ТО с выдержкой времени

Для защиты части линии, не попавшей в зону ТО, применяют ещё одну ТО с выдержкой времени, которая выступает в качестве второй зоны токовой защиты.

Ток I_сз выбирают с учётом охвата всей защищаемой линии. Для этого ток срабатывания I_сз согласуют с током срабатывания мгновенной ТО следующей линии:

. (15)

Время t_сз(n) так же согласуется со временем t_сз(n-1):

, (16)

где Δ t = 0,5 с.

Рассчитаем ТО для фидера №4.

Рассчитаем бросок тока намагничивания:

А,

где А – максимальный рабочий ток фидера №4.

Токи замыканий приведены в приложении. ТО отстраиваем по току трехфазного короткого замыкания ТСН, так как ток намагничивания меньше тока короткого замыкания. В случаях, когда ток намагничивания больше тока КЗ отстраиваем защиту от тока намагничивания. ТО без выдержки времени по формуле (12):

А.

Определим величину защищаемой зоны по формуле (13):

,

где - сопротивление линии, равное разности сопротивления до точки короткого замыкания и сопротивления до шин, к которым присоединена защищается линия.

Зона ТО охватывает больше 20% линии, следовательно, ее применение целесообразно.

Рассчитаем коэффициент чувствительности данной ТО по формуле (9), проверка ТО ведется по току двухфазного короткого замыкания на шинах ПС:

.

Защита не проходит по коэффициенту чувствительности, следовательно рассчитываем ТО с выдержкой времени по нижней стороне ТСН (точка К28).

Пересчитаем ток КЗ на базовое напряжение 6.3 кВ:

А.

По формуле (15):

А.

Коэффициент чувствительности:

Для остальных фидеров расчет ТО сведен в таблицу 6 (см. приложение 4). Если ТО на фидере не проходит по условию защищаемости линии, то рассчитываем ТО с выдержкой времени по току трехфазного короткого замыкания на нижней стороне самой дальней КТП линии, т.е. ток срабатывания ТО без выдержки времени будет рассчитываться как ток срабатывания ТО с выдержкой времени. ТО двигателей отстраивается от пусковых токов двигателей.

1.6 Защита силовых трансформаторов

Согласно ПУЭ, для трансформатора требуются следующие защиты:

- Защита от внутренних повреждений для трансформаторов менее 4 МВА – максимальная защита и токовая отсечка, для трансформаторов большей мощности – дифференциальная защита.

- Защита от повреждения внутри бака трансформатора или РПН – газовая защита трансформатора и устройства РПН с действием на сигнал и отключение.

- Защита от внешних коротких замыканий – максимальная защита с блокировкой по напряжению или без неё. Она же используется как резервная защита трансформаторов от внутренних повреждений.

- Защита от однофазных коротких замыканий на сторонах трансформатора с глухозаземлённой нейтралью.

- Защита от перегрузки с действием на сигнал. В ряде случаев, на ПС без обслуживающего персонала, защита от перегрузки выполняется с действием на разгрузку или на отключение.

Кроме непосредственно защит, требуются дополнительные токовые органы, например для автоматики охлаждения, блокировки РПН.

ТО и МТЗ рассчитываются согласно условиям, приведенным выше.

1.7 Дифференциальная защита трансформаторов

ДЗТ с торможением предназначена для защиты трансформатора (автотрансформатора) как от повреждений, сопровождающихся большими значениями токов, так и от межвитковых замыканий, при которых значение аварийного тока меньше номинального тока обмотки трансформатора. Характеристика срабатывания ступени пригодна для трансформаторов (автотрансформаторов) с односторонним и многосторонним питанием.

Характеристика срабатывания (тормозная характеристика) определяется соотношением величин первых гармоник дифференциального и тормозного токов.

Тормозная характеристика изображена на рис. 1.

Рис. 1. Тормозная характеристика ДЗТ

Тормозная характеристика определяется уставками:

«I_д1/I_ном» – минимальный дифференциальный ток (отнесенный к I_{НОМ ВН}) срабатывания;

«К_торм, %» – коэффициент торможения второго участка характеристики;

«I_т2/I_ном» – точка второго излома характеристики.

Характеристика имеет три участка:

УЧАСТОК 1 (отрезок А – B): точка В (точка первого излома характеристики) получается как пересечение уставки «I_д1/I_ном» с прямой, проходящей через начало координат и точку С. На данном участке дифференциальный ток, необходимый для отключения, постоянный.

УЧАСТОК 2 (между точками В и С): точка С определяется двумя уставками – наклоном прямой «К_торм, %» и «I_т2/I_ном».

УЧАСТОК 3 (правее точки С): начало лежит в точке С, наклон участка постоянен и равен 60 градусам.

Таким образом, ломаная А, В, С делит плоскость ХY на две части – область срабатывания и несрабатывания. Все что лежит выше ломаной, является областью срабатывания.

Если расчётное соотношение токов I_диф/I_торм лежит выше границы разделения областей, то происходит срабатывание (при отсутствии в этот момент блокировок по другим условиям, например, по второй гармонике), и устройство выдает сигнал на отключение.

Имеется возможность вводить задержку на отключение на время, определяемое уставкой «Т, с». Вообще ДЗТ с торможением является быстродействующей, целью которой является как можно более быстрое отключение защищаемого объекта при аварии. Но в некоторых случаях бывает удобно ввести задержку на отключение (например, при проверке функционирования устройства). Рекомендуется в нормальном эксплуатационном режиме задавать уставку «Т, с – 0,00».

Время действия защиты «Т_защ», выводимое в «Параметрах отключения», отсчитывается от момента срабатывания токового органа до замыкания контактов реле отключения. В связи с тем, что время работы цифрового фильтра меняется в зависимости от величины и формы тока, временной интервал с момента появления аварии до замыкания контактов реле отключения может быть несколько занижен. Для определения точного времени можно воспользоваться аварийной осциллограммой, записываемой устройством.

Блокировка по второй гармонике при броске тока намагничивания основывается на контроле отношения действующего значения второй гармоники к действующему значению первой гармоники дифференциального тока. Срабатывание ДЗТ с торможением блокируется, если контролируемое соотношение превышает уставку «I_д2/I_д1». Блокировка находится в активном состоянии до тех пор, пока отношение не опустится ниже уставки.

Рекомендуемая уставка «I_д2/I_д1 – 0,15».

Предусмотрен специальный анализ характера дифференциального тока, позволяющий снимать блокировку по второй гармонике, если появление гармоники вызвано не броском тока намагничивания, а насыщением трансформаторов тока апериодической составляющей тока КЗ.

Параметры ступени с торможением приведены в таблице 1.

Таблица 1

Уставки, обозначенные на графике примем равными:

I_д1/I_ном=0,5;

К_торм, %=30%;

I_т2/I_ном=1,5;

I_д2/I_д1 = 0,15.

1.8 Защита от перегрузок

Ток срабатывания защиты от перегрузки определяется из выражения:

, (17)

где I_сзп – уставка по току срабатывания защиты от симметричной перегрузки, I_{ном тр} – значение номинального тока трансформатора в сети 6,3 (10,5) кВ, k_в – коэффициент возврата защиты, k_отс – коэффициент отстройки. Для микропроцессорного устройства защиты «Сириус-2-МЛ» принимают k_отс = 1,1; k_в = 0,935.

Время срабатывания защиты от симметричных перегрузок (для устранения ложных срабатываний) должно превышать время работы основных защит трансформатора. Общепринятая в ряде энергопредприятий выдержка времени защиты трансформаторов от симметричных перегрузок составляет 9 с.

Рассчитаем защиту для трансформатора на вводе №1.

Уставка по току для защиты от перегрузок рассчитывается по формуле (17), но вместо номинального тока будем отстраиваться от тока 40% перегрузки трансформатора, иначе в аварийном режиме питания от одного трансформатора, защита будет отключать его:

А.

Время срабатывания t_сз=9 сек.

Защита для трансформатора на вводе №2 будет аналогичной, так как трансформаторы идентичны.

1.9 Требования к защитам от замыканий на землю в сетях 6-35 кВ

Фазы всех линий имеют емкость С по отношению к земле (условно распределенные ёмкости линий изображены как дискретные конденсаторы). На поврежденной линии емкости фаз обозначены С₀, а на неповрежденной линии, которая представляет всю остальную электрически связанную сеть, обозначены как суммарные ёмкости C_0Σ. Ёмкости всех присоединений в двух неповрежденных фазах C_0Σ определяют установившееся значение суммарного ёмкостного тока сети:

. (18)

Значение ёмкостного тока линии и, соответственно, суммарного ёмкостного тока линий всей сети можно ориентировочно определить по эмпирическим формулам:

1. Для кабельных сетей:

; (19)

2. Для воздушных сетей:

, (20)

где U_н – номинальное напряжение сети (6 или 10 кВ), l _Σ – суммарная длина линий (км).

Для более точной оценки значения ёмкостного тока кабельной линии можно использовать таблицы, где приведены удельные значения ёмкостных токов в амперах на километр в зависимости от сечения кабеля и номинального напряжения сети.

Для воздушных сетей 6-35 кВ с изолированной нейтралью известна и другая аналогичная эмпирическая формула:

. (21)

Если в сети имеются крупные электродвигатели напряжением 6 или 10 кВ, то следует учитывать их собственные ёмкостные токи. Ёмкостной ток электродвигателя (при внешнем ОЗЗ) можно ориентировочно определить по эмпирической формуле:

1. При U_н.дв = 6 кВ

I_с.дв ≈ 0,017S_н.дв; (22)

2. При U_н.дв= 10 кВ

I_с.дв ≈ 0,03S_н.дв, (23)

где .

Более точно I_CΣ можно определить экспериментально (что и требуется делать регулярно, т.к. протяженность сети изменяется в течение эксплуатационного периода).

Работа сети в режиме с изолированной нейтралью допускается ПУЭ в тех случаях, когда суммарный ёмкостной ток I_CΣ не превышает 30 А для сети 6 кВ. Исключение составляют воздушные сети 6-35 кВ на железобетонных и металлических опорах, где суммарный ёмкостной ток при замыкании на землю не должен превышать 10 А.

Удельные значения ёмкостных токов в кабельных сетях (А/км)

Таблица2

Сечение жил кабеля, мм^2	Удельное значение ёмкостного тока Ic, А/км, при напряжении сети
	6 кВ	10 кВ
	0,40	0,55
	0,50	0,65
	0,58	0,72
	0,68	0,80
	0,80	0,92
	0,90	1,04
	1,00	1,16
	1,18	1,30
	1,25	1,47
	1,45	1,70

Селективная работа защиты в режиме изолированной нейтрали может быть обеспечена при условии, когда суммарный ёмкостной ток сети I_CΣ (минимально возможный из всех режимов работы сети) существенно превышает собственный ёмкостной ток любого фидера I_{с.фид.макс} (при внешнем ОЗЗ). Ток срабатывания защиты определяется по формуле:

. (24)

Защита должна работать с минимальной выдержкой времени 50 мс.

Рассчитаем значение ёмкостного тока с помощью таблицы удельных значений и эмпирических формул для двигателей для фидера №8 РУ №1.

По формуле (22):

А.

Ёмкостной ток фидера:

Далее рассчитаем ток срабатывания защиты по формуле (24):

А

Уставка по времени t_сз=0.5 с.

Для двигателей, питающихся от фидеров №5 и №2 РУ №1 защита от ОЗЗ будет обладать аналогичными параметрами, так как двигатели и линии идентичны.

Такую защиту ставим только на фидерах №5, №2 и №8 РУ №1, так как только эти линии выполнены кабелем. В воздушных линиях защита реализуется с помощью устройства контроля изоляции с уставкой по напряжению 15% от значения первичного номинального линейного напряжения ТН.

В.

Уставка по времени t_сз=0.5 с.

Для трансформатора устанавливаем устройство контроля изоляции с уставкой по напряжению:

В.

Время срабатывания защиты:

с.

2. АВТОМАТИКА ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

2.1 Выбор устройств автоматики, устанавливаемых на оборудовании подстанции

Устройства АПВ должны предусматриваться для быстрого восстановления питания потребителей или межсистемных и внутрисистемных связей путем автоматического включения выключателей, отключенных устройствами релейной защиты.

Согласно ПУЭ должно предусматриваться автоматическое повторное включение:

1) воздушных и смешанных (кабельно-воздушных) линий всех типов напряжением выше 1 кВ. Отказ от применения АПВ должен быть в каждом отдельном случае обоснован. На кабельных линиях 35 кВ и ниже АПВ рекомендуется применять в случаях, когда оно может быть эффективным в связи со значительной вероятностью повреждений с образованием открытой дуги (например, наличие нескольких промежуточных сборок, питание по одной линии нескольких подстанций), а также с целью исправления неселективного действия защиты. Вопрос о применении АПВ на кабельных линиях 110 кВ и выше должен решаться при проектировании в каждом отдельном случае с учётом конкретных условий;

2) шин электростанций и подстанций;

3) трансформаторов;

4) ответственных электродвигателей, отключаемых для обеспечения самозапуска других электродвигателей.

Для осуществления АПВ по п. 1-3 должны также предусматриваться устройства АПВ на обходных, шиносоединительных и секционных выключателях.

Допускается в целях экономии аппаратуры выполнение устройства группового АПВ на линиях, в первую очередь кабельных, и других присоединениях 6-10 кВ. При этом следует учитывать недостатки устройства группового АПВ, например возможность отказа в случае, если после отключения выключателя одного из присоединений отключение выключателя другого присоединения происходит до возврата устройства АПВ в исходное положение.

2.2 Выбор типа АПВ. Расчет параметров срабатывания пусковых и контрольных органов АПВ

Вследствие того, что повышение успешности АПВ при срабатывании второй ступени двукратного АПВ составляет около 10 % (т.е. существует 90 %-ый шанс включения линии на неустранившееся КЗ повторно, что чревато износом оборудования), рассчитаем однократное АПВ, успешность которого достигает 80-90 %.

Время срабатывания однократного АПВ определяется по следующим условиям:

1. , (25)

где t_г.п. – время готовности привода, которое в зависимости от привода находится в пределах от 0,1 до 0,2 с;

2. , (26)

где t_г.в. – время готовности выключателя, которое в зависимости от типа выключателя обычно находится в пределах от 0,2 до 2с, но для некоторых типов может быть больше; t_в.в.- время включения выключателя;

3. , (27)

где t_д – время деионизации среды в месте КЗ на ВЛ, значение которого зависит от метеорологических условий, значения и длительности протекания тока КЗ, от рабочего напряжения; ориентировочные средние значения следующие: для сетей с напряжением до 35 кВ включительно t_д=0.1 с, для сетей 110 кВ t_д=0.17 с, для сетей 220 кВ t_д=0.32 с.

Время запаса в выражениях, приведенных выше, принимается равным примерно 0,5 с. Данные для расчета по 1 и 2 условиям находятся в технических паспортах приводов и выключателей. При выборе уставок выбирается большее из полученных времен.

Для сетей, состоящих из нескольких последовательно включенных участков с собственными выключателями и РЗ, ПУЭ предусматриваются следующие виды взаимодействия РЗ и АПВ: ускорение защиты после АПВ, ускорение защиты до АПВ, использование АПВ разной кратности. Эти мероприятия предназначаются для отключения КЗ, уменьшения тяжести последствий, повреждений и повышения эффективности АПВ с целью скорейшего восстановления электроснабжения потребителей.

Использование ускорения РЗ после АПВ позволяет ускорять отключения КЗ, особенно на головных участках сети, в частности путем снижения ступеней селективности с исправлением возможных неселективных отключений с помощью АПВ с обязательным ускорением РЗ после включения выключателя.

Рассчитаем однократное АПВ на фидере №4.

Время деионизации для сетей 6 кВ t_д=0.1 с, время готовности выключателя и время включения выключателя для микропроцессорного устройства защиты «Сириус-2-МЛ» соответственно равны t_гв=0.3 с и t_вв=0.05 с, время готовности привода t_гп=0.1 с. Время запаса примем равным t_зап=0.5 с. Рассчитываем уставки времени АПВ по формулам (25), (26), (27):

с;

с;

с.

Выбираем большую из уставок, т.е. t_1АПВ=0.75 с.

Выполним ускорение защиты после АПВ на питающих фидерах и на вводах ПС, чтобы при неустранившемся коротком замыкании не создать в системе еще более неблагоприятную ситуацию, а так же для уменьшения влияния установившегося тока короткого замыкания на оборудование. По рекомендациям из литературы примем t_уск=0.5 с.

Расчет АПВ для остальных фидеров выполняется аналогично, результаты сведены в таблицы 5 и 6 (см. приложения 5 и 6).

2.3 АВР на трансформаторах подстанции. Расчет параметров срабатывания пусковых органов АВР

Устройства автоматического включения резерва (АВР) применяются в распределительных сетях и на подстанциях, имеющих два или более источников питания, но работающих по схеме одностороннего питания. Использования режима одностороннего питания может существенно снизить значения токов КЗ, что позволит применить более дешевую аппаратуру, а также в ряде случаев может упростить релейную защиту, обеспечить лучшие условия регулирования напряжения и т.д.

Схемы АВР выполняются по следующим основным требованиям:

1. Схема АВР должна приходить в действие при исчезновении напряжения на шинах подстанции по любой из двух причин:

а). При аварийном, ошибочном или самопроизвольном отключении выключателя рабочего питания, находящегося на данной подстанции (в этом случае немедленнодолжен автоматически включаться резервный источник питания; продолжительность перерыва питания в этих случаях определяется в основном собственным временем включения резервного выключателя. Такой «быстрый» АВР широко применяется и на электростанциях в системе собственных нужд и на подстанциях, за исключением подстанций с такими электродвигателями, для которых включение в противофазу является опасным.

б). При исчезновении напряжения на шинах или на линии, откуда питается рабочий источник; для выполнения этого требования в схеме АВР должен предусматриваться специальный пусковой орган, состоящий из реле, реагирующих на снижение напряжения рабочего источника питания, и реле, контролирующего наличие напряжения на резервном источнике питания. На подстанциях с крупными синхронными двигателями для ускорения действия АВРпусковой орган напряжения может дополняться реле понижения частоты или реле разности частот, запускающим АВР при снижении частоты на рабочем источнике, но при сохранении нормальной частоты на резервном, или устройством, реагирующим на скорость снижения частоты.

Контроль наличия напряжения на резервном источнике особенно важен для подстанций, у которых могут одновременно отключаться оба источника питания. В таких случаях пусковые органы АВР будут ждать появления напряжения на одном из источников питания без ограничения времени. Контроль частоты резервного источника питания предотвращает излишние срабатывания АВР при авариях, связанных со снижением частоты и работой устройств АЧР (автоматической частотной разгрузки).

Напряжение срабатывания(замыкания) размыкающих контактов реле, реагирующих на снижение напряжения (минимальных реле), следовало бы выбирать таким образом, чтобы пусковой орган срабатывал только при полном исчезновении напряжения. Однако по условиям термической стойкости электромеханических реле их напряжение срабатывания не должно быть ниже 15В. Наряду с этим выбор очень низкого напряжения срабатывания, вызовет замедление действия АВР, поскольку двигатели нагрузки, вращаясь по инерции после отключения питания, могут при определенных условиях поддерживать на шинах достаточно медленно снижающееся напряжение. Поэтому рекомендуется принимать напряжение срабатывания минимальных реле напряжения

. (28)

Напряжение срабатывания максимального реле напряжения, контролирующего наличие напряжения на резервном источнике, определяется из условия отстройки от:

, (29)

где U_{раб.мин}- минимальное рабочее напряжение; k_н - коэффициент надёжности, принимаемый в пределах 1,1 - 1,2; k_в - коэффициент возврата реле 1,2 -1,25. Таким образом, из выражения (31)

. (30)

Частота срабатывания частотного пускового органа АВР принимается в пределах 46-48 Гц.

2. Пуск схемы АВР при снижении напряжения на шинах ниже принятого по формуле (28) должен производиться с выдержкой временидля предотвращения излишних действий АВР при КЗ в питающей сети или на отходящих элементах, а также для создания при необходимости определенной последовательности действий устройств противоаварийной автоматики в рассматриваемом узле. Время срабатывания реле времени пускового органа напряжения АВР (t_c. _p._ABР) должно выбираться по следующим условиям:

1. По условию отстройки от времени срабатывания тех защит, в зоне действия которых КЗ могут вызывать снижения напряжения ниже принятого:

, (31)

где t₁ - наибольшее время срабатывания защиты присоединений шин высшего напряжения подстанции; ∆t - ступень селективности, принимаемая равной 0,3 с.

2. По условию согласования действий АВР с другими устройствами противоаварийной автоматики узла. Например, для устройства с целью ожидания срабатывания двух циклов АПВ линии 110кВ:

, (32)

где t_c.₃ - время действия той ступени защиты линии 110 кВ которая надежно защищает всю линию; t'_C3 - время действия защиты линии 110 кВ, ускоряемой после АПВ; t_1АПВ и t_2АПВ - уставки по времени первого и второго циклов двукратного АПВ линии 110 кВ; t_зап = 2,5 - 3,5 с в зависимости от типов выключателей, реле времени в схемах защит, АПВ, АВР.

Для устройства АВР2 с целью ожидания срабатывания АВР1, расположенного ближе к источникам питания,

, (33)

где t_зап =2-3 с в зависимости от типов выключателей и реле времени в схемах АВР1 и АВР2.

3. Действие АВР должно быть однократным. Однократность обеспечивается: в схемах АВР на переменном оперативном токе использованием энергии предварительно поднятого груза или натянутых пружин в приводах выключателей, или энергии предварительно заряженных конденсаторов, а в схеме АВР на постоянном оперативном токе – применением специального промежуточного реле однократности включения, имеющего небольшое замедление на возврат после снятия напряжения с его катушки. Выдержка времени при возврате этого реле должна несколько превышать время включения выключателя резервного питания:

, (34)

где t_вв - время включения выключателя резервного источника питания; t_зan – время запаса, принимаемое равным 0,3 - 0,5 с.

Однако при необходимости ожидания предварительного срабатывания делительной защиты (автоматики) генераторов, синхронных компенсаторов или двигателей замедление по условию (34) может оказаться недостаточным и такая схема АВР выведется из действия раньше, чем сработает делительная защита. Для предотвращения отказа АВР по этой причине следует применять схему АВР с ожиданием (без ограничения времени) снижения напряжения принятого по формуле (28).

4. Для ускорения отключения выключателя резервного источника питания при включении на неустранившиеся КЗ должно предусматриваться автоматическое кратковременное ускорение защиты. Это ускорение не допускается производить до 0 с (путем полного исключения выдержки времени) на резервных источниках питания собственных нужд электростанций, поскольку при этом возможны неправильные действия защиты резервного источника из-за кратковременных бросков пусковых токов или токов при АВР незатормозившихся двигателей. Такие же требования должны быть предъявлены к ускорению защит и на подстанциях, в нагрузке которых преобладают электродвигатели и понижающие трансформаторы (для последних характерны броски намагничивающего тока). Поэтому выдержка времени ускоряемых защит не должна быть менее 0,2 с. Защиты, имеющие время срабатывания не более 1,2 с, допускается не ускорять при действии АВР.

Рассчитаем АВР для секционного выключателя на 7 фидере ПС.

По формуле (30) напряжение срабатывания АВР:

В.

Время срабатывания по формулам (31) и (32):
,

где t₁=1.2 – время срабатывания защиты на вводе ПС;

с,

где t_сз=1,8 с – время срабатывания защиты, являющееся максимальным из всех времен срабатывания защиты на фидерах.

Из полученных двух значений уставок выбираем большее, следовательно, t_срАВР=3,55 с.

АВР на секционном выключателе на стороне высшего напряжения, а так же в РУ №1 и №2 рассчитывается по тем же формулам. Параметры АВР являются следующими:

В;

t_{срАВР(35)}=4,15 с;

В;

t_{срАВР(РУ1)}=1,85 с;

В;

t_{срАВР(РУ2)}=2,15 с;

Вывод по проделанной работе

В данной курсовой работе была рассчитана защита ПС 35/6 кВ на базе микропроцессорного устройства релейной защиты «Сириус-2-МЛ». Была рассчитана МТЗ, ТО, дифференциальная защита трансформаторов и другие виды защит. Особенность работы заключается в том, что к фидерам ПС подсоединены две РУ, и расчёт уставок на фидерах ПС велся от токов срабатывания защиты РУ. Уставки по времени так же отстроены от уставок РУ. Все защиты удовлетворяют правилам устройства электроустановок по чувствительности. Чтобы обеспечить надежное бесперебойное питание потребителей были рассчитаны уставки автоматики повторного включения и автоматического ввода резерва. Таблицы селективности приведены в приложении (см. таблицы 9 и 10, приложения 7 и 8).

Список литературы

1. Правила устройства электроустановок. Издание седьмое, переработанное и дополненное с изменениями. – М.: Главгосэнергонадзор России, 2004.

2. А.В. Ромодин, А.В. Кухарчук. Конспект лекций по дисциплине «Релейная защита и автоматизация систем электроснабжения». – Пермь, 2009.

3. Руководство по эксплуатации микропроцессорного устройства «Сириус-2-МЛ».– М., 2008.

4. М.А.Шабад. Расчёты релейной защиты и автоматики распределительных сетей: Монография. − Спб.: ПЭИПК, 2003

5. Н.В. Чернобровов, В.А. Семенов. Релейная защита энергетических систем. – М.: Энергоатомиздат, 1998.

6. Справочник по проектированию электроснабжения. Под ред. Ю.Г. Барыбина, Л.Е. Федорова и др. – М.: Энергоатомиздат, 1990.

Приложения

Приложение 1

Таблица 3. Расчёт параметров максимальной токовой защиты ПС

	Iсз.max, А	Iраб.max, А	Iсз, А	Iср, А	kч, отн.ед	tсз, сек.
Ф№3	-	338,13	437,59	14,59	3,92	0,3
Ф№4	-	12,8	21,4	2,6	15,8	0,3
Ф№5	214,17	183,21	246,18	8,21	11,59	1,2
Ф№8	1372,56	546,88	1536,28	25,6	1,61	0,9
Ф№10	-	-	-	-	-	-
Ф№14	-	257,31	332,31	16,65	5,96	0,3
Ф№1	1536,28	-	3147,57	10,49	1,52	1,8
Ф№12	1536,28	-	3147,57	10,49	1,52	1,8
Ф№7	1536,28	1068,23	2263,39	18,86	1,65	1,5
СМВ-35*	542,68	145,49	596,95	9,95	2,29	2,1
Ввод№1(35кВ)*	596,95	145,49	656,65	10,94	2,08	2,4
Ввод№2(35кВ)*	596,95	145,49	656,65	10,94	2,08	2,4

*- токи приведены к ступени напряжения 35 кВ

Приложение 2

Таблица 4. Расчёт параметров максимальной токовой защиты РУ-6 кВ №1

	Iсз.max, А	Iраб.max, А	Iсз, А	Iср, А	kч, отн.ед	tсз, сек.
Ф№2	-	171,07	905,65	-	-	-
Ф№5	-	171,07	905,65	-	-	-
Ф№8	-	171,07	905,65	-	-	-
Ф№3	905,65	513,2	1372,56	8,58	1,76	0,6
Ф№10	905,65	513,2	1372,56	11,44	1,8	0,6
Ф№7	905,65	342,13	1184,39	14,8	2,02	0,3

Приложение 3

Таблица 5. Расчёт параметров максимальной токовой защиты РУ-6 кВ №2

	Iсз.max, А	Iраб.max, А	Iсз, А	Iср, А	kч, отн.ед	tсз, сек.
Ф№4	-	84,87	109,83	3,66	6,56	0,3
Ф№13	-	84,87	109,83	3,66	6,56	0,3
Ф№3	109,83	169,74	214,17	3,57	13,32	0,9
Ф№10	109,83	169,74	214,17	3,57	14,11	0,9
Ф№16	109,83	84,87	120,82	2,01	5,96	0,6

Приложение 4

Таблица 6. Расчёт параметров токовой отсечки

	Iнам	Iсз без вв	kч без вв	х%	Iсз с вв	tсз
Ф№2(РУ1)	658,61	846,78	-	-	-	-
Ф№5(РУ1)	658,61	846,78	-	-	-	-
Ф№8(РУ1)	658,61	846,78	-	-	-	-
Ф№3	929,87	2178,02	1,72		-	-
Ф№4	2105,48	3075,36	1,22		-	-
Ф№5	705,37	3839,77	0,98		225,14	1,2
Ф№8	2105,48	3075,36	1,22		-	-
Ф№10	653,5	3624,13	1,03		1006,14	1,2
Ф№14	707,59	2522,72	1,48		-	-

Приложение 5

Таблица 7. Выбор уставок АПВ для ПС

	Ф№3	Ф№4	Ф№5	Ф№8	Ф№10	Ф№14	Ф№1	Ф№12
tд	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1
tгв	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3
tвв	0,05	0,05	0,05	0,05	0,05	0,05	0,05	0,05
tгп	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1
t1апвГП	0,6	0,6	0,6	0,6	0,6	0,6	0,6	0,6
t1апвГВ	0,75	0,75	0,75	0,75	0,75	0,75	0,75	0,75
t1апвД	0,6	0,6	0,6	0,6	0,6	0,6	0,6	0,6
t1апв	0,75	0,75	0,75	0,75	0,75	0,75	0,75	0,75
tсзмакс	0,3	0,9	1,2	0,9	1,2	0,3	1,8	1,8
tвозврАПВ	3,05	3,65	3,95	3,65	3,95	3,05	4,55	4,55
tуск	-	-	-	-	-	-	0,5	0,5

Приложение 6

Таблица 8. Выбор уставок АПВ для РУ №1

	РУ №1
	Ф№3	Ф№10
tд	0,1	0,1
tгв	0,3	0,3
tвв	0,05	0,05
tгп	0,1	0,1
t1апвГП	0,6	0,6
t1апвГВ	0,75	0,75
t1апвД	0,6	0,6
t1апв	0,75	0,75
tсзмакс	0,6	0,6
tвозврАПВ	3,35	3,35

Приложение 7

Таблица 9. Таблица селективности токовых защит

Объект	МТЗ	ТО	Перегруз	ОЗЗ
Iсз, А	tсз, с	Iсз, А	Iсз, А	tсз, с	Iсз, А
Ввод№1(35кВ)	3808,57	2,1	-	1426,37		-
Ввод№2(35кВ)	3808,57	2,1	-	1426,37		-
СМВ-35	3462,32	1,8	-	-	-	-
Ф№1	3147,57	1,5	-	-	-	-
Ф№12	3147,57	1,5	-	-	-	-
Ф№7	2263,39	1,2	-	-	-	-
Ф№4	1536,28	0,9	3075,36	-	-	-
Ф№8	1536,28	0,9	3075,36	-	-	-
Ф№3(РУ1)	1372,56	0,6	-	-	-	-
Ф№10(РУ1)	1372,56	0,6	-	-	-	-
Ф№5	21,4	0,3	3954,1	-	-	-
Ф№10	-	-	3954,1	-	-	-
Ф№6(РУ1)	1184,39	0,3	-	-	-	-
Ф№2(РУ1)	905,65	0,3	846,78	201,26		0,127
Ф№5(РУ1)	905,65	0,3	846,78	201,26		0,127
Ф№8(РУ1)	905,65	0,3	846,78	201,26		0,127
Ф№3	437,59	0,3	2178,03	-	-	-
Ф№14	332,98	0,3	2522,72	-	-	-

*- все токи приведены к ступени напряжения 6 кВ

Приложение 8

Таблица 10. Таблица селективности автоматики

Объект	АПВ	АВР
t1АПВ, с	tвозвАПВ, с	tАВР, c
Ф№7(РУ1)	-	-	1,85
Ф№3(РУ1)	0,75	3,35	-
Ф№10(РУ1)	0,75	3,35	-
Ф№3	0,75	3,05	-
Ф№4	0,75	3,65	-
Ф№5	0,75	3,95	-
Ф№8	0,75	3,65	-
Ф№10	0,75	3,95	-
Ф№14	0,75	3,04	-
Ф№7	-	-	3,55
Ф№1	0,75	4,55	-
Ф№12	0,75	4,55	-
СМВ-35	-	-	4,15
Ввод№1	0,75	5,15	-
Ввод№2	0,75	5,15	-

Приложение 9

Таблица 11.Таблица выбранного оборудования

Защищаемый объект	Прибор
Ф№2(РУ1)	«Сириус-2-МЛ»
Ф№5(РУ1)	«Сириус-2-МЛ»
Ф№8(РУ1)	«Сириус-2-МЛ»
Ф№6(РУ1)	«Сириус-2-МЛ»
Ф№3(РУ1)	«Сириус-2-МЛ»
Ф№10(РУ1)	«Сириус-2-МЛ»
Ф№3	«Сириус-2-МЛ»
Ф№4	«Сириус-2-МЛ»
Ф№5	«Сириус-2-МЛ»
Ф№8	«Сириус-2-МЛ»
Ф№10	«Сириус-2-МЛ»
Ф№14	«Сириус-2-МЛ»
Ф№7	«Сириус-2-МЛ»
Ф№1	«Сириус-2-МЛ»
Ф№12	«Сириус-2-МЛ»
ТМН 6300/35/6 №1	«Сириус-Т3»
ТМН 6300/35/6 №2	«Сириус-Т3»
СМВ-35	«Сириус-2-МЛ»
Ввод№1	«Сириус-2-МЛ»
Ввод№2	«Сириус-2-МЛ»

Приложение 10

Рис.3 Карта селективности

Приложение 11

Таблица 10. Защиты КТП

КТП	Мощность	Ном. ток	Плавк. предохранитель
		24,05	ПК-6-10-32А
		15,39	ПК-6-10-25А
		15,39	ПК-6-10-25А
		15,39	ПК-6-10-25А
		9,62	ПК-6-10-16А
		15,39	ПК-6-10-25А
		15,39	ПК-6-10-25А
		9,62	ПК-6-10-16А
04-ТСН		24,05	ПК-6-10-32А
		9,62	ПК-6-10-16А
08-ТСН		24,05	ПК-6-10-32А
		24,05	ПК-6-10-32А
		60,62	ПК-6-10-80А
		38,49	ПК-6-10-50А
РУ №2-ТСН №1		60,62	ПК-6-10-80А
РУ №2-ТСН №2		60,62	ПК-6-10-80А

Дата добавления: 2015-08-09