РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА




repeticiya-repeticii-5.html
repi-l-p-istoriya-istoricheskogo-zniya-posobie-dlya-vuzov-a-p-repi-v-v-zvereva-m-yu-paramonova-2e-izd-stereotip-m-drofa-2006-288-s.html

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА

РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ

Рекомендовано Сибирским региональным

учебно-методическим центром

высшего профессионального образования

для межвузовского использования в качестве

учебного пособия для студентов, обучающихся

по направлению подготовки 140400

«Электроэнергетика и электротехника»

Красноярск

УДК 621.316.925(07)

ББК 31.27–053я73

Э455

Рецензент:

В. В. Смирнов, канд. техн. наук директор филиала ОАО «СО ЕЭС» Красноярского РДУ, А. И. Гиль, начальник службы РЗ и А филиала ОАО «СО ЕЭС» Красноярского РДУ.

Э455 Электроэнергетика. Релейная защита и автоматика электроэнергетических систем; учебное пособие / Ю. А. Ершов, О. П. Халезина, А. В. Малеев, Д. П. Перехватов. – Красноярск: Сиб. федер. ун-т, 2012.– 79 с.

Рассмотрены расчеты параметров характерных аварийных режи­мов электрических систем, уставок и коэффициентов чувствительности микропро­цессорных устройств релейной защиты и автоматики объектов электрических си­стем.

Приведены методические указания по выполнению курсового и дипломного проектирования. Предназначено для студентов, обучающихся по направлению подготовки 140200.62 «Электро­энергетика и электротехника», а также специалистов, обучающихся по направлению 140200.65 «Электроэнергетика», магистров по профилю 140400.68.02 «Электроэнергетические системы, сети, электропередачи, их режимы, устойчивость и надежность» всех форм обу­чения.

УДК 621.316.925(07)

ББК 31.27–053я73

© Сибирский федеральный

университет, 2012

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ 5

1. ВЫБОР ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ТОКА

И НАПРЯЖЕНИЯ ДЛЯ ПОДКЛЮЧЕНИЯ

РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ 7 2. ВЫБОР ТИПОВ ЗАЩИТ 11

3. ПРОДОЛЬНАЯ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНАЯ ТОКОВАЯ

ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРА, АВТОТРАНФОРМАТОРА,

ГЕНЕРАТОРА, БЛОКА 13

3.1. Основные положения 13

3.2. Конфигурация терминала 17

3.3. Расчет уставки дифференциального тока срабатывания

дифференциальной токовой защиты 18

3.4. Расчет уставки тока начала торможения

дифференциальной токовой защиты 19

3.5. Расчет уставки тока торможения блокировки

дифференциальной токовой защиты 20

3.6. Расчет уставки коэффициента торможения

дифференциальной токовой защиты 21

3.7. Расчет уставки уровня блокировки по второй гармонике 22

3.8. Расчет уставки дифференциальной отсечки 22

3.9. Проверка чувствительности

дифференциальной токовой защиты 23

3.10. Перечень уставок дифференциальной защиты

трансформатора шкафа ШЭ2607 041 23

4. РАСЧЕТ РЕЗЕРВНЫХ ЗАЩИТ ТРАНСФОРМАТОРА, АВТОТРАНФОР­МАТОРА, БЛОКА ГЕНЕРАТОР–ТРАНСФОРМАТОР 24

4.1. Максимальная токовая защита 24

4.2. Максимальная токовая защита с пуском минимального

напряжения 25

4.3. Дистанционная защита трансформатора 28

5. ТОКОВАЯ НАПРАВЛЕННАЯ ЗАЩИТА НУЛЕВОЙ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТИ 31

6. ЗАЩИТА ШИН СТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ 34

6.1. Общие положения 34

6.2. Особенности выбора уставок дифференциальной

токовой защиты шин ШЭ2607 061 35

6.3. Выбор уставки реле контроля исправности цепей

переменного тока 37

6.4. Выбор уставки чувствительности токового органа 37

6.5. Выбор уставки устройства резервирования отключения

выключателя 37

6.6. Защита секции шин 38

7. ЗАЩИТА ДВИГАТЕЛЕЙ 39

7.1. Защита от междуфазных коротких замыканий 39

7.2. Защита от перегрузки 40

7.3. Защита от однофазных замыканий на землю 40

7.4. Защита минимального напряжения 41

8. ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНО-ФАЗНАЯ ЗАЩИТА ЛИНИИ

ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ ТИПА ШЭ2607 081 42

9. ВЫБОР УСТАВОК НАПРАВЛЕННОЙ ВЫСОКОЧАСТОТНОЙ

МИКРОПРОЦЕССОРНОЙ ЗАЩИТЫ ЛИНИИ ТИПА ШЭ2607 031 48

10. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО КУРСОВОМУ ПРОЕКТИ-РОВАНИЮ 60

10.1. Варианты задания 61

10.2. График выполнения курсовой работы 63

10.3. Определение расчетных режимов работы

электроэнергетической системы для расчета объекта 64 10.4. Составление схемы замещения прямой (обратной)

и нулевой последовательности, расчет их параметров 65

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 69

ПРИЛОЖЕНИЕ 71

ВВЕДЕНИЕ

В области электроэнергетики за последнее десятилетие произошли каче­ственные изменения, вызванные широким использованием цифровой (мик­ропроцессорной) техники. Существенные преимущества релейной защиты на микропроцессорной основе по сравнению с электромеханическим и элек­тронным устройствами релейной защиты заключаются в следующем:

• повышение аппаратной надежности, снижение массы и габаритов устройств благодаря существенному уменьшению числа используемых бло­ков и соединений (одно микропроцессорное устройство выполняет обычно различные защитные функции, для реализации которых ранее требовалось несколько устройств);

• значительное повышение удобства обслуживания и возможность со­кращения обслуживающего персонала;

• расширение и улучшение качества защитных функций (чувствитель­ность, селективность, статическая и динамическая устойчивость функциони­рования);

• непосредственная регистрация процессов и событий, анализ возник­ших в энергосистеме повреждений;

• принципиально новые технологии управления устройствами релей­ной защиты и передачи от нее информации на географически удаленные уровни управления;

• технологичность процесса производства и передачи электроэнергии.

Принципы построения и алгоритмы, используемые в цифровой релей­ной защите (ЦРЗ), во многом отличаются от применяемых в электромехани­ческом и электронном устройствах релейной защиты, ввиду разной техниче­ских основы и различных способов обработки информации. Новые возмож­ности цифровой обработки сигналов и обмена информацией позволяют реа­лизовать целый ряд защитных функций, которые невозможно было осуще­ствить ранее.

Всё это повышает эффективность релейной защиты при применении цифровых устройств, благодаря более полному учету по­вреждений в энергосистеме, большей долговечности и меньшим затратам на обслуживание, прежде всего профилактическое, из-за увеличения сроков между проверками и отсутствия необходимости ревизии каких-либо механи­ческих элементов.

Однако указанное повышение эффективности может быть достигнуто лишь при правильном понимании и применении функций цифровой релей­ной защиты, и в первую очередь функций сложных защит. Это обусловлено тем, что ЦРЗ обладает рядом существенных особенностей по сравнению с предыдущими поколениями устройств релейной защиты, что относится, прежде всего, к самой структуре построения ЦРЗ, где не существует физиче­ских блоков, соответствующих отдельным защитным функциям. Это опреде­ляет необходимость изменения подхода и к проверке ЦРЗ: подведением определенных комбинаций входных величин следует убедиться не только в действии проверяемых функций, но и в не действии других функций.

Другим моментом является значительное увеличение в цифровых за­щитах числа параметров, установка которых производится пользователем, и наличие в них большего числа сообщений различного вида, что в определенной степени усложняет обслуживание и требует ква­лифицированного персонала.

Как показывает статистика, общий процент неправильных действий ЦРЗ особенно сложных устройств в начальный период эксплуатации не меньше по сравнению с электромеханическими и электронными устрой­ствами защит, а в некоторых случаях даже больше. Это определяется не от­казами аппаратуры, а в первую очередь ошибками при проектировании и обслуживании, связанными с неправильным использованием отдельных функций защиты, ошибками при выборе и выставлении их параметров и уста­вок. Эффективным средством снижения ошибок является использование про­грамм расчета уставок и автоматизированных средств проверки. Важным также является обеспечение допустимой электромагнитной обстановки на объекте для снижения влияния помех и исключения возможности поврежде­ния ЦРЗ. Таким образом, реальная эксплуатационная эффективность ЦРЗ может быть достигнута лишь при правильном использовании ее функций и грамотной эксплуатации, что обуславливает необходимость соответствую­щей подготовки проектировщиков и эксплуатационного персонала энергоси­стем.

В предлагаемом пособии рассматриваются ос­новные принципы выбора и расчета уставок современных устройств ЦРЗ, получивших наиболее широкое применение на объектах электроэнергетиче­ских систем Российской Федерации в последнее десятилетие. Авторы в своей работе опирались на существующие инструкции и Руководящие указания по расчету уставок релейной защиты и автоматики, утвержденные Министер­ством энергетики РФ.

Рассмотренные материалы могут быть использованы в курсовом и дипломном проектировании, а также в магистерской выпускной квалификационной работе. Они максимально при­ближены к практическим разработкам энергопредприятий Красноярской энергосистемы, что позволяет адаптировать учебные задания к реальным задачам эксплуатации энергосистемы.

Выбор измерительных

Выбор типОВ РЕЛЕЙНЫХ ЗАЩИТ

При выборе типа релейной защиты необходимо руководствоваться Правилами устройств электроустановок (ПУЭ) [1] и Руководящими указани­ями по релейной защите. Устройства релейной защиты должны обеспечивать минимально допустимое время отключения КЗ, действовать селективно, об­ладать чувствительностью, не меньше допускаемой ПУЭ, быть простыми и надежными. Следует применять самый простой тип защиты, отвечающий пе­речисленным требованиям.

Для выбора типа защиты линий электропередачи от междуфазных КЗ рассчитывают токи трехфазных КЗ в определенных характерных точках за­щищаемой сети, а также за элементами энергосистемы, ближайшими к ши­нам подстанций и электростанций, входящих в эту сеть. В качестве расчет­ных точек КЗ принимают начало, конец линии и конец смежных элементов, за трансформаторами подстанций и в конце отходящих от шин подстанций линий электропередачи, а также начало и конец параллельной линии при каскадном отключении повреждений.

Чтобы определить, имеется ли необходимость в быстродействующей защите, следует провести расчет остаточных напряжений при трехфазных коротких замыканиях [6]. Условие сохранения динамической устойчивости может оцениваться по уровню остаточного напряжения на шинах основных электростанций и подстанций при трехфазных КЗ в максимальном режиме генерации системы. Если при этом виде замыкания хотя бы в одном узле конца линии электропередачи значение остаточного напряжения менее 60 % номинального напряжения:

< 0,6 Uном,

то для нее необходимо ипользовать основную защиту без выдержки времени.

Выбор одного из видов быстродействующей защиты (продольной диф­ференциальной, дифференциально-фазной, направленной высокочастотной) производится в зависимости от длины защищаемой линии, наличия каналов связи и уровня токов короткого замыкания.

При > 0,6Uном на линиях применяются многоступенчатые защиты (трёхступенчатая дистанционная защита, четырехступенчатая токовая защита нулевой последовательности).

После выбора основных защит линий выбирают резервные защиты, ко­торые могут быть защитами ближнего действия, обеспечивающими отклю­чение поврежденного участка в любой точке при отказе основной защиты, и резервными защитами дальнего действия, обеспечивающими отключение защищаемого участка при КЗ на смежном участке.

Выбор резервной защиты от междуфазных коротких замыканий зави­сит от вида основной защиты. Если в качестве основной защиты используют дистанционную, то функции резервной защиты выполняет её следующая ступень. Функции основных и резервных защит сетей с глухозаземленной нейтралью от коротких замыканий на землю осуществляют токовые много­ступенчатые защиты нулевой последовательности, причем в сетях с зазем­ленными нулевыми точками, находящимися в обе стороны от защищаемого участка сети, защиту устанавливают с органами направления мощности.

Защитой от замыканий на землю в сети с малым током является общая неселективная сигнализация. Неселективную сигнализацию необходимо до­полнять селективной защитой от замыканий на землю, реагирующей на токи, напряжения и мощность нулевой последовательности в нормальном и по­слеаварийном режимах.

Для генераторов, блоков генератор-трансформатор применяют:

• дифференциальную защиту с торможением от междуфазных КЗ;

• максимальную токовую защиту с комбинированным пуском по напряжению или дистанционную защиту от сверхтоков при внешних КЗ;

• защиту от замыканий на землю обмотки статора генератора;

• токовую защиту нулевой последовательности трансформатора с глу­хозаземленной нейтралью от внешних однофазных КЗ;

• поперечную дифференциальную защиту от витковых замыканий об­мотки статора;

• защиту цепей возбуждения от замыканий на землю;

• защиту ротора от перегрузки;

• защиту от потери возбуждения;

• защиту от повышения напряжения;

• максимальную токовую защиту от перегрузки.

Для силовых трансформаторов применяют:

• дифференциальную защиту с торможением от междуфазных КЗ;

• максимальную токовую защиту (максимальную токовую защиту с блокировкой по напряжению; при питании трансформатора с нескольких сторон защиты выполняются направленными; дистанционная защита) от сверхтоков при внешних КЗ;

• токовую защиту нулевой последовательности от внешних однофаз­ных КЗ;

• газовую защиту от замыканий внутри бака трансформатора;

• максимальную токовую защиту от перегрузки;

• контроль изоляции вводов 500−750 кВ.

Для защиты шин электрических станций и подстанций напряжением выше 110 кВ применяют:

• дифференциальную защиту шин с одной рабочей и одной резервной системой шин для тупиковых подстанций;

• дифференциальную защиту шин с фиксированным присоединением элементов для транзитных подстанций;

• неполную дифференциальную защиту для секций шин генераторного напряжения 6−20кВ.

БЛОКА, ГЕНЕРАТОРА

Общие положения

Продольная дифференциальная защита трансформатора (автотранс­форматора), блока, генератора используется в качестве основной от внутрен­них повреждений и повреждений на выводах и отстраивается от броска тока намагничивания и переходных значений токов небаланса как в нагрузочном режиме, так и при внешних КЗ.

Для подключения дифференциальной защиты допускается использова­ние трансформаторов тока, встроенных в вводы силового трансформатора, при наличии защиты, обеспечивающей отключение (с требуемым быстродей­ствием) КЗ в соединениях трансформатора со сборными шинами.

В зону действия продольной дифференциальной токовой защиты (ДЗТ) трансформатора (автотрансформатора) могут входить также токоограничи­вающие реакторы.

На сегодняшний день в большинстве микропроцессорных защит реали­зована функция продольной дифференциальной защиты с торможением.

В устройствах защит, выпускаемых научно-производственным пред­приятием «ЭКРА», реализованы функции ДТЗ трансформатора (автотранс­форматора) Т(АТ), ошиновки низшего напряжения (НН), которые выполнены пофазными и содержат чувствительный токовый орган с токозависимой ха­рактеристикой и дифференциальную отсечку [7].

ДТЗ срабатывает при всех видах КЗ в зоне действия защиты.

Упрощенная функциональная схема ДТЗ, показанная на рис. 3.1, со­стоит из узлов:

• определения расчетного тока сторон для ДЗТ;

• компенсации фазового сдвига и коэффициента схемы;

• формирователя дифференциального и тормозного сигналов (ФДТС);

• чувствительного дифференциального токового органа;

• дифференциальной отсечки;

• органа блокировки при бросках тока намагничивания.

Рис. 3.1. Упрощенная функциональная схема ДТЗ

ФДТС выбирает из токов сторон, участвующих в формировании диф­ференциального и тормозного тока, наибольший и присваивает ему название . Из суммы оставшихся токов сторон получается ток , т. е.

), (3.1)

. (3.2)

На рис. 3.2 показано расположение векторов и при внешнем КЗ (а) и при КЗ в зоне действия защиты (б).

Рис. 3.2. Расположение векторов и в различных режимах КЗ:

а – внешнее КЗ (α=180˚); б – КЗ в зоне действия защиты (α=0˚)

Дифференциальный ток в терминалах БЭ2704 защит Т (АТ) и оши­новки НН Т(АТ) определяется по выражению:

(3.3)

Тормозной ток в терминалах БЭ2704 защит Т (АТ) и ошиновки НН Т (АТ) в зависимости от угла между токами и определяется по выраже­нию:

(3.4)

где α – угол между векторами токов и .

Дифференциальная защита трансформатора содержит чувствительное реле и дифференциальную отсечку.

Под чувствительным реле понимают дифференциальную защиту с торможением, характеристика срабатывания которой показана на рис. 3.3.

Рис. 3.3. Характеристика срабатывания дифференциальной защиты с торможением

( начальный ток срабатывания;

ток торможения блокировки; коэффициент торможения;

ток срабатывания дифференциальной отсечки)

Чувствительное реле ДТЗ имеет токозависимую характеристику и сра­ботает, если , при этом ток срабатывания ДТЗ определяется по выра­жениям:

если (3.5) , если

где – ток срабатывания чувствительного реле ДТЗ;

– уставка начального тока срабатывания, для терминала защиты Т(АТ) регулируется в диапазоне от 0,2 до 1,0 с шагом 0,01;

– тормозной ток;

– уставка начального тока торможения, определяет длину горизон­тального участка тормозной характеристики, для терминала защиты Т (АТ) регулируется в диапазоне от 0,60 до 1,00 Iбаз .стор с шагом 0,01;

– уставка по коэффициенту торможения, для терминала защиты Т(АТ) регулируется в диапазоне от 0,2 до 0,7 с шагом 0,01.

При тормозном токе (ток торможения блокировки) характери­стика срабатывания ДТЗ Т (АТ) изменяется:

если ³ Iторм.бл и ³ Iторм.бл , ДТЗ Т (АТ) блокируется; если < Iторм.бл или < Iторм.бл, наклон характеристики срабатывания ДТЗ Т(АТ) определяется ко­эффициентом торможения.

Уставка по току торможения блокировки изменяется в диапазоне от 1,5 до 3,0 Iбл.стор с шагом 0,01.

На рис. 4.4 приведены характеристики срабатывания ДТЗ Т(АТ) при различных коротких замыканиях.

Рис. 3.4. Характеристики срабатывания ДТЗ при различных КЗ:

а – КЗ в зоне действия защиты; б – витковое замыкание при токе нагрузки;

в – внешнее КЗ

Дифференциальная отсечка предназначена для быстрого отключения тяжелых повреждений с большим током КЗ в зоне действия защиты. Отсечка отстраивается от броска тока намагничивания.

Ток срабатывания отсечки (Iотс) изменяется в диапазоне от 6,5÷ 12,0 Iбаз стор с шагом 0,01.

Коэффициент возврата ДТЗ равен 0,6 о.е.

Время срабатывания ДТЗ при двукратном и более по отношению к току срабатывания не более 0,03 с. Время возврата не более 0,03 с.

Для ДТЗ Т (АТ), ошиновки НН Т(АТ) выбираются уставки:

• ток срабатывания ДТЗ;

• ток начала торможения ДТЗ;

• ток торможения блокировки ДТЗ;

• коэффициент торможения ДТЗ;

• уровень блокировки по 2-й гармонике ДТЗ;

• ток срабатывания дифференциальной отсечки ДТЗ.

Конфигурирование терминала

Рассмотрим конфигурацию терминала на примере схемы соединения силового трансформатора ВН/СН/НН – Y/Y/∆.

Первичные номинальные токи, А, трансформатора:

; ; ,

где − номинальная мощность трансформатора, автотрансформа­тора, МВ∙А; − номинальное напряжение соответствующей обмотки транс­форматора, кВ.

Базисные токи, А, по сторонам соответственно равны:

на стороне ВН

,

на стороне СН ,

на стороне НН

,

где – коэффициент схемы соединения вторичных обмоток соответствующей группы ТА, принимается равным 1или о.е.

Проверка чувствительности

Максимальная токовая защита

Первичный ток, А, срабатывания максимальной токовой защиты (МТЗ)

·

где – коэффициент надёжности, равный 1,1 о. е.; – коэффициент самозапуска двигателей, равный 1,1÷3 о. е.; – коэффициент возврата защиты в исходное состояние, равный 0,95 о. е.; максимальный ток нагрузки, принимаемый равным номинальному току обмотки трансформатора, на которую устанавливается защита, А.

Ток , А, можно замерить или определить по формуле

где – номинальная мощность трансформатора, МВ·А; – коэффициент перегрузки, равный 1,4 о. е.; – номинальное напряжение обмотки, кВ.

Данные , являются паспортными трансформатора и представлены в табл. П4.

Вторичный ток, А, срабатывания реле

.

где – коэффициент схемы, равный для МТЗ 1 о. е.; – коэффициент трансформации трансформаторов тока.

Для выбора необходимо рассчитать номинальный ток, А, защищаемой обмотки силового трансформатора

Определим коэффициент трансформации, о. е., трансформаторов тока

где – первичный номинальный ток трансформатора, А; – коэффициент схемы соединения вторичных обмоток трансформа­тора тока, определяемый режимом перегрузки защищаемого трансформатора и равный 1,4 о. е.; – номинальный ток вторичной обмотки ТА, равный 5 или 1А.

Из стандартного ряда коэффициентов трансформации ТА выбираем ближайшее стандартное (с. 8, п.1).

Время срабатывания защиты, с

где – время срабатывания одноимённой защиты смежного элемента (присоединения) электрической системы, с; – ступень селективности, равная 0,4÷0,6 с.

Проверка чувствительности защиты в функции ближнего резерва:

=

где – ток, протекающий через защиту при двухфазном КЗ в конце защищаемого объекта в минимальном режиме работы системы, А.

Проверка чувствительности защиты в функции дальнего резерва:

=

где – ток, протекающий через защиту при двухфазном КЗ в конце смежного с защищаемым объектом в минимальном режиме работы системы, А.

Нулевой последовательности

Общие положения расчета уставок

Дифференциальные защиты шин подразделяются:

• защиту шин с одной рабочей и одной резервной системой шин для тупиковых подстанций;

• защиту шин с фиксированным присоединением элементов транзитных подстанций;

• неполную дифференциальную защиту секции шин генераторного напряжения 6÷20 кВ [8].

Ток срабатывания, А, дифференциальной токовой защиты выбирается из условий:

• защита не должна срабатывать от тока нагрузки наиболее загруженного присоединения в случае обрыва токовых цепей трансформаторов тока

,

где – коэффициент надежности, равный 1,1÷1,3 о. е.; – наибольший ток нагрузки присоединения, А;

• защита должна быть отстроена от тока небаланса, протекающего через защиту в режиме внешнего КЗ,

,

где – коэффициент надежности, равный 1,5 о. е.; – коэффициент, учитывающий апериодическую составляющую тока внешнего КЗ, равный 1,0 о. е.; ε – допустимая погрешность ТА, равная 0,1 о. е.; – максимальное значение тока внешнего КЗ, А.

Большее из полученных значений принимается за основу.

Коэффициенты чувствительности защиты, о. е.:

,

где – ток, протекающий через защиту при двухфазном и од­нофазном КЗ в зоне действия защиты в минимальном режиме системы соот­ветственно, А.

Особенности выбора уставок

Выбор уставок реле контроля

Выбор уставок реле

Выбор уставок

Защита секции шин

На электрических станциях энергосистемы для защиты секции шин ге­нераторного напряжения применяется неполная дифференциальная защита, которая выполняется двухфазной, включенной на сумму токов питающих присоединений. Защита состоит из двух ступеней: дифференциальной токо­вой отсечки и дифференциальной максимальной токовой защиты.

Ток срабатывания I ступени, А, выбирается больше максимального тока внешнего КЗ:

,

где kотс – коэффициент отстройки, равный 1,2÷1,3 о. е.

Ток срабатывания II ступени, А, отстраивается от максимального тока нагрузки с учетом самозапуска двигателей

,

где – коэффициент, учитывающий увеличение тока при самозапуске элек­тродвигателя, равный 1,2÷3,0 о. е.

Чувствительность I ступени защиты, o. e., определяется по выражению

,

где − ток, протекающий через защиту в режиме двухфазного КЗ на сек­ции шин в минимальном режиме системы, А.

Чувствительность II ступени защиты, о. е.,

,

где − ток, протекающий через защиту в режиме двухфазного КЗ в конце отходящего присоединения в минимальном режиме системы, А.

Защита электродвигателей

Согласно Правил устройства электроустановок (ПУЭ) на двигателях напряжением выше 1 000 В должны устанавливаться следующие устройства релейной защиты [9]:

• междуфазных коротких замыканий;

• замыканий на землю;

• перегрузки;

• от понижения напряжения.

Защита от перегрузки

Для защиты от перегрузки применяется максимальная токовая защита (МТЗ) с действием на сигнал электротехническому персоналу. Ток срабатывания, А, защиты определяется по формуле

где коэффициент отстройки, равный 1,1÷1.3 о. е.;

– коэффициент возврата реле тока, равный 0,85 о. е.;

Выдержка времени МТЗ, с, работающей по зависимой времятоковой характеристике,

где – время пуска двигателя, равное 8÷16 с;

– ступень селективности, равная 0,4÷0,6 с.

Выбор уставок

Типа ШЭ 2607 031

Уставка пускового органа, реагирующего на ток обратной последовательности для пуска блокирующего высокочастотного сигнала

,

выбирается исходя из отстройки от тока небаланса, определяемого погрешностями ТА, частотными небалансами фильтров обратной по­следовательности и погрешностями их настройки, а также небалансами нагрузочного режима сети [14]:

, (9.1)

где – коэффициент отстройки, равный 1,3 о. е.;

– коэффициент возврата, равный 0,9 о. е.:

– расчетный ток небаланса обратной последовательности нагрузочного режима, приве­денный ко вторичной стороне защиты, А.

(9.2)

где – полная погрешность ТА, равная 0,03 о. е.;

– коэффициент частотной зависимости фильтра токов обратной последовательности (KAZ2), равный 0,023 о. е.;

– относительная погрешность отклонения частоты, равная 0,04 о. е.;

– относительная погрешность настройки фильтра с учётом погрешно­сти его работы, равная 0,005 о. е.;

– коэффициент несимметрии тока обратной последовательности, равный 0,02 о. е.

Диапазон регулирования уставки в фазных величинах

.

Уставка пускового органа, реагирующего на ток обратной последовательности для пуска на отключение

,

выбирается исходя из следующих критериев:

· отстройки от с учетом коэффициента ответвления

(9.3)

где – коэффициент отстройки, равный 2,0 о. е.;

– коэффициент ответвления, о. е. на линии с ответвлениями без источников питания

(9.4)

линиях электропередачи без ответвлений

Если при рассмотрении согласования данного полукомплекта ока­жется, что невозможен режим сети с максимальным током, то в этом случае коэффициент ответвления может быть принят равным

· отстройки от составляющей обратной последовательности ёмкостного тока линии, обусловленной кратковременной несимметрией при включении линии под напряжение,

(9.6)

где − коэффициент отстройки, учитывающий необходимый запас на увеличение ёмкостного тока в переходном режиме, равный 2,0 о. е.;

– удельный ёмкостной ток обратной последовательности линии электропередачи (табл. 8.1);

– длина линии, км.

Окончательно уставка выбирается наибольшей из результатов (9.3) и (9.6).

Диапазон регулирования уставки в фазных величинах

.

Коэффициент чувствительности рассчитывается для каждого полуком­плекта защиты.

Для двухконцевых линий и линии с ответвлениями без питания

,

где – ток обратной последовательности, протекающий через полукомплект защиты при двухфазном КЗ в конце защищаемой линии элек­тропередачи в минимальном режиме системы, А.

Уставка пускового органа, реагирующего на напряжение обратной последовательности с выходом для пуска блокирующего высоко­частотного сигнала, выбирается исходя из отстройки от напряжения небаланса обратной последовательности, вызванного погрешностью ТV и частотными небалансами фильтра напряжения обратной последовательности (KVZ2) и несимметрией нагрузочного режима с учетом коэффициента надежности:

, (9.7)


mpedagog.ru