Релейная защита в СЭС

Релейная защита в СЭС

АННОТАЦИЯ

Мартынов М.А. Релейная защита в СЭС.-

Челябинск: ЮУрГУ, Э, 2013, 107 с., 30 илл., 17 таблиц. Библиография литера туры -13 наименования.

Задачей данного курсового проекта расчет релейной защита заданной СЭС. В соответствие с ПУЭ определяется необходимый набор защит для каждого участка СЭС. Для выполнения необходимого набора защит для каждого участка СЭС выбираются соответствующие устройства релейной защиты. Рассчитываются токи короткого замыкания в максимальном и минимальном режимах работы СЭС на всех ступенях данной СЭС. Производится расчет защиты сети напряжением 0,38 кВ. Рассматривается организация релейной защиты рассматриваемого участка СЭС, а также производится расчет уставок защит, установленных на выключателях рассматриваемого участка СЭС. В соответствие с рассчитанными уставками защит выбираются измерительные датчики тока и строятся время-токовые характеристики. Для заданного трансформатора тока производится расчет нагрузочных характеристик и по кривым предельной кратности ТТ производится расчет сечения контрольного кабеля, соединяющего данный трансформатор тока с устройствами РЗ. Производится обоснование выбора соответствующего вида оперативного тока.

ОГЛАВЛЕНИЕ

АННОТАЦИЯ

ЗАДАНИЕ НА КУРСОВУЮ РАБОТУ

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

. СОСТАВЛЕНИЕ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙСХЕМЫ

. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

.1 Расчет токов КЗ в электрической сети напряжением выше 1 кВ

.2 Расчет токов КЗ в электрической сети напряжением до 1 кВ

.3 Расчет токов КЗ в конце линии, питающей объект СЭС

. ВЫБОР И РАСЧЕТ КОММУТАЦИОННОЙ И ЗАЩИТНОЙ АППАРАТУРЫ НА СТОРОНЕ 0,38 кВ

.1 Защита с помощью плавких предохранителей

.2 Защита с помощью автоматических выключателей

. ОРГАНИЗАЦИЯ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ РАССМАТРИВАЕМОГО ФРАГМЕНТА СЭС

.1 Расчет рабочих максимальных и пиковых токов

РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ РАССМАРИВАЕМОГО ФРАГМЕНТА СЭС

.1 Расчет релейной защиты, установленной в начале КЛ7 и КЛ8

.2 Расчет релейной защиты, установленной на секционном выключателе РП

.2.1 Расчет релейной защиты, установленной в начале КЛ1 и КЛ2

5.3    Расчет релейной защиты, установленной на секционном выключателе ПС

5.3.1 Расчет релейной защиты электролизной установки

.3.2 Время токовые характеристики рассчитанных токовых защит

. РАСЧЕТ ТРАНСФОРМАТОРА ТОКА

. ВЫБОР ОПЕРАТИВНОГО ТОКА

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

В соответствие с выданным вариантом задания (6,28) исходные данные для выполнения курсового проекта представлены в таблицах 1-4 [8, 2.5.1].

Таблица 1- Параметры схемы внешнего электроснабжения

Таблица 2- Параметры оборудования электрической сети напряжением 6-10 кВ, начинающейся от РП, и электрической сети 380 В

Таблица 3- Фрагмент электрической сети, для которого необходимо рассмотреть организацию релейной защиты

Таблица 4- Объект электрической сети, для которого необходимо рассчитать релейную защиту

В соответствие с данными таблиц 1-4 и рисунком [8, рис.2.1] составлена принципиальная электрическая схема электроснабжения.

1. СОСТАВЛЕНИЕ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СХЕМЫ

Принципиальная электрическая схема электроснабжения, для которой необходимо рассчитать релейную защиту, представлена на рисунке 1.1

Рисунок 1.1- Принципиальная электрическая схема рассматриваемого участка СЭС

На принципиальной схеме представлены следующие элементы:

)                           Кабельные линии КЛ7 и КЛ8, питающие трансформаторы Т7-Т10 трансформаторных подстанций 6/0.4 кВ.

Уставка по времени срабатывания селективной токовой отсечки (СТО) устанавливаемых на выключатели Q14 и Q15 защит необходимо отстроить от уставки по времени срабатывания СТО вводных автоматических выключателей трансформаторов Т7-Т10 со стороны 0,4 кВ на ступень селективности. [10, 17.3.1]. Для микропроцессорных защит иностранного производства ступень селективности Δt=0,3 с. [10, 17.2]. Уставка по времени срабатывания автоматических вводных выключателей трансформаторов Т7-Т10 со стороны НН равна 0,5 с. Поэтому примем уставку по времени срабатывания селективной токовой отсечки защит Sepam S20 равной 0,8 с.

)        Распределительный пункт напряжением 6 кВ (РП)

Уставку по времени срабатывания СТО защиты, установленной на секционном выключателе Q13, примем большей на ступень селективности, чем уставка по времени срабатывания СТО защит кабельных линий, питающих трансформаторы Т7-Т10, т.е. уставка по времени срабатывания равна 1,1 с.

)        Кабельные линии КЛ1 и КЛ2, питающие РП 6 кВ

На кабельных линиях электропередачи в сетях напряжением 6 кВ, работающих с изолированной нейтралью или с нейтралью, заземленной через дугогасящий реактор должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных замыканий и от однофазных замыканий на землю [9, п.3.2.91].

На одиночных линиях с односторонним питанием от многофазных замыканий должна устанавливаться, как правило, двухступенчатая токовая защита (селективная токовая отсечка и мгновенная токовая отсечка). Первая ступень может быть выполнена в виде максимальной токовой защиты с независимой или зависимой характеристикой выдержки времени, вторая ступень - в виде токовой отсечки без выдержки времени [9, п.3.2.93].

Защита от однофазных замыканий на землю должна быть выполнена в виде [9, п.3.2.96]:

селективной защиты (устанавливающей поврежденное направление), действующей на сигнал;

селективной защиты (устанавливающей поврежденное направление), действующей на отключение, когда это необходимо по требованиям безопасности; защита должна быть установлена на питающих элементах во всей электрически связанной сети;

устройство контроля изоляции; при этом отыскание поврежденного элемента должно осуществляться специальными устройствами; допускается отыскание поврежденного элемента поочередным отключением присоединений.

а) Защита в начале линии выполняется двухступенчатой в виде селективной защиты с зависимой от тока выдержкой времени и мгновенной токовой отсечки.

Устройство защиты Sepam S20 реализует защиту в начале кабельных линий КЛ1 и КЛ2 от межфазных КЗ и однофазных замыканий на землю [10, 17.6.2] (коды ANSI 50, 51 и 51N). [10, c.145].

б) Выполнение релейной защиты на приемном конце линий КЛ1 и КЛ2 в данной курсовой работе не рассматривается.

в) Уставка по времени срабатывания защиты в конце кабельных линии отстраивается от уставки по времени срабатывания защиты РП 6 кВ на ступень селективности и равна 1,4 с.

Уставка по времени срабатывания защиты в начале кабельных линии отстраивается от уставки по времени срабатывания защиты в конце кабельных линий и равна 1,7 с.

)        Сборные шины подстанции 35/6 кВ

На шиносоединительном (секционном) выключателе напряжением 6 кВ должна быть предусмотрена двухступенчатая токовая защита от многофазных КЗ (селективная токовая отсечка и мгновенная токовая отсечка) [9, п. 3.2.119].

Данная токовая защита также обеспечивается устройством Sepam S20 (ANSI 50 и 51). Уставка по времени срабатывания селективной токовой отсечки защиты сборных шин подстанции 35/6 кВ отстраивается от уставки по времени срабатывания защиты в начале кабельных линий и равна 2,0 с.

) Защита питающих линий сборных шин

Так как на шиносоединительном (секционном) выключателе напряжением 6 кВ, предусмотрена двухступенчатая защита, то установка защиты не требуется.

) Электролизная установка

В выпрямительных установках наибольшее применение нашли силовые полупроводниковые преобразователи, состоящие из неуправляемых (диодов) или управляемых (тиристоров) вентилей. Полупроводниковые преобразователи оборудуются системой воздушного или водяного охлаждения, а также приборами и аппаратами, необходимыми для пуска и работы преобразователей. К питающей сети переменного тока они подключаются через трансформатор, образуя преобразовательный агрегат. К повреждениям преобразовательного агрегата относятся повреждения трансформатора, а также КЗ в системе переменного тока и пробой полупроводниковых вентилей, т. е. потеря ими запирающих свойств. При пробое возможны образование электрической дуги в поврежденном вентиле и его взрыв, сопровождающийся перебросом дуги на токоведущие части преобразователя. Ненормальными режимами преобразовательного агрегата являются прохождение сверхтоков при перегрузках и внешних КЗ в системе выпрямленного тока и нарушение работы устройств собственных нужд установки.

Устройства защиты трансформатора. Основными защитами трансформатора преобразовательного агрегата являются:

токовая защита от перегрузок, если нет защиты от перегрузки полупроводникового преобразователя;

максимальная токовая защита без выдержки времени (мгновенная токовая отсечка) от многофазных коротких замыканий в обмотках и на выводах трансформатора;

газовая защита;

защита от однофазных замыканий на землю.

В зависимости от типовой мощности и первичного напряжения трансформатора предусматриваются и другие защиты [10].

Защиту осуществляет устройство Sepam T20, реализующее газовую защиту (ANSI 63), максимальную токовую защиту от перегрузки и максимальную резервную токовую защиту от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ (ANSI 51), и тепловую защиту трансформатора (ANSI 49RMS), и защиту от однофазных замыканий на землю (ANSI 51N).

2. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Для расчета токов короткого замыкания необходимо составить схему электроснабжения, на которой будут обозначены характерные точки СЭС, а также исходные параметры элементов СЭС (см. таблицы 1,2,3 и 4).

Характерными точками СЭС являются:

а) Точки в начале и в конце питающей ВЛ напряжением 35 кВ (соответственно точки А и Б);

б) На сборных шинах 6 кВ подстанции (точка В);

в) На сборных шинах РП 6 кВ (точка Г);

г) На стороне высшего напряжения трансформатора 6-10/0,4 кВ, который рассматривается в работе (Т9 и Т10) (точка Д);

д) На стороне низшего напряжения трансформатора 6/0,4 кВ: на выводах трансформатора (точка Е); на сборных шинах 0,4 кВ ТП (точка Ж); на сборных шинах РПН (точка З);

е) В конце линии, питающей объект СЭС (точка И).

Полная схема электроснабжения представлена на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1- Схема электроснабжения

2.1   
Расчет токов КЗ в электрической сети напряжением выше 1 кВ

Расчет проводится в относительных единицах. Базисную мощность примем Sб=1000 МВА. Для выбранного оборудования принимаем средние значения напряжений ступеней электрической сети: UСР1 = 37 кВ, UCР2 =6,3 кВ, UСР3 = 0,4 кВ.

2.1.1 Расчет сопротивлений элементов схемы замещения

1)      Сопротивление энергосистемы:

а) В максимальном режиме:

(2.1)

б) В минимальном режиме:

 (2.2)

2)      Сопротивление воздушных линий ВЛ1 и ВЛ2:

Для провода АС-95/16 согласно [1, табл.7.38] удельное индуктивное сопротивление при номинальном напряжении линии 35 кВ X0.BЛ1= 0,234 Ом/км.

(2.3)

3)     
Сопротивление трансформаторов Т1 и Т2:

а) При минимальном положении регулятора РПН:

Согласно [2, табл.4.1] для трансформатора с номинальным высшим напряжением 35 кВ Uк.мин= 6,9 %; Uк.макс= 7,6 %; ΔUРПН=9%.

(2.4)

б) При максимальном положении регулятора РПН:

 (2.5)

в) отношение сопротивлений трансформатора при максимальном и минимальном положениях РПН составляет:

 (2.6)

4)      Сопротивление кабельных линий КЛ1 и КЛ2.

Согласно [1, табл.7.28] для кабеля марки М-3x240 при номинальном напряжении сети 6 кВ удельное сопротивление XО.КЛ1=0,071 Ом/км.

а) При нормальной работе линий (в линии параллельно включены два кабеля n = 2) имеем их минимальное сопротивление:

(2.7)

б) При аварийном отключении одного из кабелей в линии (n - 1) имеем максимальное сопротивление:

 (2.8)

5)      Сопротивление кабельных линий КЛ7, КЛ8, КЛ9 и КЛ10, каждая из которых состоит из одного кабеля

Согласно [1, табл.7.28] для кабеля марки А-3x150 удельное сопротивление прямой последовательности X1УД.КЛ= XО.КЛ1=0,074 Ом/км.

(2.9)

Схема замещения представлена на рисунке 2.2

Рисунок 2.2- Схема замещения для расчета токов КЗ в электрической сети напряжением более 1 кВ

2.1.2 Расчет токов КЗ в максимальном режиме

а) Точка А, при этом UСТ = UСР1 :

 (2.10)

б) Точка Б :

 (2.11)

в) Точка В, при этом UСТ = UСР2:

(2.12)

(2.13)

г) Точка Г:

(2.14)

(2.15)

д) Точка Д:

 (2.16)

(2.17)

2.1.3 Расчет токов КЗ в минимальном режиме

а) Точка А:

(2.18)

б) Точка Б:

(2.19)

в) Точка В:

 (2.20)

По формуле (2.20):

г) Точка Г:

 (2.21)

По (2.21):

д) Точка Д:

 (2.22)

По (2.22):

2.1.4 Расчеты токов КЗ в максимальном и минимальном режимах сведем в таблицу 2.1

Таблица 2.1- Сводные данные расчетов токов КЗ в электрической сети напряжением выше 1 кВ

2.2     Расчет токов КЗ в электрической сети напряжением до 1 кВ

Согласно [2, р.4.3.3.] токи КЗ в электроустановках напряжением до 1 кВ рекомендуется проводить в именованных единицах, а активные и индуктивные сопротивления - выражать в миллиомах (мОм).

При расчетах токов КЗ допускается максимально упрощать всю внешнюю сеть напряжением 6 кВ и более по отношению к месту КЗ, представив ее системой с сопротивлением ХС, определяемым мощностью КЗ на стороне высшего напряжения трансформатора 6/0,4 кВ.

2.2.1 Расчет сопротивлений элементов схемы замещения

1)      Сопротивление системы

Согласно [2, р.4.3.3], сопротивление системы находится по формуле:

,         (2.23)

где - среднее номинальное напряжение сети (400В), подключенной к обмотке низшего напряжения трансформатора;

SK.ВН - мощность короткого замыкания у выводов обмотки высшего напряжения трансформатора.

Из таблицы 2.1 следует, что:

при максимальном режиме работы SK.ВН=100,6 МВА;

при минимальном режиме работы SK.ВН=72,5 МВА;

а) В максимальном режиме:

(2.24)

б) В минимальном режиме:

(2.25)

2)      Сопротивление трансформатора

Трансформаторы Т9 и Т10: тип ТМ-1600/6 схема соединения обмоток Y/YН, напряжение короткого замыкания Uк=6,5 %. Согласно [3, табл. 4.2] ΔPк=18,0 кВт; ПБВ ±2х2,5 %.

Согласно [2, табл.П1.1] сопротивления трансформатора 1600 кВА для схемы соединения обмоток Y/YН возьмем из табл. П1.1: R1Т9 = 1 мОм, Х1Т9 = 5,4 мОм; R1Т10= R1Т9; Х1Т10= Х1Т9; R0Т9 = 16,3 мОм, Х0Т9 = 50,0 мОм;

)        Сопротивление шинопровода между трансформатором и вводным автоматическим выключателем

Между трансформатором и вводным выключателем QF9 расположен шинопровод длиной 3 м. Номинальный ток трансформатора Т9 согласно [4, р.2.1] находится по формуле:

      (2.26)

По (2.26):

С учетом перегрузки (1,4-1,6∙IТ.Н) ток трансформатора может достигать величины 1,4∙ IТ.Н= 3233,16 А. Поэтому в качестве исходных данных возьмем шинопровод Ш3 на ток 3200 А [2, табл. П.1.3.1]:

- удельные сопротивления фазы R1УД.Ш = 0,013 мОм/м, Х1УД.Ш = 0,005 мОм/м;

удельные сопротивления нулевой шины RО.УД.Ш = 0,064 мОм/м, ХО.УД.Ш = 0,035 мОм/м.

Согласно [2, п.4.3.4]:

1Ш = R1УД.Ш ∙ L = 0,013 ∙ 3 = 0,039 мОм ;

Х1Ш = Х1УД.Ш ∙ L = 0,005 ∙ 3 = 0,015 мОм.

Согласно [2, п.4.3.6]:

R0Ш = R0УД.Ш ∙ L = 0,064 ∙ 3 = 0,192 мОм ;

Х0Ш = Х0УД.Ш ∙ L = 0,035 ∙ 3 = 0,105 мОм.

4)      Сопротивление кабельной линии КЛ13

Кабель КЛ13 A-3x120+1x70 длиной 450 м По [2, табл. П.1.4.4]:

удельные сопротивления прямой последовательности

R1УД.КЛ = 0,18 мОм/м и Х1УД.КЛ = 0,07 мОм/м;

удельные сопротивления нулевой последовательности

RО.УД.КЛ = 0,7 мОм/м и ХО.УД.КЛ = 0,47 мОм/м.

Согласно [2, п.4.3.4]:

1КЛ13 = R1УД.КЛ ∙ L = 0,18 ∙ 450 = 81 мОм;

Х1КЛ13 = Х1УД.КЛ ∙ L = 0,07 ∙ 450 = 31.5 мОм

Согласно [2, п.4.3.6]:

0КЛ13 = R0УД.КЛ ∙ L = 0,7 ∙ 450 = 315 мОм;

Х0КЛ13 = Х0УД.КЛ ∙ L = 0,47 ∙ 450 = 211.5 мОм

)        Сопротивления переходных контактных сопротивлений:

шинопровода Ш4 с двух сторон по RК.Ш = 0,0024 мОм [2,табл. П1.6.2];

суммарное сопротивление переходных контактных сопротивлений до точки Ж (учтем только шинопровод Ш4)

RК.Ж = 2 ∙ 0,0024 = 0,0048 мОм;

кабеля КЛ13 сечением 120 мм2 с двух сторон по RК.К = 0,024 мОм [2,табл. П1.6.2];

суммарное сопротивление переходных контактных сопротивлений до точки З (учтем только шинопровод Ш3 и кабеля КЛ13)

RК.З = 2 ∙ 0,0024 + 2 ∙ 0,024 = 0,053 мОм;

сопротивления включения токовых катушек расцепителей и переходные сопротивления подвижных контактов автоматических выключателей и разъемного контактного рубильника [2, табл.П1.6.1] приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2- Сопротивления коммутационных аппаратов

активное и индуктивное сопротивления трансформатора тока 3200/5 А примем равными нулю в следствии их малости [2,табл. П1.6.5].

)        Активное сопротивление заземляющей дуги [2,табл. П1.7]:

на вводах 6 кВ трансформатора Т9, точка Е - RД.Е = 4 мОм;

на шинах РУ-0,4 кВ, точка Ж - RД.Ж = 4 мОм;

на шинах РУ-0,38 кВ РПН (ВРУ), точка З - RД.З = 7 мОм.

Принципиальная схема электрической сети напряжением до 1 кВ приведена на рисунке 2.3. Схема замещения прямой последовательности приведена на рисунке 2.4.

Рисунок 2.3-Принципиальная схема электрической сети напряжением до 1 кВ

Рисунок 2.4- Схема замещения прямой последовательности

Рисунок 2.5- Схема замещения нулевой последовательности

2.2.2 Определение токов КЗ при максимальном режиме работы энергосистемы

а) Точка Е

Сопротивление контура КЗ (прямой последовательности):

активное

1Σ.Е = R1Т9 + RД.Е = 1 + 4 = 5 мОм;

реактивное

Х1Σ.Е = ХС.МАКС + Х1Т9 = 1,59 + 5,4 = 6,99 мОм;

полное

.

.(2.27)

б) Точка Ж

Сопротивление контура КЗ:

активное

1Σ.Ж = R1Т9 + R1Ш + RТА3 +RQF3 + RК.Ж + RД.Ж = 1 + 0,013 + 0 + 0,1 + 0,0048 + 4 = 5,144 мОм;

реактивное

Х1Σ.Ж = ХС.МАКС + Х1Т9 + Х1Ш + ХТА3 + ХQF3 = 1,59 + 5,4 + 0,013 + 0 + 0,05 = 7,055 мОм;

полное

.

Значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ в точке Ж

(2.28)

в) Точка З

Сопротивление контура КЗ (прямой последовательности):

активное

1Σ.З = R1Т9 + R1Ш + RТА3 + RQF3 + RF3 + R1КЛ13 + RQS3 + RК.З + RД.З = 1 + 0,013 + 0 + 0,1 + 1,1 + 81 +1,1 + 0,053 + 7 = 91,392 мОм;

реактивное

Х1Σ.З = ХС.МАКС + Х1Т9 + Х1Ш + ХТА3 + ХQF3 + ХF3 + Х1КЛ13 + ХQS3 =1,59 + 1 + 0,005 + 0 + 0,05 + 0,5 + 31,5 + 0,5 = 39,55 мОм;

полное

.

Значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ в точке К

.(2.29)

2.2.3 Определение токов КЗ в минимальном режиме работы энергосистемы

В расчете нужно заменить сопротивление ХС.МАКС на ХС.МИН и определить ток двухфазного КЗ [2,п.4.3.4]

а) Точка Е

R1Σ.Е = 5 мОм;

Х1Σ.Е = ХС.МИН + Х1Т9 = 1,207 + 5,4 = 7,607 мОм;

;(2.30)

По (2.30):

.

б) Точка Ж

R1Σ.Ж = 5,144 мОм;

Х1Σ.Ж = ХС.МИН + Х1Т9 + Х1Ш + ХТА3 + ХQF3 = 1,207 + 5,4 + 0,005 + 0 + 0,05 = 7,672 мОм;

.(2.31)

в) Точка З

R1Σ.З = 91,392 мОм;

Х1Σ.З = ХС.МИН + Х1Т9 + Х1Ш + ХТА3 + ХQF3 + ХF3 + Х1КЛ13 + ХQS3 = 1,207 + 5,4 + 0,005 + 0 + 0,05 + 0,5 + 31,5 + 0,5 = 40,172 мОм;

.(2.32)

2.2.4 Определение ударного тока КЗ при максимальном режиме работы энергосистемы

Для выбора оборудования кроме установившего тока КЗ необходимо знать ещё и ударный ток КЗ. [2, п.4.3.4]

а) Точка Е

Из пункта 2.2.2:

1ΣЕ / R1ΣЕ = 6,99 / 5 = 1,398.

По кривой на [2, рис. П1.4]: КУД = 1,1

 (2.33)

б) Точка Ж

Из пункта 2.2.2:

1ΣЖ / R1ΣЖ = 7,055 / 5,144 = 1,372.

По кривой на [2, рис. П1.4]: КУД = 1,1

 (2.34)

в) Точка З

Из пункта 2.2.2:

1ΣЗ / R1ΣЗ = 39,555 / 91,392 = 0,433.

По кривой на [2, рис. П1.4]: КУД = 1

 (2.35)

2.2.5 Расчет токов однофазного КЗ

Расчет токов однофазных коротких замыканий в сетях до 1 кВ выполняется для проверки обеспечения надежной работы защиты при минимальных значениях тока КЗ в конце защищаемой линии. [2, п.4.3.5]

Если электроснабжение электроустановки напряжением до 1 кВ осуществляется от энергосистемы через понижающий трансформатор, то значение периодической составляющей тока однофазного КЗ рассчитывают по формуле [2,п.4.3.5]

 (2.36)

где R1Σ, R2Σ и Х1Σ, Х2Σ - суммарные активные и индуктивные сопротивления соответственно прямой и обратной последовательности фазной цепи КЗ, определенные для минимального режима работы сети.

RОΣ и ХОΣ - суммарное активное и индуктивное сопротивления нулевой последовательности цепи КЗ;

Активные и индуктивные сопротивления нулевой последовательности трансформатора Т9, шинопровода Ш3 и кабельной линии КЛ13 определены в пункте 2.2.1. Сопротивления нулевой последовательности остальных элементов схемы (трансформаторов тока, автоматических выключателей, контактов и дуги) равны аналогичным сопротивлениям прямой последовательности. [2, п.4.3.6]

а) Точка Е

Сопротивление контура КЗ:

прямой последовательности

1Σ.Е = R1Т9 + RД.Е =1 + 4 = 5 мОм;

Х1Σ.Е = ХС.МИН + Х1Т9 =1,207 + 5,4 = 7,607 мОм;

нулевой последовательности

0Σ.Е = R0Т9 + RД.Е =16,3+4= 20,3 мОм;

Х0Σ.Е = Х0Т9 = 50 мОм.

Значение периодической составляющей тока однофазного КЗ в точке Е. По формуле (2.36):

.

б) Точка Ж

R1Σ.Ж = 5,144 мОм;

Х1Σ.Ж = ХС.МИН + Х1Т9 + Х1Ш + ХТА3 + ХQF3 = 1,207 + 5,4 + 0,005 + 0 + 0,05 = 7,672 мОм;

RОΣ.Ж = RОТ9 + RО.Ш + RТА3 + RQF3 + RК.Ж + RД.Ж = 16,3 + 0,192 + 0 + 0,1 + 0,0048 + 4 = 20,597 мОм;

ХОΣ.Ж = ХОТ9 + ХО.Ш + ХТА3 + ХQF3 = 50 + 0,105 + 0 + 0,05 = 50,155 мОм;

По формуле (2.36):

.

в) Точка З

R1Σ.З = 91,392 мОм;

Х1Σ.З = ХС.МИН + Х1Т9 + Х1Ш + ХТА3 + ХQF3 + ХF3 + Х1КЛ13 + ХQS3 = 1,207 + 5,4 + 0,005 + 0 + 0,05 + 0,5 + 31,5 + 0,5 = 40,172 мОм;

RОΣ.З = R0Т9 + R0Ш + RТА3 + RQF3 + RF3 + R0КЛ13 + RQS3 + RК.З + RД.З = 16,3 + 0,192 + 0 + 0,1 + 1,1 + 315 +1,1 + 0,053 + 7 = 340,845 мОм;

ХОΣ.З = Х0Т9 + Х0Ш + ХТА3 + ХQF3 + ХF3 + Х0КЛ13 + ХQS3 =50 + 0,105 + 0 + 0,05 + 0,5 + 31,5+ 0,5= 262,655 мОм;

По формуле (2.36):

2.2.6 Расчеты токов КЗ сведем в таблицу 2.3

Таблица 2.3- Сводные данные расчетов токов КЗ в электрической сети напряжением до 1 кВ

2.3 Расчет токов КЗ в конце линии, питающей объект СЭС

Для расчета тока КЗ в конце линии, питающей электролизную установку (ЭУ), определим параметры КЛ, с помощью которой ЭУ подключается ко второй секции шип (КЛ11) ПС 6 кВ. Длина КЛ11, равна 150 м.

)        Определим максимальный ток, протекающий по КЛ11 с учетом допустимой перегрузки по току электролизной установки, равной 2,5 [11, 24]:

      (2.37)

где - коэффициент, зависящий от схемы питания выпрямителей;

- номинальный выпрямленный ток преобразователя;

U1 и U2 - соответственно высшее и низшее напряжения трансформатора.

По (2.37):

2)      По [1, табл 7.10] в качестве кабеля КЛ11 выбираем М-3x500 с длительно допустимым током, равным 1020 А.

3) Представим вторую секцию шин ПС (2СШ) в качестве источника питания с напряжением равным UCР2 =6,3 кВ и мощностью короткого замыкания, равной мощности КЗ в точке В. Из таблицы 2.1 мощность короткого замыкания в точке В соответственно в максимальном и минимальном режимах равна:

 МВА;

МВА.

Тогда схема подключения УЭ представлена на рисунке 2.6

Рисунок 2.6- Схема подключения УЭ к 2СШ ПС

4)      Сопротивление сети по отношению к УЭ:

а) В максимальном режиме:

 (2.38)

б) В минимальном режиме:

 (2.39)

5)     
Сопротивление КЛ11:

Удельное сопротивление кабеля М-3х500 согласно [1, табл. 7.28] равняется 0,036 Ом/км;

(2.40)

) Сопротивление трансформатора Т11

а) Расчет мощности трансформатора Т11

 (2.41)

Примем к установке трансформатор мощностью ,

б) Расчет сопротивления трансформатора T11

 (2.42)

Схема замещения представлена на рисунке 2.7

Рисунок 2.7- Схема замещения для расчета токов КЗ в конце линии, питающей объекст СЭС

7) Ток КЗ в точке И:

а) В максимальном режиме:

 (2.43)

по формуле (2.43)

б) В минимальном режиме:

 (2.44)

по формуле (2.44)

3.     
ВЫБОР И РАСЧЕТ КОММУТАЦИОННОЙ И ЗАЩИТНОЙ АППАРАТУРЫ НА СТОРОНЕ 0,38 кВ

Расположение коммутационный аппаратов, защищающих трансформаторы Т7-Т10 на примере трансформаторов Т9 и Т10, показано на рисунке 3.1. Трансформаторы Т7 и Т8 защищаются аналогично.

Рисунок 3.1- Расположение коммутационный аппаратов

3.1    Защита с помощью плавких предохранителей

Выберем плавкие вставки для предохранителей F1 и F3. Номинальные токи предохранителей (плавких вставок) со стороны ВН и НН трансформатора выбираются из условий несрабатывания при допустимых нагрузках трансформатора в нормальном и послеаварийном режимах, а также условий включения трансформатора в режиме холостого хода (отстройка от бросков тока намагничивания) [5, р 8.5].

3.1.1 Выбор предохранителей F1 и F2

На стороне высшего напряжения номинальный ток плавкой вставки рекомендуется выбирать с учетом броска тока намагничивания

ВС.Н.ВН = 2 ∙ IТ.Н.ВН,(3.1)

где IТ.Н.ВН - номинальный ток трансформатора на стороне ВН, может быть найден по известной формуле:

     (3.2)

где SНТ- номинальная мощность трансформатора. Согласно исходным данным: SНТ=1600 кВА;

UВН- напряжение трансформатора на стороне высокого напряжения; UВН=6 кВ.

По (3.2) определим номинальный ток трансформатора на стороне ВН :

По (3.1) определим номинальный ток плавкой вставки на стороне ВН:

IВС.Н.ВН = 2 ∙ 153,96 А=307,92 А,

По [5, 8.8.2] выбираем плавкую вставку ПКТ на номинальный ток 315 А.

Приведем ВТХ плавкой вставки ПКТ на 315 А напряжению низшей стороны трансформатора ТМ-1600. Для этого используется соотношение [5 ,ф.8.20]:

(3.3)

где - ток плавкой вставки, приведенный к напряжение Uнн.

По (3.3) для времени tпл.вс=400 с ток плавления плавкой вставки:

Аналогично можно провести расчет для других времен срабатывания плавкой вставки. Результаты расчета приведены в таблице 3.1:

Таблица 3.1.- Время- токовые характеристики плавкой вставки типа ПКТ на номинальный ток 315 А

Последним этапом выбора плавких предохранителей является их проверка по отключающей способности [5, р 8.5].

П.О > IК.МАКС,(3.4)

где IП.О - предельно отключаемый ток предохранителя; IК.МАКС - максимальный ток КЗ в месте установки предохранителя.

Из подраздела 1.2 известно, что в месте установки предохранителя F1 (F2) (точка Д на рисунке 1.2) максимальный ток трехфазного КЗ I(3)К.МАКС=9,223 кА. Согласно [5, 8.8.2] для плавких вставок типа ПКТ предельный отключающий ток IП.О может быть до 31,5 и 40 кА. Примем IП.О=31,5 кА. Тогда по (3.4) проверим отключающую способность предохранителей F1 и F2:

,5 кА > 9,223 кА.

Номинальный ток плавкой вставки должен быть по крайней мере в три раза меньше минимального тока КЗ в конце защищаемого участка, т.е. коэффициент чувствительности должен быть [5, р.8.6]:

          (3.5)

где - коэффициент трансформации.

Минимальным током КЗ в точке Ж, согласно пункту 2.2.6, является ток однофазного КЗ. Минимальным током КЗ в точке З является ток однофазного КЗ. Из пункта 2.2.5 известно, что  

По (3.5) определим коэффициенты чувствительности предохранителей F1 и F2 к минимальным токам КЗ в точка Ж и З:

Вывод: Предохранители F1 и F2 не подходят для отключения тока КЗ  и  в случае отказа нижестоящих защитных аппаратов.

3.1.2 Выбор предохранителя F3

Для определения параметров плавкой вставки предохранителя F3 рассматривают две составляющие - расчётную нагрузку I'РАСЧ «спокойных» электроприёмников и нагрузку запускаемых двигателей IПУСК.МАКС [5,р.8.5]:

IВС.Н ≥ Iраб.макс =I'РАСЧ + IПУСК.МАКС / К, (3.6)

Коэффициент К определяется типами электродвигателей и условиями их пуска. [5,р.8.5] Примем K=2,5.

Согласно исходным данным: I'РАСЧ= Iмакс=210 А; IПУСК.МАКС= Iпик=350 А.

По (3.6) рабочий максимальный ток равен:

Iраб.макс = 210 + 350 / 2,5=350 А.

По [5, 8.8.1] выбираем предохранитель с плавкой вставкой типа ПН-2 на номинальный ток 400 А, ВТХ которой представлена в таблице 3.2:

Таблица 3.2.- Время- токовые характеристики плавкой вставки типа ПН-2 на номинальный ток 400 А

Аналогично пункту 3.1.1 проверим выбранную плавкую вставку по отключающей способности по формуле (3.3).

Из подраздела 2.1 известно, что в месте установки предохранителя F3 (точка Ж на рисунке 2.1) максимальный ток трехфазного КЗ I(Ж)К.МАКС=26,449 кА. Согласно [5, 8.8.1] для плавких вставок типа ПН-2 предельный отключающий ток IП.О может достигать 100 кА. Примем IП.О=100 кА.

Тогда по (3.3) проверим предохранители F3 и F4 по отключающей способности:

кА > 26,449 кА.

Аналогично пункту 3.1.1 проверим плавкую вставку на чувствительность к минимальному току КЗ в конце защищаемого участка.

Для предохранителя F3 конец защищаемого участка сети- точка З на рисунке 3.1. Минимальным током КЗ в точке З, согласно пункту 2.2.6 является ток однофазного КЗ. Из пункта 2.2.5 известно, что

По (3.5):

Поскольку номинальный ток плавкой вставки не может быть уменьшен (отстраивается от рабочего максимального тока) для увеличения чувствительности к однофазному КЗ в конце защищаемого участка при минимальном режиме работы сети, то для надежного отключения однофазного КЗ в точке З при минимальном режиме работы сети вместо рубильников QS2 и QS5 (рисунок 3.1) можно применить дифференциальные выключатели нагрузки.

3.1.3 Селективности между предохранителями F1 и F3

Для проверки селективности между предохранителями F1 и F3 построим ВТХ выбранных плавких предохранителей. Для этого результаты, полученные в таблицах 3.1 и 3.2, нанесем на карту селективности, представленную на рисунке 3.2

Рисунок 3.2- Карта селективности

3.2    Защита с помощью автоматических выключателей

Определим нагрузочные характеристики автоматических выключателей QF1, QF3 и QF4.

Из пункта 2.2.1 номинальный ток трансформатора на стороне НН IТ.Н.НН=2309,4 А.

Номинальный ток выключателей QF1 и QF2 должен соответствовать максимальной пропускной способности трансформатора, т.е. должен быть не менее 140-160 % номинального тока трансформатора на стороне низшего напряжения. Номинальный ток секционного выключателя QF3 выбирается в пределах 50-70 % номинального тока вводных выключателей. Меньшая цифра соответствует симметричной загрузке секций сборных шин напряжением 0,4 кВ ТП, а большая - несимметричной загрузке.[5,11.4.1]

Номинальный ток вводного автоматического выключателя QF1 по условию пропуска максимального тока силового трансформатора (нагрузки) в послеаварийном режиме должен быть:

В.В.Н ≥ Кз.п ∙ IТ.Н.НН ,            (3.7)

где Кз.п- коэффициент послеаварийной перегрузки трансформатора; Кз.п=1,6;

По (3.7) номинальный ток вводного автоматического выключателя :

IВ.В.Н = 1,6 ∙ 2309,4= 3695,04 А

Номинальный ток секционного выключателя выберем из условия несимметричной загрузки секций сборных шин, т.е:

В.С.Н ≥ 0,7 ∙ IВ.В.Н                   (3.8)

По (3.8) номинальный ток секционного выключателя:

IВ.С.Н= 0,7 ∙ 3695,04 = 2586,53 А

Предельная отключающая способность выключателей должна превосходить максимальный ток трехфазного короткого замыкания на сборных шинах 0,4 кВ трансформаторной подстанции. Ток трехфазного КЗ определяется из условия, что трансформатор подключен к системе с бесконечной мощностью, т.е. Хс = 0 Ом:

 (3.9)

По (3.9) максимальный ток трехфазного КЗ в точке Е при условии Хс = 0 Ом :

3.2.1 Выбор выключателя QF4

Для определения параметров автоматического выключателя QF4 рассматривают две составляющие нагрузки на РПН - расчётную нагрузку I'РАСЧ «спокойных» электроприёмников и нагрузку запускаемых двигателей IПУСК.МАКС:

раб.макс = I'РАСЧ + IПУСК.МАКС / К,(3.10)

Коэффициент К определяется типами электродвигателей и условиями их пуска. [5,р.8.5] Примем K=5. Согласно исходным данным: I'РАСЧ= Iмакс=210 А; IПУСК.МАКС= Iпик=350 А.

По (3.10) рабочий максимальный ток:

Iраб.макс = 210 + 350 / 5=280 А.

В качестве выключателя QF4, защищающего отходящую линии выберем автоматический выключатель Compact NS400NA [6,c.20,21] с номинальным током In = 400 А, номинальной предельной отключающей способностью при напряжении сети 380/415 В Icu = 50 кА и номинальной рабочей отключающей способностью Ics = 100 % Icu. Электронный расцепитель STR23SE[6,c.25].

Стилизованная и типовые ВТХ расцепителя STR22SE [5,с.98; 6,c.25,с.233]. приведены на рисунке 3.3. Передняя панель расцепителя показана на рисунке 3.4. [5,с.98]

Рисунок 3.3- Стилизованная и типовые ВТХ расцепителя STR22SE

Рисунок 3.4- Передняя панель расцепителя STR23 SE

Расчет уставок защит и время-токовых характеристик

)        Защита от перегрузок

Уставка по току меняется в пределах Ir = (0,4-1,0)∙In.

Согласно [5, 9.4] уставка по току срабатывания защиты от перегрузки отстраивается (должна быть больше) от максимального рабочего тока, длительно проходящего по защищаемой линии:

    (3.11)

где КН.С = 1,05-1,25 - коэффициент надежности срабатывания, зависящий от типа выключателя;

КВ - коэффициент возврата, для устройств релейной защиты компании Schneider Electric принимается КВ = 0,935.

По (3.11) определим уставку по току срабатывания защиты от перегрузки:

Определим соотношение:

Примем(Ручки 1 на передней панели расцепителя установим в положение Io=1, Ir=0,8). Окончательно уставка по току ЗП Ir =0,8∙In = 320 А.

условные токи несрабатывания защиты от перегрузок Ind =1,05∙Ir = 1,05∙320 = 336 А и срабатывания - Id =1,30∙Ir = 1,30∙320 = 416 А.

время срабатывания защиты от перегрузок составляет при токах

,5∙Ir = 480 А - 90-180 с;

∙Ir = 1920 А - 5-7,5 с;

,2∙Ir = 2304 А - 3,2-5,0 с.

Время tС.П= tr считается при кратности тока 6∙IС.П=6∙Ir [5, 9.2]. tr=6 c.

Проверим чувствительность защиты от перегруза к току КЗ в конце защищаемого участка при минимальном режиме работы электрической сети [5, 9.4]. Для автоматического выключателя QF4 конец защищаемого участка сети- точка З на рисунке 3.1. Минимальным током КЗ в точке З, согласно подразделу 2.6, является ток однофазного КЗ Из подраздела 2.5 известно, что

Тогда используем выражение [5, ф.9.7]:

          (3.12)

По (3.12) коэффициент чувствительности защиты от перегрузки к минимальному току однофазного КЗ в точке З:

2)      Селективная токовая отсечка

-Уставка по току меняется в пределах Isd = (2-10)∙Ir.

Согласно [5, 9.4] уставка по току селективной токовой отсечки должна быть отстроена от кратковременных перегрузок, т.е. необходимо выполнить условие:

 (3.13)

где КН.С = 1,35-1,5 - коэффициент надежности срабатывания, зависящий от типа выключателя;

КСЗП - коэффициент самозапуска [5,ф.9.11]:

 (3.14)

По (3.14) коэффициент самозапуска равен:

По (3.13) определим уставку по току селективной токовой отсечки:

А

Определим соотношение:

Примем  (Ручку 3 на передней панели расцепителя установим в положение Isd=3) Окончательно уставка по току С.О.

= 3∙Ir = 3∙320 = 960 А.

Разброс срабатывания ±15 % или ΔIsd = 816-1104 А;

Селективная токовая отсечка должна чувствовать ток КЗ в конце защищаемого участка при минимальном режиме работы электрической сети [5, 9.4]. Тогда согласно [5, ф.9.15] коэффициент чувствительности селективной токовой отсечки к минимальному току однофазного КЗ в точке З:

 (3.15)

Поскольку уставка по току селективной токовой отсечки не может быть уменьшена (отстраивается от пикового тока) для увеличения чувствительности к минимальному току однофазному КЗ в конце защищаемого участка, то для надежного отключения однофазного КЗ в точке З при минимальном режиме работы сети вместо рубильников QS1 и QS4 (рисунок 3.1) можно применить дифференциальные выключатели нагрузки.

выдержка времени перед отключением составляет tsd ≤ 40 мс; полное время отключения - ≤ 60 мс.

3) Мгновенная токовая отсечка постоянная Ii = 11∙In = 11∙400 =4400 А.

Мгновенная токовая отсечка не должна чувствовать максимального тока в конце зоны действия защиты (точка З, рисунок 3.1)[5, 9.4]:

 (3.16)

Мгновенная токовая отсечка отстраивается (не должна чувствовать) от максимального тока в конце зоны действия защиты (точка З, рисунок 3.1) [5, 9.4], это условие выполняется, так как Ii = 11∙In

3.2.2 Выбор секционного автоматического выключателя QF3

По [6, с. 22-23] выбираем секционный выключатель Masterpact NW 3200 H1 с номинальным током In = 3200 А, номинальной предельной отключающей способностью при напряжении сети 380/415 В Icu = 65 кА и номинальной рабочей отключающей способностью Ics = 100 % Icu.

Для управления выключателем и защиты электрической сети выберем блок контроля и управления Micrologic 5.0 A [6, с. 32-33], осуществляющий три вида токовых защит:

защиту от перегрузок;

селективную токовую отсечку;

мгновенную токовую отсечку.

Стилизованная и типовая время-токовые защитные характеристики блока Micrologic 5.0 A приведены на рисунке 3.5 [6, с. 33 и 237] .

Рисунок 3.5- Стилизованная и типовая время-токовые защитные характеристики блока Micrologic 5.0 A

Выбор и расчет параметров блока Micrologic 5.0 A

Максимальный рабочий ток секционного выключателя составляет IВ.С.Н= 2586,53 А. Уставка защиты от перегрузок Ir может задаваться в пределах (0,4-1,0)∙In и регулируется с помощью переключателя Ir (1, рисунок 3.6 ). [6,с.32; 5,c.106]

Рисунок 3.6- Фрагмент передней панели

Уставка по току срабатывания защиты от перегрузки отстраивается (должна быть больше) от максимального рабочего тока защищаемой цепи

 (3.17)

где КН.С = 1,1-1,25 - коэффициент надежности срабатывания, зависящий от типа выключателя;

По (3.17) определим уставку по току защиты от перегрузки:

Определим соотношение:

Примем, что соответствует 7-му положению переключателя Ir (рисунок 3.6). Окончательно уставку по току ЗП

 = 0,95∙In = 0,95 ∙ 3200 = 3040А

Условные токи защиты от перегрузок[5,c.108]:

Несрабатывания: Ind =1,05∙Ir = 1,05∙3040= 3192 А;

Срабатывания I d = 1,20∙Ir = 1,20∙3040 = 3648 А.

Время срабатывания защиты от перегрузок tr = 4 с при токе 6∙Ir = 18240 А (3-е положение переключателя tr, рисунок 3.6).

Разброс времени срабатывания защиты от перегрузок при :

токе 1,5∙Ir = 4560 А составит 52-80 с;

токе 6∙Ir = 18240 А - 3-4 с;

токе 7,2∙Ir = 21888 А - 2,2-2,8 с.

Проверим чувствительность защиты от перегруза к току КЗ в конце защищаемого участка (точки Ж и З, рисунок 3.1) при минимальном режиме работы электрической сети:

ток короткий замыкание защита

Вывод: Условие не выполняется, так как в схеме в точке З слишком малые токи однофазного КЗ, следовательно, для надежного срабатывания защиты необходимо использовать дифференциальную защиту токов нулевой последовательности.

2)      Селективная токовая отсечка.

Селективная токовая отсечка отстраивается от пиковых токов нагрузки.

Уставка по току срабатывания отсечки должна быть [5,9.6.2]:

Isd ≥ КН.О ∙ КСЗП ∙ IРАБ.МАКС, (3.18)

где КН.О = 1,35-1,5 - коэффициент надежности отстройки;

КСЗП - коэффициент самозапуска [5,ф.9.11]:

, согласно (3.14)

По (3.18) определим уставку по току селективной токовой отчечки:

Isd ≥ 1,35 ∙ 2 ∙ 2586,53=6983,63 А

Определим соотношение:

Примем, что соответствует 3-му положению переключателя 3 по току Isd на блоке Micrologic 5.0 A (см. рисунок 3.7). Окончательно уставка по току С.О. Isd = 2,5∙Ir = 2,5∙3040 = 7600 А

Рисунок 3.7- Переключатели уставок селективной токовой отсечки (3) и мгновенной токовой отсечки (4)

Уставку по току срабатывания IsdQF3 и уставку по времени tsdQF3 селективной токовой защиты выключателя QF3 требуется отстроить от тока срабатывания IsdQF4 и выдержки времени tsdQF4 селективной токовой защиты выключателя QF4[5, 9.6.2]:

3 ≥ КН.СОГЛ ∙ IsdQF4, (3.20)

tsdQF3 = tsdQF4 + Δt, (3.21)

где КН.СОГЛ = 1,3-1,5 - коэффициент надежности согласования релейной защиты разных ступеней СЭС;

Δt - ступень селективности, для современных автоматических выключателей, как правило, Δt = 0,1 с.

По (3.20) проверим наличие отстройки уставки по току селективной токовой отсечки секционного выключателя QF3 от тока срабатывания селективной токовой отсечки выключателя отходящей линии QF4:

IsdQF3 =7600 > 1,5 ∙ 960=1440 А;

По (3.21) определим уставку по времени селективной токовой отсечки секционного выключателя QF3:

tsdQF3= 0,04 + 0,1=0,14 с;

Окончательно примем tsdQF3=0,2 с, что соответствует 7-му положению по часовой стрелке переключателя 3 по времени tsd в секторе Off на блоке Micrologic 5.0 A (см. рисунок 3.7).

Селективная токовая отсечка автоматического выключателя QF3 должна чувствовать ток КЗ в минимальном режиме работы сети в конце защищаемого участка (точки Ж и З, рисунок 3.1):

Вывод: Селективная токовая отсечка секционного выключателя QF3 не подходит для отключения минимального тока однофазного КЗ в точке З в случае отказа нижестоящих защитных аппаратов. Условие не выполняется, так как в схеме в точке Ж и З слишком малые токи однофазного КЗ, следовательно, для надежного срабатывания защиты необходимо использовать дифференциальную защиту токов нулевой последовательности.

Границы зоны срабатывания этой защиты меняются:

по току в пределах ±10 % или (0,9-1,1)Isd:

,9 ∙ 7600 = 6840 А и 1,1 ∙ 7600 = 8360 А;

по времени tsd = 0,14-0,2 с. [5,табл.10.15]

3)      Мгновенная токовая отсечка

Примем 4-х кратную уставку (3-е положение переключателя Ii), т.е.

 =4∙In= 4∙3200 = 12800 А.

Мгновенная токовая отсечка отстраивается (не должна чувствовать) от максимального тока в конце зоны действия защиты (точка З, рисунок 3.1)[5, 9.4]:

 (3.23)

Максимальным током КЗ в точке З, согласно подразделу 2.6, является ток трехфазного КЗ при максимальном режиме работы сети. Из подраздела 2.5 известно, что

Из (3.23) определим отношение уставки мгновенной токовой отсечки к максимальному току трехфазного КЗ в точке З:

Чувствительность мгновенной токовой отсечки секционного выключателя может быть повышена, если уставка по току срабатывания будет определяться из условия согласования с током срабатывания мгновенной токовой отсечки наиболее мощного выключателя отходящей линии [5, 9.6.2]:

Ii.QF3 ≥ КН.СОГЛ ∙ Ii.QF4          (3.24)

где КН.СОГЛ = 1,3-1,5 - коэффициент надежности согласования.

По (3.24) проверим уставку мгновенной токовой отсечки секционного выключателя QF3 на соответствие условию согласования с током срабатывания мгновенной токовой отсечки выключателя отходящей линии QF4:

А ≥ 1,5 ∙ 4400 А=6600 А

Погрешность срабатывания отсечки составляет ±10 % или ΔIi =11520-14080А.

3.2.3 Расчет вводных автоматических выключателей QF1, QF2

По [6, с. 22-23] выбираем секционный выключатель Masterpact NW 5000 H1 с номинальным током In = 5000 А, номинальной предельной отключающей способностью при напряжении сети 380/415 В Icu = 65 кА и номинальной рабочей отключающей способностью Ics = 100 % Icu.

Для управления выключателем и защиты электрической сети выберем блок контроля и управления Micrologic 5.0 A.

Выбор и расчет параметров блока Micrologic 5.0 A

1)      Защита от перегрузок

Максимальный рабочий ток вводного выключателя составляет IВ.В.Н = 369,04 А. Уставка защиты от перегрузок Ir может задаваться в пределах (0,4-1,0)∙In и регулируется с помощью переключателя Ir (1, рисунок 3.6).

Уставка по току срабатывания защиты от перегрузки отстраивается (должна быть больше) от максимального рабочего тока защищаемой цепи.

По (3.17) определим уставку по току защиты от перегрузки:

Определим соотношение:

Примем, что соответствует 6-му положению переключателя Ir (рисунок 3.6). Окончательно уставку по току З.П. Ir = 0,9∙In = 0,9 ∙ 5000 = 4500 А

Условные токи защиты от перегрузок[5,c.108]:

Несрабатывания: Ind =1,05∙Ir = 1,05∙4500 = 4725 А;

Срабатывания - Id = 1,20∙Ir = 1,20∙4500 = 5400 А.

Уставку по времени вводного выключателя примем равной уставке секционным выключателем tr = 4 с при токе 6∙Ir =6∙4500= 27000 А (4-е положение переключателя tr, рисунок 3.6).

Разброс времени срабатывания защиты от перегрузок при :

токе 1,5∙Ir = 6750 А составит 52-80 с;

токе 6∙Ir = 27000 А - 3-4 с;

токе 7,2∙Ir = 32400 А - 2,2-2,8 с.

Проверим чувствительность защиты от перегруза к току КЗ в конце защищаемого участка (точки Ж и З, рисунок 3.1) при минимальном режиме работы электрической сети:

Вывод: здесь условие не выполняется, но придется остановиться на таком варианте, так как иначе защита от перегруза автоматического выключателя будет срабатывать на . Условие не выполняется, так как в схеме в точке Ж и З слишком малые токи однофазного КЗ, следовательно, для надежного срабатывания защиты необходимо использовать дифференциальную защиту токов нулевой последовательности.

2)      Селективная токовая отсечка

Селективная токовая отсечка отстраивается от пиковых токов нагрузки.

По (3.18) определим уставку по току селективной токовой отсечки:

Isd ≥ 1,5 ∙ 2 ∙ 3695,04 =11085,12А

Определим соотношение:

Примем, что соответствует 4-му положению переключателя 3 по току Isd на блоке Micrologic 5.0 A (см. рисунок 3.7). Окончательно уставка по току С.О. Isd = 3∙Ir = 3∙4500 = 12500 А

Уставку по току срабатывания IsdQF1 и уставку по времени tsdQF1 селективной токовой защиты выключателя QF1 требуется отстроить от тока срабатывания IsdQF3 и выдержки времени tsdQF3 селективной токовой защиты выключателя QF3[5, 9.6.2]:

1 ≥ КН.СОГЛ ∙ IsdQF3, (3.25)

tsdQF1 = tsdQF3 + Δt, (3.26)

По (3.25) проверим наличие отстройки уставки по току селективной токовой отсечки вводного выключателя QF1 от тока срабатывания селективной токовой отсечки секционного выключателя QF3:

1 =12500 > 1,3 ∙ 9120=11856 А;

По (3.26) определим уставку по времени селективной токовой отсечки вводного выключателя QF1:

tsdQF1= 0,2 + 0,1=0,3 с;

Окончательно примем tsdQF1=0,3 с, что соответствует 4-му положению против часовой стрелке переключателя 3 по времени tsd в секторе Off на блоке Micrologic 5.0 A (см. рисунок 3.7).

Селективная токовая отсечка автоматического выключателя QF1 должна чувствовать ток КЗ в минимальном режиме работы сети в конце защищаемого участка (точки Ж и З, рисунок 3.1):

Вывод: Селективная токовая отсечка вводного выключателя QF1 не подходит для отключения минимального тока однофазного КЗ в точке З в случае отказа нижестоящих защитных аппаратов. Условие не выполняется, так как в схеме в точке Ж и З слишком малые токи однофазного КЗ, следовательно, для надежного срабатывания защиты необходимо использовать дифференциальную защиту токов нулевой последовательности.

Границы зоны срабатывания этой защиты меняются:

по току в пределах ±10 % или (0,9-1,1)Isd:

,9 ∙ 13500 = 12150 А и 1,1 ∙ 13500 = 14850 А;

по времени tsd = 0,23-0,32 с [5,табл.10.15].

) Мгновенная токовая отсечка

Примем 4-х кратную уставку (3-е положение переключателя Ii), т.е.

 =4∙In= 4∙5000 = 20000 А.

Мгновенная токовая отсечка отстраивается (не должна чувствовать) от максимального тока в конце зоны действия защиты (точка З, рисунок 3.1)[5, 9.4]:

 (3.28)

Максимальным током КЗ в точке З, согласно подразделу 2.6, является ток трехфазного КЗ при максимальном режиме работы сети. Из подраздела 2.5 известно, что

Из (3.28) определим отношение уставки мгновенной токовой отсечки к максимальному току трехфазного КЗ в точке З:

Чувствительность мгновенной токовой отсечки вводного выключателя может быть повышена, если уставка по току срабатывания будет определяться из условия согласования с током срабатывания мгновенной токовой отсечки секционного выключателя [5, 9.6.2]:

Ii.QF1 ≥ КН.СОГЛ ∙ Ii.QF3          (3.29)

где КН.СОГЛ = 1,3-1,5 - коэффициент надежности согласования.

По (3.29) проверим уставку мгновенной токовой отсечки вводного выключателя QF1 на соответствие условию согласования с током срабатывания мгновенной токовой отсечки секционного выключателя QF3:

А ≥ 1,5 ∙ 12800А=16640 А

Погрешность срабатывания отсечки составляет ±10 % или ΔIi =18000-22000А.

3.2.4 Результаты выбора автоматических выключателей сведем в таблицу 3.3

Таблица 3.3- Результаты выбора автоматических выключателей

Окончание таблицы 3.3

  IПИК, кА              Isd, кА ΔIsd, кА                tsd, с      Δtsd, с    Iк.мин, кА            КЖЧ.С.О.             КЗЧ.С.О               Ii, кА      ΔIi, кА                ,

кАIcu,

Время-токовые характеристики вводных и секционного выключателей ТП, выключателя отходящих линий и предохранителей показаны на рисунке 3.8

Рисунок 3.8- Время токовые характеристики вводных и секционного выключателей ТП, выключателя отходящих линий и предохранителей

3.2.2 Анализ карты селективности

1) F3

Ток не будет отключен.

Ток  будет отключен за время 2-3 с.

Ток  будет отключен за время 3-5 с.

) F1

Ток  будет отключен за время 0.9-1.2 с.

Ток  не будет отключен.

Ток  будет отключен за время 1-1.5 с.

Ток  не будет отключен.

Ток не будет отключен.

Ток  не будет отключен.

Ток  не будет отключен.

) QF4

.1) Защита от перегруза

Ток будет отключен за время 4,5-7 с, при отказе селективной токовой отсечки.

Ток  будет отключен за время 4-6 с, при отказе селективной токовой отсечки.

Ток будет отключен за время 4-6 с, при отказе селективной токовой отсечки.

.2) Селективная токовая отсечка

Ток  будет отключен за время 0,02-0,035 с.

Ток  будет отключен за время 0,02-0,035 с.

Ток  будет отключен за время 0,02-0,035 с.

.3) Мгновенная токовая отсечка

Не находит применения.

) QF3

.1) Защита от перегруза

Ток  будет отключен за время 3-4 с, при отказе селективной токовой отсечки.

Ток  будет отключен за время 3-4 с, при отказе селективной токовой отсечки.

Ток  будет отключен за время 2-3 с, при отказе мгновенной токовой отсечки и отказе селективной токовой отсечки.

Ток  будет отключен за время 2-3 с, при отказе мгновенной токовой отсечки и отказе селективной токовой отсечки.

.2) Селективная токовая отсечка

Ток  будет отключен за время 0,12-0,2 с.

Ток  будет отключен за время 0,12-0,2 с.

Ток  будет отключен за время 0,12-0,2 с, при отказе мгновенной токовой отсечки.

Ток  будет отключен за время 0,12-0,2 с, при отказе мгновенной токовой отсечки.

.3) Мгновенная токовая отсечка

Ток  будет отключен за время 0,02-0,05 с.

Ток  будет отключен за время 0,02-0,05 с.

4.     
ОРГАНИЗАЦИЯ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ РАССМАТРИВАЕМОГО ФРАГМЕНТА СЭС

.1 Расчет рабочих максимальных и пиковых токов

Для последующего расчета уставок релейной защиты рассматриваемого фрагмента СЭС необходимо знать значение рабочих максимальных и пиковых токов, которые могут протекать по защищаемым элементам рассматриваемого фрагмента СЭС.

4.1.1 Токи кабельных линий КЛ1 и КЛ2

Согласно [8, 2.5.1] максимальный рабочий ток нагрузки IРАБ.МАКС кабельных линий КЛ1 и КЛ2 следует принять равным длительно допустимому току IДЛ.ДОП одного кабеля. Согласно [1, табл.7.14] для кабелей М-3х240 длительно допустимый ток IДЛ.ДОП равен 430 А, но этот длительно допустимый ток не является достаточным, так как только на питание двух трансформаторных подстанций ТП7 и ТП9 необходимо 410,56А (см. пункт 4.1.5), а кроме этих нагрузок на шинах присутствуют и другие нагрузки. Необходимо увеличить сечение КЛ1 и КЛ2. Примем к установке М-3x300 длительно допустимый ток IДЛ.ДОП равен 660 А

Для определения пикового тока используется коэффициент самозапуска, учитывающий увеличение рабочего тока за счет пуска или самозапуска электродвигателей напряжением 6 кВ [11, 19.6]:

Пиковый ток равен:

ПИК= КСЗП ∙ IРАБ.МАКС=1,3∙660=858 А (4.1)

.1.2 Токи трансформаторов Т1 и Т2

а) со стороны 6 кВ:

Рабочий максимальный ток с учетом аварийной перегрузки трансформатора определяется по формуле:

(4.2)

где 1,6- коэффициент учитывающих аварийную перегрузку трансформатора при питании обоих секций шин 6 кВ от одного трансформатора;

IТ.Н.- Номинальный ток трансформатора со стороны 6 кВ;

SТ.Н.- Номинальная мощность трансформатора. Для трансформаторов ТДНС-10000/35/6,6 Sт.н=10000 кВА;

UСР.НН- среднее напряжение трансформатора со стороны НН. UСР.НН=6,3 кВ.

По (4.2):

Пиковый ток также находится по выражению (4.1):ПИК=КСЗП ∙ IРАБ.МАКС=1,3∙1,466=1,906 кА.

б) со стороны 35 кВ:

Рабочий и максимальный и пиковый токи на стороне 35 кВ находятся по формулам:

(4.3)

 (4.4)

4.1.3 Токи секционного выключателя подстанции 35/6 кВ

Согласно [10, 17.3.2] токи секционного выключателя находятся по формулам:

(4.5)

 (4.6)

где 0,7- коэффициент, учитывающий возможную неравномерность нагрузки по секциям сборных шин.

По (4.5) и (4.6):

4.1.4 Токи секционного выключателя РП

По формулам (4.5) и (4.6):

4.1.5 Токи кабельных линий КЛ7 и КЛ8

Максимальный рабочий ток нагрузки IРАБ.МАКС кабельных линий КЛ7 и КЛ8 следует принять исходя из того, что КЛ7 питает две ТП: ТП7 и ТП9.

Но при этом длительно допустимый ток кабельных линий КЛ7 и КЛ8 IДЛ.ДОП ,меньше полученного значения. Согласно [1, табл.7.14] для кабелей А-3х150 длительно допустимый ток IДЛ.ДОП равен 275 А. В качестве кабеля для КЛ7 и КЛ8 примем кабель А-3x240 длительно допустимый ток IДЛ.ДОП равен 440 А. Для определения пикового тока используется коэффициент самозапуска, учитывающий увеличение рабочего тока за счет пуска или самозапуска электродвигателей напряжением 6 кВ [11, 19.6]:

Пиковый ток равен:

ПИК= КСЗП ∙ IРАБ.МАКС=1,3∙410,56=533,728 А

Схема рассматриваемого фрагмента СЭС с диаграммой селективности и нанесенными токами КЗ, рассчитанными в разделе 2, а также рабочими максимальными и пиковыми токами рассматриваемого фрагмента сети представлена на рисунке 4.1.

Рисунок 4.1- Схема рассматриваемого фрагмента СЭС

5. РАСЧЕТ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ РАССМАРИВАЕМОГО ФРАГМЕНТА СЭС

5.1 Расчет релейной защиты, установленной в начале КЛ7 и КЛ8

.1.1 Защита от междуфазный КЗ

Как было сказано в разделе 1, защита от междуфазных в начале линии, питающей выполняется в виде двухступенчатой максимальной токовой защиты (МТЗ), состоящей из селективной защиты с зависимой от тока выдержкой времени и мгновенной токовой отсечки (МТО). Рассчитаем параметры этой защиты.

5.1.1.1 Расчет селективной токовой отсечки

а) Уставка по току СТО рассчитывается из условий:

По условию отстройки от пиковых токов защищаемого элемента уставка по току СТО рассчитывается по формуле [10, 17.3.2]:

      (5.1)

где Кн.о.- коэффициент надежности отстройки. Для микропроцессорный защит Кн.о. принимают 1,1. [10, 17.3.1];

Кв- коэффициент возврата, Кв=0,935;

По (5.1) (см. рисунок 4.1):

Выберем уставку по току срабатывания Is=Isd=630 А

По условию согласования уставок по току вышестоящей и нижестоящей защит уставка по току СТО в данной работе рассчитана не может, т.к. неизвестны уставки по току СТО нижестоящих защит.

б) Уставка по времени срабатывания, согласно разделу 1: (см.рисунок 1.1)

в) Коэффициент чувствительности СТО [10,17.3.2]:

при выполнении ею основной функции:

   (5.2)

где - значение тока двухфазного КЗ в конце защищаемого участка при минимальном режиме работы системы.

По (5.2) (с.67):

Для выполнения СТО выбрана обратно зависимая от тока ВТХ. Рассчитаем точки ВТХ с помощью методики, изложенной в [10,17.5.2].

1)      Для начала выберем в качестве обратнозависимой ВТХ характеристику SIT. Найдем коэффициент усиления по формуле:

      (5.3)

где - время срабатывания при кратности тока I*, I*=I/Is;

I-       Значение тока КЗ, для которого расчитывается время срабатывания;

α,k- коэффициенты аппроксимации, для SIT α=0,02; k=0,14

Для точки tsd=0,8 с; I=10∙Is=6300 А по формуле (5.3):

)        Для точки I=6∙Is=6∙630=3780 А найдем  по формуле:

        (5.4)

По (5.4):

3)      Результаты расчетов для остальных точек приведены в таблице 5.1

Таблица 5.1-результаты расчетов времени срабатывания СТО в зависимости от величины тока КЗ

5.1.1.2 Расчет мгновенной токовой отсечки

Мгновенная токовая отсечка является быстродействующей максимальной токовой защитой с ограниченной зоной действия. Для МТО, установленной на выключателях в начале линий КЛ7 и КЛ8 внешним КЗ является короткое замыкание после выключателей, установленных в конце КЛ7 и КЛ8 (точка Д).

а) Ток срабатывания МТО находится по формуле [10, 17.3.1]:

       (5.5)

где - коэффициент надежности несрабатывания отсечки. Для микропроцессорных реле он равен 1,15;

- ток внешнего трехфазного КЗ в максимальном режиме работы энергосистемы;

По (5.5) (с.67):

Выберем уставку по току срабатывания Ii=10,61 кА.

б) Мгновенная токовая отсечка должна чувствовать ток двухфазного КЗ в месте установки защиты (). Коэффициент чувствительности отсечки [9, п.3.2.21,пп.8]:

(5.6)

По (5.6) (с.67):

Поскольку МТО не может отключить ток КЗ в зоне защиты в минимальном режиме работы энергосистемы при условии отстройки от максимального тока внешнего КЗ, то применение МТО на защитах, установленной в начале КЛ7 и КЛ8, нецелесообразно.

5.1.2 Защита от однофазных замыканий на землю

Для расчета уставок защиты от однофазных замыканий на землю необходимо определить ток однофазного замыкания на землю (ОЗЗ), создаваемый емкостными проводимостями всех линий, электрически связанных с местом повреждения. Для определения тока ОЗЗ составим полную схемы системы сети 6 кВ. Поскольку в исходных данных не приведено никаких сведений о таких электроприемниках, как ДСП, ИП, РКЗ, СД, АД, БК, электропривод, нет сведений о СРФ; а также отсутствуют данные о трансформаторах Т3-Т6, условно примем следующие параметры питающих их линий:

а) Кабельные линии ПС-ДСП, ПС-ИП, ПС-РКЗ, и ПС-Электропривод выполнены кабелем М-3х240 длиной L=100 м;

б) Линия, соединяющая ПС с СРФ, выполнена кабелем А-3х150 длиной L=30 м;

в) Линии РП-СД и РП-АД выполнены кабелем А-3х150 длиной 50 м;

г) Кабельные линии КЛ3 и КЛ4 выполнены кабелем А-3х150 длиной 500 м;

д) Воздушные линии ВЛ5 и ВЛ6 выполнены проводом АС-150 длиной 500 м;

Полная схема электроснабжения представлена на рисунке 5.1. Удельные емкостные токи ЛЭП для напряжения 6 кВ равны [10, табл.18.1;18.2]:

1)      КЛ М-3х240 - Iуд=1,3 А/км;

2)      КЛ А-3х150- Iуд=1,1 А/км;

)        ВЛ АС-150- Iуд=0,039 А/км;

)        КЛ M-3x500- Iуд=1,3 А/км (так как отсутствуют данные, то примем значение равное КЛ М-3х240, для упрощения дальнейших расчетов)

)        КЛ М-3x300- Iуд=1,3 А/км (так как отсутствуют данные, то примем значение равное КЛ М-3х240, для упрощения дальнейших расчетов)

)        КЛ А-3x240 - Iуд=1,3 А/км;

Поскольку схема делится на две части секционными выключателями ПС и РП, рассчитаем тока ОЗЗ для обеих частей схемы. Расчет токов ОЗЗ ведется по формуле[10, 18.1]:

       (5.7)

где - удельный емкостной ток i-й линии;

-длина i-й линии.

Для кабельных линий КЛ1 и КЛ2 удельные емкостные токи удваиваются, т.к. они выполнены двумя параллельными кабелями. Результаты расчетов для левой и правой части схемы приведены в таблицах 5.2 и 5.3 соответственно.

Рисунок 5.1- Полная схема сети 6 кВ

Таблица 5.2- Результаты расчетов для левой части схемы

Таблица 5.3- Результаты расчетов для правой части схемы

Поскольку даже при соединенным секционном выключателе (ПС или РП) максимальный ток ОЗЗ не превышает 30 А, сеть 6 кВ будет иметь изолированную нейтраль [10,18.2]. Поэтому для защиты КЛ7 и КЛ8 от ОЗЗ будет применяться ненаправленная токовая защита нулевой последовательности.

а) Уставка по току срабатывания ненаправленной токовой защиты нулевой последовательности должна быть отстроена от собственного емкостного тока Ic= 0,65 А защищаемой линии при дуговых перемежающихся ОЗЗ находится по формуле [10,18.5]:

Is ≥ Кн.с ∙ Кбр ∙ Iс                      (5.8)

где Is- уставка по току срабатывания ненаправленной токовой защиты нулевой последовательности;

Кн.с=1,2- коэффициент надежности срабатывания;

Кбр- коэффициент, учитывающий броски тока при перемежающихся дуговых ОЗЗ. Для микропроцессорных защит Sepam Кбр=1.

По (5.8):

Is ≥ 1,2 ∙ 1 ∙ 0,65=0,78 А.

б) Эффективность функционирования токовой защиты НП оценивается коэффициентом чувствительности[10, 18,5]:

 (5.9)

где - минимальное значение тока ОЗЗ электрической сети при разных режимах эксплуатации. За минимальное значение тока ОЗЗ примем ток ОЗЗ для левой части схемы: ;

- допустимое значение коэффициента чувствительности. Для микропроцессорных защит Sepam .

По (5.9):

Поскольку ненаправленная токовая защита НП обеспечивает необходимую чувствительность к минимальному току ОЗЗ, для защиты КЛ7 и КЛ8 применим защиту нулевой последовательности (код ANSI 51N).

5.1.3 Схема подключения блока Sepam S20 к измерительным трансформаторам представлена на рисунке 5.2 [12, с.73]

Рисунок 5.2- Схема релейной защиты линий КЛ7 и КЛ8

В качестве измерительных трансформаторов используются:

а) Трансформаторы тока ТПЛ-10М с номинальным током 300 А

б) Трансформатор тока нулевой последовательности CSH 120

5.2 Расчет релейной защиты, установленной на секционном выключателе РП

На секционном выключателе напряжением 6 кВ должна быть предусмотрена двухступенчатая токовая защита от многофазных КЗ (селективная токовая отсечка и мгновенная токовая отсечка).

5.2.1 Расчет селективной токовой отсечки

а) Уставка по току СТО рассчитывается из условий:

По условию отстройки от пиковых токов защищаемого элемента уставка по току СТО рассчитывается аналогично подпункту 5.1.1.1 по формуле (5.1).

По (5.1) (с.67):

Выберем уставку по току срабатывания Is=Isd=710 А

По условию согласования уставок по току вышестоящей и нижестоящей защит уставка по току СТО защиты, установленной на секционном выключателе РП, определяется по формуле [10, 17.3.2]:

.вс ≥ Кн.с ∙ Isd.нс,                          (5.10)

где Кн.с- коэффициент надежности согласования. Примем Кн.с=1,2;

Isd.вс- уставка по току срабатывания СТО вышестоящей защиты (защита, установленная на секционном выключателе РП);

Isd.нс- уставка по току срабатывания СТО нижестоящей защиты (защита, установленные на выключателях в начале линий КЛ7 и КЛ8);

По (5.10):

Isd.вс ≥ 1,2 ∙ 630=756 А.

Уставка по току СТО принимается наибольшей из расcчитанных по формулам (5.1) и (5.10) [10, 17.3.2] и равна Isd=760 А.

б) Уставка по времени срабатывания, согласно разделу 1:

в) Коэффициент чувствительности СТО [10,17.3.3]:

при выполнении ею основной функции (защита сборных шин):

   (5.11)

где - значение тока двухфазного КЗ на сборных шинах РП при минимальном режиме работы системы.

По (5.11) (с.67):

-При выполнении ей функции дальнего резервирования (защита отходящей от РП линии):

  (5.12)

где- ток двухфазного КЗ в конце кабельных линий КЛ7 и КЛ8 в минимальном режиме работы системы.

По (5.12) (с.67):

Для выполнения СТО выбрана обратно зависимая от тока ВТХ. Рассчитаем точки ВТХ с помощью методики, изложенной в [10,17.5.2].

1)      Для начала выберем в качестве обратнозависимой ВТХ характеристику SIT. Найдем коэффициент усиления.

Для точки tsd=1,1 с; I=10∙Is=7600 А аналогично подпункту 5.1.1.1 по формуле (5.3):

)        Для точки I=6∙Is=6∙760=4560 А найдем  по формуле (5.4):

3)      Результаты расчетов для остальных точек приведены в таблице 5.4

Таблица 5.4 - Результаты расчетов времени срабатывания СТО в зависимости от величины тока КЗ

5.2.2 Расчет мгновенной токовой отсечки

Мгновенная токовая отсечка является быстродействующей максимальной токовой защитой с ограниченной зоной действия. Для МТО, установленной на секционном выключателе РП внешним КЗ является короткое замыкание после выключателей, установленных в начале КЛ7 и КЛ8 (точка Г). Поскольку значения токов трехфазного КЗ в максимальном режиме работы системы на сборных шинах ПС и в начале кабельных линий КЛ7 и КЛ8 совпадают, то невозможно отстроить уставку по току срабатывания мгновенной токовой отсечки защиты, установленной на секционном выключателе ПС от тока , т.к. по своему предназначению МТО данной защиты должна отключать ток КЗ этой величины. Поэтому мгновенная токовая отсечка на данной защите не будет установлена. Скорректированная в соответствие с этим принципиальная электрическая схема рассматриваемого участка СЭС представлена на рисунке 5.3.

Рисунок 5.3- Принципиальная электрическая схема рассматриваемого участка СЭС

5.2.3 Выбор измерительных трансформаторов и схемы релейной защиты

Схема подключения блока Sepam S20 к измерительным трансформаторам представлена на рисунке 5.4 [12, с.72]

Рисунок 5.4- Схема релейной защиты, установленной на секционном выключателе РП

В качестве измерительных трансформаторов используются трансформаторы тока ТОЛ-10 с номинальным током 400 А

5.3 Расчет релейной защиты, установленной в начале КЛ1 и КЛ2

.3.1 Защита от междуфазный КЗ

Как было сказано в разделе 1, защита от междуфазных в начале линии, питающей выполняется в виде двухступенчатой максимальной токовой защиты (МТЗ), состоящей из селективной защиты с зависимой от тока выдержкой времени и мгновенной токовой отсечки (МТО). Рассчитаем параметры этой защиты.

5.3.1.1 Расчет селективной токовой отсечки

а) Уставка по току СТО рассчитывается аналогично пункту 5.1:

По формуле (5.1) (с.67):

Выберем уставку по току срабатывания Is=Isd=1010 А

По условию согласования уставок по току вышестоящей и нижестоящей защит уставка по току СТО защиты, установленной в начале кабельных линий КЛ1 и КЛ2 , определяется по формуле [10, 17.3.2]:

Isd.вс ≥ Кн.с ∙ Isd.нс,    (5.13)

где Кн.с- коэффициент надежности согласования. Примем Кн.с=1,2;

Isd.вс- уставка по току срабатывания СТО вышестоящей защиты (защита, установленные на выключателях в начале линий КЛ1 и КЛ2);

Isd.нс- уставка по току срабатывания СТО нижестоящей защиты (защита, установленные на секционном выключателе РП);

Isd.вс ≥ 1,2 ∙ 760=912 А.

Уставка по току СТО принимается наибольшей из расcчитанных по формулам (5.1) и (5.13) [10, 17.3.2] и равна Isd=1010 А.

б) Уставка по времени срабатывания, согласно разделу 1:

в) Коэффициент чувствительности СТО [10,17.3.2]:

при выполнении ею основной функции:

   (5.14)

где - значение тока двухфазного КЗ в конце защищаемого участка при минимальном режиме работы системы.

По (5.14):

-При выполнении ей функции дальнего резервирования:

  (5.15)

где- ток двухфазного КЗ в конце самой длинной кабельной линии, отходящей от РП, в минимальном режиме работы системы.

По (5.15):

Для выполнения СТО выбрана обратно зависимая от тока ВТХ. Рассчитаем точки ВТХ с помощью методики, изложенной в [10,17.5.2].

4)      Для начала выберем в качестве обратнозависимой ВТХ характеристику SIT. Найдем коэффициент усиления по формуле (5.3):

Для точки tsd=1,7 с; I=10∙Is=10100 А по формуле (5.3):

)        Для точки I=6∙Is=6∙1010=6060 А найдем  по формуле (5.4):

По (5.4):

6)      Результаты расчетов для остальных точек приведены в таблице 5.5

Таблица 5.5-результаты расчетов времени срабатывания СТО в зависимости от величины тока КЗ

5.3.1.2 Расчет мгновенной токовой отсечки

Мгновенная токовая отсечка является быстродействующей максимальной токовой защитой с ограниченной зоной действия. Для МТО, установленной на выключателях в начале линий КЛ1 и КЛ2 внешним КЗ является короткое замыкание после выключателей, установленных в конце КЛ1 и КЛ2 (точка Г).

а) Ток срабатывания МТО находится по формуле [10, 17.3.1]:

       (5.16)

где - коэффициент надежности несрабатывания отсечки. Для микропроцессорных реле он равен 1,15;

- ток внешнего трехфазного КЗ в максимальном режиме работы энергосистемы;

По (5.16):

Выберем уставку по току срабатывания Ii=13,1 кА.

б) Мгновенная токовая отсечка должна чувствовать ток двухфазного КЗ в месте установки защиты (). Коэффициент чувствительности отсечки [9, п.3.2.21,пп.8]:

(5.17)

По (5.17):

Поскольку МТО не может отключить ток КЗ в зоне защиты в минимальном режиме работы энергосистемы при условии отстройки от максимального тока внешнего КЗ, то применение МТО на защитах, установленной в начале КЛ1 и КЛ2, нецелесообразно.

5.3.2 Защита от однофазных замыканий на землю

Для расчета уставок защиты от однофазных замыканий на землю необходимо определить ток однофазного замыкания на землю (ОЗЗ), создаваемый емкостными проводимостями всех линий, электрически связанных с местом повреждения. Ток ОЗЗ был определен в пункте 5.1.2.

Для защиты КЛ1 и КЛ2 от ОЗЗ будет применяться ненаправленная токовая защита нулевой последовательности.

а) Уставка по току срабатывания ненаправленной токовой защиты нулевой последовательности должна быть отстроена от собственного емкостного тока Ic= 1,3 А защищаемой линии при дуговых перемежающихся ОЗЗ находится по формуле (5.8):

По (5.8):

Is ≥ 1,2 ∙ 1 ∙ 1,3=1,56 А.

б) Эффективность функционирования токовой защиты НП оценивается коэффициентом чувствительности (5.9):

По (5.9):

Поскольку ненаправленная токовая защита НП не обеспечивает необходимой чувствительности к минимальному току ОЗЗ, для защиты КЛ1 и КЛ2 применим направленную защиту нулевой последовательности (код ANSI 67N). Для этого вместо устройство защиты S20 будем использовать устройства защиты S42. В соответствие с этим скорректированная принципиальная электрическая схема электроснабжения рассматриваемого участка представлена на рисунке 5.5

Рисунок 5.5- Принципиальная электрическая схема рассматриваемого участка СЭС

5.3.3 Выбор измерительных трансформаторов и схемы релейной защиты

Рисунок 5.6- Схема релейной защиты линий КЛ1 и КЛ2

В качестве измерительных трансформаторов используются:

а) Трансформаторы тока ТПЛ-10М с номинальным током 600 А

б) Трансформаторы напряжения НАМИ-10(6)

в) Трансформатор тока нулевой последовательности CSH 120

5.4 Расчет релейной защиты, установленной на секционном выключателе ПС

На шиносоединительном (секционном) выключателе напряжением 6 кВ должна быть предусмотрена двухступенчатая токовая защита от многофазных КЗ (селективная токовая отсечка и мгновенная токовая отсечка).

5.4.1 Расчет селективной токовой отсечки

а) Уставка по току СТО рассчитывается из условий:

По условию отстройки от пиковых токов защищаемого элемента уставка по току СТО рассчитывается аналогично подпункту 5.1.1.1 по формуле (5.1).

По (5.1) (с.67):

Выберем уставку по току срабатывания Is=Isd=1570 А

По условию согласования уставок по току вышестоящей и нижестоящей защит уставка по току СТО защиты, установленной на секционном выключателе ТП, определяется по формуле [10, 17.3.2]:

.вс ≥ Кн.с ∙ Isd.нс,                          (5.18)

где Кн.с- коэффициент надежности согласования. Примем Кн.с=1,2;

Isd.вс- уставка по току срабатывания СТО вышестоящей защиты (защита, установленная на секционном выключателе ПС);

Isd.нс- уставка по току срабатывания СТО нижестоящей защиты (защита, установленные на выключателях в начале линий КЛ1 и КЛ2);

По (5.18):

Isd.вс ≥ 1,2 ∙ 1010=1212.

Уставка по току СТО принимается наибольшей из расcчитанных по формулам (5.1) и (5.18) [10, 17.3.2] и равна Isd=1570.

б) Уставка по времени срабатывания, согласно разделу 1:

в) Коэффициент чувствительности СТО [10,17.3.3]:

при выполнении ею основной функции (защита сборных шин):

   (5.19)

где - значение тока двухфазного КЗ на сборных шинах ПС при минимальном режиме работы системы.

По (5.19):

-При выполнении ей функции дальнего резервирования (защита отходящей от ПС линии):

  (5.20)

где- ток двухфазного КЗ в конце кабельных линий КЛ1 и КЛ2 в минимальном режиме работы системы.

По (5.20):

Для выполнения СТО выбрана обратно зависимая от тока ВТХ. Рассчитаем точки ВТХ с помощью методики, изложенной в [10,17.5.2].

4)      Для начала выберем в качестве обратнозависимой ВТХ характеристику SIT. Найдем коэффициент усиления.

Для точки tsd=2 с; I=10∙Is=15700 А аналогично подпункту 5.1.1.1 по формуле (5.3):

)        Для точки I=6∙Is=6∙1570=9420 А найдем  по формуле (5.4):

6)      Результаты расчетов для остальных точек приведены в таблице 5.6

Таблица 5.6 - Результаты расчетов времени срабатывания СТО в зависимости от величины тока КЗ

5.4.2 Расчет мгновенной токовой отсечки

Мгновенная токовая отсечка является быстродействующей максимальной токовой защитой с ограниченной зоной действия. Для МТО, установленной на секционном выключателе РП внешним КЗ является короткое замыкание после выключателей, установленных в начале КЛ1 и КЛ2 (точка В). Поскольку значения токов трехфазного КЗ в максимальном режиме работы системы на сборных шинах ПС и в начале кабельных линий КЛ1 и КЛ2 совпадают, то невозможно отстроить уставку по току срабатывания мгновенной токовой отсечки защиты, установленной на секционном выключателе ПС от тока , т.к. по своему предназначению МТО данной защиты должна отключать ток КЗ этой величины. Поэтому мгновенная токовая отсечка на данной защите не будет установлена. Скорректированная в соответствие с этим принципиальная электрическая схема рассматриваемого участка СЭС представлена на рисунке 5.7.

Рисунок 5.7- Принципиальная электрическая схема рассматриваемого участка СЭС

5.4.3 Выбор измерительных трансформаторов и схемы релейной защиты

Схема подключения блока Sepam S20 к измерительным трансформаторам представлена на рисунке 5.8 [12, с.72]

Рисунок 5.8- Схема релейной защиты, установленной на секционном выключателе ПС

В качестве измерительных трансформаторов используются трансформаторы тока ТОЛ-10 с номинальным током 1200 А

5.5 Расчет релейной защиты электролизной установки

Защита строится на блоке Sepam Т20

5.5.1 Расчет защиты электролизной установки от перегрузки

а) Ток срабатывания защиты от перегруза определяется из условия отстройки от номинального тока преобразователя

, (5.21)

где Кн.о - коэффициент надежности отстройки (несрабатывания) защиты. Примем Кн.о=1,1;

Кв - коэффициент возврата защиты, для блоков sepam Кв=0,95;

- приведенный к первичному напряжению трансформатора номинальный выпрямленный ток преобразователя.

         (5.22)

где - коэффициент, зависящий от схемы питания выпрямителей;

- номинальный выпрямленный ток преобразователя;

U1 и U2 - соответственно высшее и низшее напряжения трансформатора.

По (5.22):

По (5.21):

б) Уставку по времени срабатывания примем tr=9 c;

Поскольку защита от перегрузки выполняется с обратнозависимой от тока выдержкой времени, расчитаем точки ВТХ с помощью методики, изложенной в [10,17.5.2].

1)      Для начала выберем в качестве обратнозависимой ВТХ характеристику SIT. Найдем коэффициент усиления.

Для точки tr=9 с; I=10∙Ir= 4450А аналогично подпункту 5.1.1.1 по формуле (5.4):

2)      Для точки I=6∙Ir=6∙445=2670 А найдем  по формуле (5.5):

3)      Результаты расчетов для остальных точек приведены в таблице 5.9

Таблица 5.6- Результаты расчетов времени срабатывания защиты от перегрузки в зависимости от величины тока

5.5.2 Мгновенная токовая отсечка

Рисунок 5.9 - Защита полупроводникового преобразовательного агрегата

а) Уставка по току срабатывания защиты выбирается по условию

с.мгн = Котс ∙ I'п.н. (5.20)

Коэффициент Котс принимается с учетом отстройки от бросков тока намагничивания при включении ненагруженного трансформатора и от возможных толчков тока нагрузки. При использовании блока sepam Котс = 2-2.5 примем 2.5.

б) Чувствительность защиты определяется по токам двухфазного КЗ I(2)к.мин на выводах высокого и низкого напряжений при минимальном режиме работы сети:

, .

Из пункта 2.3

5.5.3 Газовая защита (ANSI 63)

Устанавливается от внутренних повреждений и понижения уровня масла.

Для исполнения газовой защиты выбираем двухпоплавковое газовое реле BF 80/10 [13, 4.5]:

а) В случае накопления газа опускается верхний поплавок и срабатывает сигнализация;

б) В случае потери масла сначала опускается нижний поплавок и срабатывает сигнализация. При дальнейшей потере масла нижний поплавок опускается дальше и срабатывает переключающий контакт, после чего трансформатор отключается;

в) В случае интенсивного течения масла из трансформатора в расширитель срабатывает клапанный затвор, задействуется переключающий контакт и происходит отключение трансформатора.

Согласно [13, 5] срабатывание системы коммутации происходит при скоплении газа 200-300 см3 и при течении масла со скоростью 1 м/с.

5.5.4 Тепловая защита (49RMS)

В устройствах Sepam возможна реализация защиты масляных трансформаторов от тепловой перегрузки без применения датчиков температуры (ANSI 49RMS) [10, 16.2]. Уставка аварийной сигнализации-100% нагрева, уставка отключения-120% нагрева; постоянная времени 20 минут. [11,19.9]

5.5.5 Защита от однофазных замыканий на землю в питающей сети и в обмотке ВН питающего трансформатора выполняется также, как и для линии напряжением 10кВ с односторонним питанием

Первичный ток срабатывания защиты выбирается из условия отстройки от собственного тока Iс защищаемой линии при дуговых перемежающихся ОЗЗ

сз ≥ Кн.с ∙ Кбр ∙ Iс, (5.21)

где Кн.с = 1,2-1,3 - коэффициент надежности срабатывания;

Кбр =2-2,5 - коэффициент, учитывающий броски тока при перемежающихся дуговых замыканиях.

Эффективность функционирования токовой НП защиты оценивается коэффициентом чувствительности

где Iозз -значение тока ОЗЗ электрической сети при различных режимах эксплуатации Iозз=3,4155 А (расчет произведен в пункте 5.1.2); Кч.мин.доп - минимальное допустимое значение коэффициента чувствительности: для кабельных сетей принимается равным 1,25.

Защита должна работать с минимальной выдержкой времени 50 мс.

5.5.6 Защита полупроводниковых вентилей преобразовательного агрегата предохранителями

Каждый полупроводниковый вентиль в преобразовательном агрегате, должен быть защищен при помощи быстродействующего предохранителя. Так как, нет данных об используемых полупроводниковых вентилях, и о количестве вентилей установленных в одном блоке (параллельно), то нет возможности произвести полноценный расчет предохранителей. Примем к установке быстродействующие предохранители ПП 57. Их уставку следует принимать так, чтобы при выходе из строя одного или двух вентилей из блока, увеличившийся ток, через оставшиеся вентили, установленные параллельно вышедшим из строя, не привел к срабатыванию предохранителей, защищающих оставшиеся в работе вентили.

.5.7 Защита преобразовательного агрегата короткозамыкателем QN

При срабатывании короткозамыкатель закорачивает выводы низшего напряжения трансформатора, резко ограничивая ток в вентилях преобразователя. Возникший режим искусственного короткого замыкания устраняется токовой защитой . Применяемый короткозамыкатель имеет время срабатывания tс.к = 0,003 с и допускает прохождение тока до Iк = 70 кА в течение времени ликвидации искусственного КЗ. Защита с применением короткозамыкателей применяется для мощных преобразовательных агрегатов, заданный преобразовательный агрегат, можно считать мощным.

5.5.7 Выбор измерительных датчиков и схемы релейной защиты

Схема подключения блока Sepam Т20 к измерительным трансформаторам представлена на рисунке 5.10 [10, с.141]

Рисунок 5.10- Схема релейной защиты электролизной установки

В качестве измерительных трансформаторов используются:

а) Трансформаторы тока ТПОЛ-10 с номинальным током I1.ТТ.Н=1000 А

в) Трансформатор тока нулевой последовательности CSH 120

5.7 ВТХ рассчитанных выше защит приведены на рисунке 5.11

Рисунок 5.11- Карта селективности защит рассматриваемого участка СЭС

6. РАСЧЕТ ТРАНСФОРМАТОРА ТОКА

В соответствие с исходными данными (таблица 3) требуется рассчитать трансформатор тока, установленный в начале кабельной линии, соединяющей батарею конденсаторов с секцией шин РП.

)        Согласно пункту 2.3 максимальный рабочий ток, протекающий по данной кабельной линией с учетом возможной перегрузки по току электролизной установки, равен 937,5 А. В соответствие с этим выбираем трансформатор тока ТПОЛ-10 с номинальным током I1.ТТ.Н=1000 А.

)        Расчетный первичный ток, в соответствие с [2, 6.4] находится по формуле:

1.РАСЧ = 1,1 ∙ IСОГЛ, (6.1)

где IСОГЛ, согласно [14, 5.3] равен максимальному току КЗ в месте установки трансформатора тока .

Коэффициент 1,1 учитывает увеличение кратности первичного тока по сравнению с кратностью вторичного тока из-за 10 %-ной погрешности ТТ.

По (6.1):

I1.РАСЧ = 1,1 ∙ 12020=13222 А.

)        Предельная кратность тока К10 находится по формуле:

К10 = I1.РАСЧ / I1.ТТ.Н (6.2)

По (6.2):

К10 = 13222/ 1000=13,222

)        Кривые предельных кратностей тока для трансформатора тока ТПОЛ-10 приведены на рисунке 6.1 [2, рис.П2.1]

Рисунок 6.1- Кривые предельных кратностей трансформаторов тока типа ТПОЛ-10: 1 - класса Р для nТ = 600/5, 1000/5 и класса 0,5 для nТ = 1500/5; 2 - класса 0,5 для nТ = 600/5; 3 - класса Р для nТ = 800/5 и 1500/5; 4 - класса 0,5 для nТ = 800/5; 5 - класса 0,5 для nТ = 1000/5 [26]

Для рассчитанного К10 ≈15 при двух ТТ с коэффициентом трансформации nТ = 1000/5 для класса Р допустимое сопротивление нагрузки трансформатора тока ZДОП≈0,6 Ом.

)        Для схемы соединения трансформаторов тока «полная звезда» согласно [2, табл. П2.1] расчетная вторичная нагрузка трансформаторов тока на фазу равна:

Н.РАСЧ = RПР + ZР.Ф + RПЕР (6.3)

где RПР- сопротивление соединительных проводов;

ZР.Ф- сопротивление, подключенное к вторичной цепи трансформатора тока. Согласно [12, c.166] входное сопротивление входов реле тока РТ-80 составляет =0,001 Ом;

RПЕР- переходное сопротивление контактов; RПЕР=0,1 Ом.

Исходя из допустимого сопротивления вторичной цепи ТТ найдем сопротивления проводов:

ПР =ZДОП- ZР.Ф - RПЕР       (6.4)

По (6.4):

RПР =0,6- 0,001 - 0,1=0,499 Ом.

Найдем допустимое сечение соединительных проводов по формуле:

≥L/RПР∙γ,                                             (6.5)

где L- длина соединительных проводов. Для ячеек КРУ L=4 м;

γ- удельная проводимость. Для меди γ=57 м/(Ом∙мм2).

По (6.5):

S≥4/(0,499∙57)=0,14 мм2.

Согласно п. 3.4.4 ПУЭ для токовых цепей минимальное сечение жилы из меди должно быть не менее 2,5 мм2, из алюминия - 4 мм2. Выбираем S=2,5 мм2.

Принимаем контрольный кабель марки КВВГ с сечением жил 2,5 мм2.

7. ВЫБОР ОПЕРАТИВНОГО ТОКА

При выборе источника оперативного тока для питания цепей релейной защиты, автоматики, управления и сигнализации в распределительных сетях принимается во внимание большое число факторов. Наиболее надежным источником оперативного тока является аккумуляторная батарея напряжением 110 или 220 В при условии, что она установлена в специальном отапливаемом и вентилируемом помещении, имеет устройства для подзаряда и заряда, эффективную защиту от КЗ и замыканий на землю в сети оперативного тока, а также квалифицированное обслуживание. Все это в целом требует значительных капитальных вложений и трудозатрат и может быть признано экономически оправданным только для распределительных подстанций с высшим напряжением 110-220 кВ. На упрощенных подстанциях используется вариант использования переменного или выпрямленного оперативного тока, источником которого являются измерительные трансформаторы тока и напряжения и трансформаторы собственных нужд. Этот вариант наиболее экономичен, так как капитальные вложения и трудозатраты на эксплуатацию минимальны. По надежности переменный или выпрямленный оперативный ток не уступает постоянному, если используются простые токовые и дифференциальные защиты трансформаторов и отходящих линий 6 и 10 кВ. [2, 5.1]

Учитывая изложенное, принимаем в качестве оперативного выпрямленный ток.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате выполнения курсового проекта была рассчитана релейная зашита заданной СЭС. Предварительно были выбраны устройства защиты Sepam, реализующие необходимый набор защит для каждого участка СЭС. Были рассчитаны токи короткого замыкания в максимальном и минимальном режимах работы СЭС. Были рассмотрены варианты исполнения защиты сети 0,38 кВ с помощью плавких предохранителей и автоматических выключателей. Построена карта селективности для сети 0,4 кВ и были сделаны соответствующие выводы в отношении параметров плавких предохранителей и автоматических выключателей, при которых обеспечивается селективность срабатывания на каждой ступени сети 0,4 кВ. Была составлена диаграмма селективности, рассчитаны максимальные рабочие и пиковые токи, с использованием которых вместе со значениями токов КЗ были рассчитаны уставки устройств защиты Sepam на каждом участке рассматриваемого фрагмента СЭС. По значениям максимальных рабочих и пиковых токов, а также по значениям номинального напряжения в соответствующих точках СЭС, были выбраны измерительные датчики тока и напряжения. После расчета уставок защит и время-токовых характеристик была построена карта селективности для рассматриваемого фрагмента СЭС, из которой был сделал вывод об не обеспечении селективности срабатывания защит прилегающих друг другу участков СЭС, в частности не обеспечивается селективное срабатывание защит предохранителя F3 и Q13, Q14, в связи с этим, необходима замена предохранителя F3 на автоматический выключатель, кроме того возможно произвести перерасчет защит Q13, Q14, с цель изменения обратнозависимой ВТХ на более крутую. Был проведен расчет трансформатора тока в заданной точке рассматриваемого фрагмента СЭС. В качестве оперативного тока был принят выпрямленный оперативный ток.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1 Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования, 4-е издание/ Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков.-Москва, Энергоатомиздат, 1989

2 Релейная защита и автоматика в системах электроснабжения. Часть 1: Токи короткого замыкания: учебное пособие / А.М. Ершов. - Челябинск: Издательский центр ЮУрГУ, 2011. - 157 с.

3 Справочник по электрическим установкам высокого напряжения / Под ред. И.А. Баумштейна, С.А. Бажанова. - 3-е изд., перераб. и доп. -М.: Энергоатомиздат, 1989. - 768 с.

4 Расчет трансформаторов: учебное пособие по курсу «Электрические машины» для студентов-заочников/ Н.Д.Монюшко, Э.А.Сигалов, А.С.Важенин- Челябинск, 1986.

5 Релейная защита и автоматика в системах электроснабжения. Часть 2: Защита электрических сетей напряжением до 1 кВ : учебное пособие / А.М. Ершов. - Челябинск: Издательский центр ЮУрГУ, 2011. - 157 с.

6 Автоматические выключатели и выключатели нагрузки Compact NS 80-1600 A: Каталог. - Shneider Electric, 2006. - 292 с.

Автоматические выключатели и выключатели нагрузки на большие токи Masterpact NT и NW: Каталог. - Shneider Electric, 2007. - 198 с.

Релейная защита и автоматика в системах электроснабжения. Учебное пособие к изучению курса / А.М. Ершов. - Челябинск: Издательский центр ЮУрГУ, 2011. - 74 с.

ПУЭ- 6 издание

10 Релейная защита и автоматика в системах электроснабжения. Часть 3: Защита электрических сетей напряжением 6-10 кВ: учебное пособие / А.М. Ершов. - Челябинск: Издательский центр ЮУрГУ, 2011. - 186 с.

11 Релейная защита и автоматика в системах электроснабжения. Часть 4: Защита силовых трансформаторов напряжением 35-110-220/6-10 кВ, конденсаторных батарей, электродвигателей и электротехнологических установок: учебное пособие / А.М. Ершов. - Челябинск: Издательский центр ЮУрГУ, 2011. - 85 с.

Каталог Sepam 20,40, 80-2005

Релейная защита и автоматика систем электроснабжения: Учебник для вузов/ В.А. Андреев.-5-е издание.,стер.-М.:Высш.шк.,2007.-639 с.:ил.