Дипломная работа: Реконструкция подстанции "Гежская" 110/6 кВ

1) защита силового трансформатора:

а) максимальная токовая защита от токов короткого замыкания с двумя выдержками времени «меньшей» - отключается выключатель ввода 6 кВ, со второй выдержкой времени «большей» - отключается выключатель 110 кВ.

При использовании микропроцессорного блока Micom Р632 защита называется максимально-токовой с независимой характеристикой времени срабатывания;

б) защита от перегрузки на вводе 110 кВ силового трансформатора, действующая на сигнал;

в) дифференциальная токовая защита от токов короткого замыкания, действующая на отключение вводов 110 и 6 кВ силового трансформатора.

2) защита шин 6 кВ

Специальной защиты шин 6 кВ на подстанции не предусмотрено. При коротком замыкании. При коротком замыкании на шинах 6 кВ отключается выключатель ввода 6 кВ или секционный выключатель 6 кВ при работе одного трансформатора на две секции шин 6 кВ.

Выключатель ввода 6 кВ отключается от защиты силового трансформатора. Секционный выключатель 6 кВ отключается от собственной максимальной токовой защиты.

3) защита отходящих линий 6 кВ

На отходящих линиях 6 кВ предусмотрена двухступенчатая максимальная токовая защита. Защита выполнена в двухфазном двухрелейном исполнении на микропроцессорном блоке Micom Р123 и действует на отключение выключателя.

Первая ступень действует мгновенно, вторая с выдержкой времени.

На ПС предусмотрен следующий объем автоматики:

1) автоматическое повторное включение (АПВ) выключателей вводов 6 кВ и отходящих линий 6 кВ;

2) автоматическое включение резервного питания (АВР) на секционном выключателе 6 кВ.

4.3 Расчёт и выбор уставок МТЗ и токовой отсечки

Общие положения расчёта и выбора уставок на терминале Micom Р123:

На каждой из сторон трансформатора предусмотрено по три ступени максимальной токовой защиты, используется одна из них.

Ток срабатывания максимальной токовой защиты выбирается с учетом следующих соображений: отстройка от максимально возможного тока нагрузки, согласование защиты по току с защитами последующих элементов, обеспечение необходимой чувствительности.

Выдержка времени выбирается, исходя из условия согласования с выдержкой времени последующей защиты. 1 ступень защиты может быть выбрана с зависимой или независимой от тока характеристикой выдержки времени. Как правило, на трансформаторах применяется независимая выдержка времени. Для этого в уставки ступени I > реле необходимо ввести

тип – НЕЗАВИС.

Расчёт уставок производится с учетом требований выпуска 13Б Руководящих указаний по релейной защите (Москва 1985год) и методике по выбору уставок с учетом особенностей защит, уставки которых выбираются [14].

До начала выбора защиты трансформатора 110 кВ ПС «Гежская» необходимо рассчитать защиты отходящих линий 6 кВ.

4.3.1 Расчёт токовой отсечки

Токовую отсечку обычно называют одну из ступеней двухступенчатой или трёхступенчатой максимальной токовой защиты. Токовая отсечка защищает только часть линии или обмотки трансформатора, расположенные ближе к источнику питания. Отсечка срабатывает без специального замедления, то есть t=0 с.

Расчёт тока срабатывания селективной токовой отсечки без выдержки времени, установленной на линии, на понижающем трансформаторе и на блоке линия- трансформатор. Селективность токовой отсечки мгновенного действия обеспечивается выбором её тока срабатывания  большим, чем значение тока КЗ  при повреждении в конце защищаемой линии электропередачи или на стороне НН защищаемого понижающего трансформатора:

≥

Коэффициент надёжности  для токовых отсечек без выдержки времени, установленных на линии электропередачи и понижающих трансформаторах, при использовании цифровых реле, в том числе Micom, может приниматься в пределах от 1,1 до 1,15. Для сравнения можно отметить, что при использовании в электромеханических дисковых реле РТ- 40 электромагнитного элемента (отстройки) принимаются в приделах = 1,3 – 1,4.

Еще одним условием выбора токовой отсечки, является отстройка от суммарного броска тока намагничивания трансформаторов, подключенных к линии. Эти броски тока возникают в момент включения под напряжение ненагруженного трансформатора и могут первые несколько периодов превышать номинальный ток в 5 – 7 раз. При расчёте токовой отсечки линии электропередачи, по которой питается несколько трансформаторов, необходимо в соответствии с условием отстройки от тока КЗ обеспечить несрабатывание отсечки при КЗ за каждым трансформатором и дополнительно проверить надёжность несрабатывания отсечки при суммарном значении бросков тока намагничивания всех трансформаторов, подключённых как к защищаемой линии, так и предыдущим линиям, если они одновременно включаются под напряжение. При включении линии под

напряжение при выдержке времени отсечки порядка 0,05с. ток срабатывания отсечки должен быть равен пяти суммарным номинальным токам:

≥

Если это последнее условие оказывается расчетным, следует попытаться использовать загрубление на время включения.

Проверка чувствительности защиты:

ПУЭ требуют для токовых защит коэффициент чувствительности 1.5 при коротких замыканиях на защищаемом оборудовании, и 1.2 в зоне резервирования. Коэффициент чувствительности определяется по выражению:

Для расчета берется ток двухфазного КЗ в минимальном режиме.

Расчёт токовой отсечки по отходящим фидерам представлен в приложении лист 5.

4.3.2 Расчёт максимальной токовой защиты

Принцип действия МТЗ основан на том, что при возникновении КЗ ток увеличивается и начинает превышать ток нагрузочного режима. Селективность действия при этом достигается выбором выдержек времени.

В пределах каждого элемента МТЗ устанавливается как можно ближе к источнику питания.

Для того чтобы защита работала при КЗ и не работала в нормальных режимах необходимо определять ток срабатывания защиты – .

 – это наименьший первичный ток, необходимый для действия ПО защиты. При этом необходимо обеспечить несрабатывание МТЗ при максимальных токах () и пусковых токов () нагрузки. Для этого необходимо выполнение следующих условий:

1.   – пусковые органы защит не должны приходить в действие при максимальном рабочем токе нагрузки;

2.  Пусковые органы защиты, пришедшие в действие при внешнем КЗ, должны вернуться в исходное состояние после его отключения и снижения до . Для выполнения этого условия ток возврата защиты  должен удовлетворять требованию , где  - коэффициент самозапуска двигательной нагрузки, учитывает возрастание тока при самозапуске двигателей, .

Токи  и  связаны коэффициентом возврата :

,

где , для МТЗ на цифровых реле .

Следовательно, при выполнении условия 2 всегда выполняется условие 1, поэтому выражение для определения  можно получить следующим образом:

где  - коэффициент надёжности, учитывает погрешность в определении , при использовании цифровых реле, в том числе Micom, может приниматься в пределах от 1,1 до 1,15.

.

Зная величину , можно определить  - ток срабатывания реле, как ток , пересчитанный на вторичную обмотку ТА , где  - коэффициент схемы, зависящий от схемы соединения ТА и обмоток реле и равный отношению тока в реле ко вторичному току ТА;  - коэффициент трансформации ТА. По рассчитанному значению  определяют  - ток уставки. Участи токовых реле  регулируется плавно, у других – ступенчато, при этом округление  до  производится в большую сторону.

Данные расчета уставок МТЗ ЗРУ-6 кВ представлены в Приложении лист 6.

4.3.3 Выполнение уставок на устройстве

Токи срабатывания защиты МТЗ должны быть пересчитаны в доли номинального тока реле или номинального вторичного тока трансформатора согласно [15].

Если уставки защиты выбраны в первичном токе, то они должны быть приведены к напряжению, где установлена защита, а затем определен относительный вторичный ток срабатывания реле, делением первичного тока срабатывания на первичный ток трансформатора тока соответствующей стороны:

>>=

Если уставки защиты выбраны в относительных единицах к номинальному току соответствующей стороны, должен быть определен относительный вторичный ток срабатывания, умножением относительного тока срабатывания на базисный ток этой стороны:

>>=

Базисный ток (коэффициент) на каждой стороне трансформатора  – отношение номинального тока соответствующей стороны трансформатора к номинальному первичному току трансформатора тока этой стороны:

Диапазон уставок по току срабатывания 0,2 – 50  по каждой стороне трансформатора. У реле Micom P123 один диапазон 0,5-40х с точностью 0,01. Необходимо устанавливать ближайшее к расчетному значение. Заводом установлено 0,5.

Ступень имеет выход с выдержкой времени и мгновенный выход. Мгновенный выход используется для блокировки вышестоящей защиты (логическая селективность). Диапазон уставок по времени отключения Micom P123 0-150сек. по времени отключения 0,06 - точность установки составляет 0,01сек.

Расчёт уставки секционного выключателя, уставок ввода 6 кв и МТЗ стороны 110 кВ на реле Micom Р123 приведены в Приложении лист 7.

4.4 Расчёт дифференциальной защиты трансформатора

1. Дифференциальная защита трансформатора использует 2 комплекта трансформаторов тока, расположенных с обеих сторон трансформатора. Выравнивание вторичных токов по величине и по фазе производится защитой автоматически расчетным путем, для чего при задании общих характеристик задаются параметры трансформатора и трансформаторов тока. При этом возникает возможность собрать трансформаторы тока со всех сторон в «звезду», что снижает нагрузку вторичных цепей. Ток нулевой последовательности при этом устраняется расчетом, что делает характеристики независимыми от режима нейтрали трансформатора.

2. Реле имеет тормозную характеристику пропорционального типа (процентное торможение)- ток срабатывания защиты увеличивается пропорционально увеличению тока короткого замыкания. Тормозным током является самый большой ток среди подводимых к реле, по каждой фазе отдельно.

3. Характеристика состоит из четырех участков.

Характеристика дифференциальной защиты Micom P632.

 – дифференциальный ток;

– тормозной ток – равен наибольшему из двух вторичных токов.

Участок АВ – начальный, на этом участке ток срабатывания не зависит от торможения. В точке В характеристика начального участка пересекается с первой тормозной характеристикой. Она имеет наклон Р1 и начинается от начала координат. Эта характеристика работает при малых токах короткого замыкания, когда погрешность трансформаторов тока невелика.

При токах, больших 2.5, начинается вторая тормозная характеристика, которая пересекается с первой в точке С и имеет более крутой наклон – Р2, учитывая большую погрешность трансформаторов тока при больших токах короткого замыкания.

И последний участок – DE – ток срабатывания опять не зависит от тормозного тока.

Ломаная линия ABCDE представляет общую характеристику дифференциальной защиты.

4. Блокировка током второй гармоники предназначена для обеспечения отстройки дифзащиты от броска тока намагничивания при подаче напряжения. Благодаря наличию блокировки ток срабатывания дифзащиты может быть выполнен значительно меньшим номинального тока трансформатора.

5. Блокировка по току пятой гармоники, предназначена для предотвращения ложной работы дифзащиты от повышенного тока намагничивания при перевозбуждении (подачи напряжения на обмотку трансформатора значительно выше номинального). Предполагается, что на трансформаторах украинского и российского производства без такой блокировки можно обойтись.

Выбор уставок выполняется по условиям:

1)  Реле градуировано в относительных единицах к номинальному вторичному току трансформаторов тока стороны ВН, принятой за основную. Вторичные токи остальных сторон пересчитываются к основной стороне автоматически.

2)  Реле отстроено от броска намагничивающего тока при токе срабатывания 1 участка характеристики (АВ), 02 номинального тока трансформатора.

3)  При выборе коэффициента торможения Р1 первого участка тормозной характеристики в зоне малых токов КЗ, предполагается, что погрешность трансформаторов тока с учетом переходных процессов при внешних коротких замыканиях не превышает 5%.

4)  При выборе коэффициента торможения Р2 второго участка тормозной характеристики в зоне больших токов КЗ, предполагается, что погрешность трансформаторов тока составляет 10%, а влияние переходных процессов на погрешность трансформаторов тока при внешних коротких замыканиях учитывается коэффициентом 1,5.

5)  Ток срабатывания второго горизонтального участка (отсечки), не зависящий от торможения, принимается равным небалансу при внешнем коротком замыкании, с учетом загрубляющего коэффициента, при расчете погрешности трансформатора тока, равном 3. С учетом необходимости отстройки от броска тока намагничивания ток срабатывания отсечки должен быть не менее 6.

6)  Ток блокировки по 2 гармонике принимается установленный заводом – 12%.

7)  Погрешность выравнивания вторичных токов расчетным путем за счет дискретности этих расчетов можно не учитывать во всем диапазоне уставок реле.

8)  Учитывая высокую точность работы микропроцессорной защиты, коэффициенты запаса при выборе уставок можно принять равными 1,2.

Выбор уставок дифзащиты трансформатора

Выбор уставок дифзащиты сводится к выбору параметров тормозной характеристики и проверки чувствительности.

          При использовании микропроцессорного реле Micom P632 появляется возможность скомпенсировать отличие вторичных токов сторон ВН и НН и угловой сдвиг, появляющейся при трансформации токов со стороны ВН(Y) и НН(∆). Расчёт общих уставок сведён в таблицу 4.2.

Таблица 4.2 Общие уставки

1. Уставка первой ступени дифференциального тока (начального участка характеристики). Согласно рекомендациям завода – изготовителя:

> = 0,2

где > – ток срабатывания 1ступени, приведенный к номинальному току трансформатора.

Уставка набираемая на реле:

>=,

где  – уставка набираемая на реле;

– базисный ток стороны ВН трансформатора ( см. таблицу общих уставок).

Она может быть выполнена в пределах 0,15 – 1,5. Принимаем минимальную уставку 0,15 и получаем что она составляет: >=0,15/0,32=0,45 номинального тока трансформатора.

2. Наклон характеристики (коэффициент торможения) первого участка – участок находится в зоне малых токов – от 0 до 2.5 трансформаторов тока с малыми погрешностями, предполагается, что погрешность трансформатора тока при внешних КЗ не превышает 5%:

%

где – коэффициент запаса равен 1.2;

– погрешность трансформаторов тока, принимается для малых токов равной 5%;

– диапазон регулирования коэффициента трансформации устройством РПН– 16%.

Принимаем: 25%

3. Наклон характеристики (коэффициент торможения) второго участка– в зоне больших токов:

%,

где  – коэффициент учитывающий рост погрешности за счет апериоди-ческой составляющей. Принимается равным 1.5;

 – погрешность трансформаторов тока, принимается для больших токов равной 10%, при условии выбора трансформаторов тока по кривым 10% погрешности;

 – диапазон регулирования коэффициента трансформации устройством РПН – 16% .

Принимаем минимально возможное: 40%

4. Уставка второй ступени дифференциального тока (отсечки).

Отстройка от небаланса при внешних КЗ:

> > =А

где – ток короткого замыкания в амперах в максимальном режиме на стороне низкого напряжения с учетом имеющегося регулирования. напряжения на этой стороне;

 – коэффициент учитывающий рост погрешности за счет апериодической составляющей. Принимается равным 3.

Отстройка от броска тока намагничивания:

Полученный расчетом ток сравнивается с номинальным током силового трансформатора и, если это отношение меньше 6, то ток берется равным шестикратному номинальному току трансформатора.

> > = А

Уставка на реле:

>> = >> /

Полученный ток округляется до ближайшего большего целого числа, которое и задается в качестве уставки. Может регулироваться в пределах от 1 до 30.

5. Выбор уставки блокировки защиты током второй гармоники. Отношение тока блокировки к основному дифференциальному току. В связи с отсутствием методики для выбора принимается установленная заводом уставка:

%

Может быть отрегулировано в пределах 10 – 50%.

Способ блокировки может быть выбран (ВКЛ): пофазная блокировка, или (ВКЛ АВС): блокировка всех фаз наибольшим током второй гармоники, (ОТКЛ): блокировка отключена.

Используется заводская настройка:

БЛОК  = ВКЛ АВС

6. Выбор режима блокировки током пятой гармоники.

Способ блокировки может быть выбран (ВКЛ): пофазная блокировка, или (ВКЛ АВС): блокировка всех фаз наибольшим током второй гармоники, (ОТКЛ): блокировка отключена.

БЛОК  = ОТКЛ

7. Проверка чувствительности защиты.

В связи с тем, что уставка 1 ступени защиты при малых токах мала (уставка > составляет около 0,2 номинального тока трансформатора), в проверке чувствительности нет необходимости.

4.5 Противоаварийная автоматика

Микропроцессорные устройства защиты и автоматики фирмы «ALSTOM» содержит программную логическую часть, выполняющую функцию АПВ и АВР.

АПВ двукратного действия предусматриваем на отходящих фидерах напряжением не более 10 кВ согласно ПУЭ. АПВ однократного действия предусматриваем на вводах напряжением 10 кВ при раздельной работе трансформаторов [1], необходимой для автоматического восстановления их нормальной работы после аварийных отключений, несвязанных с внутренними повреждениями трансформатора.

Устройства АПВ выполнены так, что исключена возможность многократного включения на КЗ при любой неисправности в схеме устройства.

Сущность АПВ состоит в том, что элемент системы электроснабжения, отключившейся при срабатывании релейной защиты, через определенное время (0,5-1,5 с) снова включается под напряжение, если нет запрета на включение или причина отключения элемента исчезла.

При срабатывании релейной защиты на любом отходящем фидере ПС «Гежская», выключается выключатель и происходит пуск устройства АПВ, вызывая кратковременное срабатывание. После включения выключателя, АПВ отключается. Если АПВ оказывается неуспешным, то повторного включения выключателя определяется временем заряда конденсатора, который входит в состав АПВ, а при АПВ однократного действия повторного включения не происходит.

Для ускорения восстановления нормального режима работы электропередачи выдержку времени устройства АПВ принимаем минимальной.

Согласно ПУЭ устройства АВР предусматриваем для восстановления питания потребителей путем автоматического присоединения резервного источника питания при отключении рабочего источника питания, которое приводит к обесточиванию электроустановок потребителя. Устройства АВР предусматриваем для автоматического включения резервного оборудования при отключении рабочего оборудования, приводящем к нарушению нормального технологического процесса.

Устройства АВР устанавливаем на секционном выключателе. Секционный выключатель нормально отключен и включается под действием средств АВР при отключении любого трансформатора на 6,3 МВА. АВР также срабатывает при обесточивании одной из шин.

4.6 Составление карты селективного действия РЗиА

При согласовании защиты по времени, выдержка времени вышестоящей защиты увеличивается на ступень по сравнению с нижестоящей защитой:

 ,

где  – выдержка времени вышестоящей защиты;

 – выдержка времени нижестоящей защиты;

 – ступень селективности по времени.

Ступень селективности для Micome Р123 состовляет:  = 0,20 сек. при уставках по времени до 1с.;  = 0,30 с. при уставках по времени до 2 с.

Защита согласована по времени с защитой секционного выключателя и с защитой отходящих линий, расчетным условием является защита секционного выключателя. Согласование защит по времени занесено в таблицу 4.3.

Таблица 4.3 Согласование защит по времени

4.7 Выводы по главе 4

Данная глава посвящена выбору и расчету релейной защиты и противоаварийной автоматики.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12