аппаратуры, на стороне высшего напряжения являются наиболее простыми. Трансформатор присоединяется к линии по схеме блока линия-трансформатор. Отключение подстанции при повреждении трансформатора производится головным выключателем Q1, установленным в начале линии. При этом если релейная защита линии имеет достаточную чувствительность к повреждениям на выводах низшего напряжения трансформатора, то на трансформаторе защита со стороны высшего напряжения может не устанавливаться.

Для предотвращения повреждений обмоток трансформатора при внешних коротких замыканиях выдержка времени защиты линии должна быть не больше времени термической стойкости защищаемого трансформатора. Однако защита линии часто не обладает достаточной чувствительностью и необходимым быстродействием при повреждении внутри трансформатора. В таких случаях на трансформаторе предусматривается собственная релейная защита.

Она, как и защита линии, действует на отключение головного выключателя. Передача отключающего сигнала производится с помощью устройств телемеханики, что может привести к усложнению и удорожанию защитного устройства.

Подстанции с короткозамыкателями и отделителями выполняются c наличием на стороне высшего напряжения трансформатора отделителя QR и короткозамыкателя QN, которые не требует специальной системы передачи сигнала на отключение линии при срабатывании защиты трансформатора. В этом случае релейная защита трансформатора действует на включение короткозамыкателя QN и при этом создается искусственное короткое замыкание в зоне действия защиты линии.

После ее отключения ток короткого замыкания исчезает и отключается отделитель.

Приводы короткозамыкателя и отделителя выполняются на основе пружинно-грузовых приводов выключателей, причем первый из них освобождает включающую пружину короткозамыкателя, а второй - отключающие пружины отделителя. Отключение короткозамыкателя и включение отделителя производятся вручную.

Также на подстанции выберем устройства автоматического повторного включения и автоматического включения резерва. Устройства двукратного автоматического повторного включения предусматриваются на воздушных линиях и одиночных трансформаторах, оборудованных выключателями. Устройства автоматического включения резерва предусматриваются на секционных выключателях напряжением 10 и 35 кВ.

ЛИТЕРАТУРА

1. Правила устройства электроустановок, Раздел III. Защита и автоматика. /Под редакцией Кролева С.Г. - М.: Энергоиздат, 1981, 80 с.

. Методические указания по выбору устройств релейной защиты в сетях 0,38-35 кВ сельскохозяйственного назначения. - РУМ, 1976, ноябрь.

. Методические указания по расчету электрических в сетях 0,38-110 кВ сельскохозяйственного назначения. - РУМ, 1981, ноябрь.

. Шабад М.А. Расчеты релейной защиты и автоматики распред. сетей. - Л.: Энергия, 1976, 288 с.

. Чернобровов Н.В. Релейная защита. - М.: Энергия, 1974, 680 с.

. Элекстроснабжение сельскохозяйственного производства. Справочник / Под ред. Будзко И.А. - М.: Колос, 1977, 352 с.

. Руководящие указания по релейной защите. Выпуск 4. Защита понижающих трансформаторов. - М.: Госэнергоиздат, 1962.

. Кривенков В.В., Новелла В.Н. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения. - М.: Госэнергоиздат, 1981, 328 с.

. Глушков Б.В., Рыжков С.А. Методические указания для выполнения курсовой работы по дисциплине «Релейная защита и автоматика». 1984