Анализ работы релейной защиты при техническом перевооружении тепловой станции с целью увеличения генерации на собственные нужды

Кирилл Жабин

Анализ работы релейной защиты при техническом перевооружении тепловой станции с целью увеличения генерации на собственные нужды

Цель научной работы: Расчет параметров срабатывания устройств релейной защиты силового трансформатора понизительной подстанции и сравнительный анализ дифференциальной защиты трансформатора на базе различных производителей. Принципы построения и алгоритмы релейной защиты силового оборудования электрических станций и подстанций постоянно совершенствуются. В качестве основной защиты трансформаторов используется быстродействующая продольная дифференциальная защита от внутренних повреждений и повреждений на выводах. В настоящее время существует достаточное количество производителей устройств защиты трансформаторов, хорошо зарекомендовавших себя в России и странах СНГ. Поэтому выбор среди них наиболее подходящего устройства для конкретного трансформатора, исходя из оценки чувствительности к различным видам повреждений, является актуальной задачей.

Энергетика

Дипломы

Вуз: Новосибирский государственный технический университет (НГТУ)

ID: 5f33a635cd3d3e0001b7b318

UUID: 8d18f790-bea2-0138-17bf-0242ac180006

Язык: Русский

Опубликовано: больше 4 лет назад

Просмотры: 80

11.7

Кирилл Жабин

Новосибирский государственный технический университет (НГТУ)

Комментировать 0

Рецензировать 0

Скачать - 1,6 МБ

Поделиться работой

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «НОВОСИБИРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» электрических станций Кафедра _______________________________________________________________________ (полное название кафедры) Утверждаю ЭлСт Зав. кафедрой _______________ А.Г. Русина _____________________________ (подпись, инициалы, фамилия) 0 г. «___» _______________ 202__ ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА БАКАЛАВРА Жабина Кирилла Михайловича _______________________________________________________________________________ (фамилия, имя, отчество студента – автора работы) Анализ работы релейной защиты при техническом перевооружении тепловой _______________________________________________________________________________ (тема работы) станции с целью увеличения генерации на собственные нужды _______________________________________________________________________________ Факультет энергетики _______________________________________________________________________________ (полное название факультета) 13.03.02 – Электроэнергетика и электротехника Направление подготовки _________________________________________________________ (код и наименование направления подготовки бакалавра) _______________________________________________________________________________ Руководитель от НГТУ Автор выпускной квалификационной работы Фролова Е.И. ______________________________________ (фамилия, имя, отчество) Жабин К.М. ______________________________________ (фамилия, имя, отчество) Старший преподаватель ______________________________________ (ученая степень, ученое звание) ФЭН, ЭН1-63 ______________________________________ (факультет, группа) ______________________________________ (подпись, дата) ______________________________________ (подпись, дата) Консультанты по разделам: Экономическая часть Б.Н. Мошкин ________________________________________________________________________________ (краткое наименование раздела) __________________________________________________________ (подпись, дата, инициалы, фамилия) ________________________________________________________________________________ (краткое наименование раздела) __________________________________________________________ (подпись, дата, инициалы, фамилия) Охрана труда Нормоконтроль А.М. Парахин А.А.Осинцев ________________________________________________________________________________ (краткое наименование раздела) __________________________________________________________ (подпись, дата, инициалы, фамилия) ________________________________________________________________________________ (краткое наименование раздела) __________________________________________________________ (подпись, дата, инициалы, фамилия) Новосибирск 202__ 0

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «НОВОСИБИРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» электрических станций Кафедра _______________________________________________________________________ (полное название кафедры) УТВЕРЖДАЮ Введите здесь А.Г. свой текст Зав. кафедрой __________________ Русина (фамилия, имя, отчество) __________________ (подпись, дата) ЗАДАНИЕ НА ВЫПУСКНУЮ КВАЛИФИКАЦИОННУЮ РАБОТУ БАКАЛАВРА Жабину Кириллу Михайловичу студенту _________________________________________________________________ (фамилия, имя, отчество) 13.03.02 – Электроэнергетика и электротехника Направление подготовки ____________________________________________________ (код и наименование направления подготовки бакалавра) __________________________________________________________________________ Факультет энергетики __________________________________________________________________________ (полное название факультета) Анализ работы релейной защиты при техническом перевооружении тепловой Тема _____________________________________________________________________ (полное название темы выпускной квалификационной работы бакалавра) станции с целью увеличения генерации на собственные нужды __________________________________________________________________________ Целью данной работы является расчет Исходные данные (или цель работы) __________________________________________ параметров срабатывания устройств релейной защиты силовых __________________________________________________________________________ трансформаторов понизительной подстанции 110/6кВ и сравнительный анализ __________________________________________________________________________ дифференциальной токовой защиты трансформаторов на базе различных __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ производителей. __________________________________________________________________________ Структурные части работы __________________________________________________ 1. Исходные данные 2. Расчет параметров схемы замещения __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ 3. Описания состава защит и методика расчета __________________________________________________________________________ 4. Сравнительный анализ дифференциальной защиты трансформатора __________________________________________________________________________ 5. Расчет параметров срабатывания защит трансформатора тднгу-20000/110/6 __________________________________________________________________________ 6. Охрана труда __________________________________________________________________________ 7. Экономическая часть

___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ Задание согласовано и принято к исполнению. Руководитель от НГТУ Студент Фролова Е.И. ______________________________________ (фамилия, имя, отчество) Жабин К.М. ______________________________________ (фамилия, имя, отчество) Старший преподаватель ______________________________________ (ученая степень, ученое звание) ФЭН, ЭН1-63 ______________________________________ (факультет, группа) 02.03.20 ______________________________________ (подпись, дата) 02.03.20 ______________________________________ (подпись, дата) 0 Тема утверждена приказом по НГТУ № _________ 1359/2 от «____» 05 ___________ марта 202__г. изменена приказом по НГТУ № _________ от «____» ___________ 202__ 0 г. 7 7 28.1 тема сверена с данными приказа ВКР сдана в ГЭК № _______, ___________________________________________________ (подпись секретаря государственной экзаменационной комиссии по защите ВКР, дата) Осинцев Анатолий Анатольевич _________________________________________________ (фамилия, имя, отчество секретаря государственной экзаменационной комиссии по защите ВКР) Консультанты по разделам: Экономическая часть ________________________________________________________________________________ (краткое наименование раздела) Охрана труда ________________________________________________________________________________ (краткое наименование раздела) 02.03.20, Б.Н. Мошкин __________________________________________________________ (подпись, дата, инициалы, фамилия) 02.03.20, А.М. Парахин __________________________________________________________ (подпись, дата, инициалы, фамилия)

ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ .............................................................................................................. 6 1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ....................................................................................... 8 2 РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ СХЕМЫ ЗАМЕЩЕНИЯ ....................................... 15 2.1 Общие положения ........................................................................................... 15 2.2 Параметры элементов ..................................................................................... 15 3 ОПИСАНИЯ СОСТАВА ЗАЩИТ И МЕТОДИКА РАСЧЕТА ..................... 22 3.1 Общие положения ........................................................................................... 22 3.2 Методика расчетов параметров срабатывания устройств РЗ ..................... 23 3.2.1 Дифференциальная токовая защита (ДТО и ДЗТ) .................................... 23 3.2.2 Максимальная токовая защита стороны НН с пуском по напряжению (МТЗ НН)................................................................................................................ 27 3.2.3 Максимальная токовая защита стороны ВН с пуском по напряжению (МТЗ ВН) ................................................................................................................ 33 3.2.4 Защита от перегрузки (ЗП) .......................................................................... 35 3.2.5 Логическая защита шин (ЛЗШ) .................................................................. 36 3.2.6 Логическая защита трансформатора (ЛЗТ) ............................................... 37 3.2.7 Защита от дуговых замыканий (ЗДЗ) ......................................................... 37 3.2.8 Газовая защита трансформатора и устройства РПН ................................ 38 3.2.9 Устройство резервирования при отказах выключателя (УРОВ) ............ 39 4 СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОЙ ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРА........................................................................................... 40 4.1 Общие положения ........................................................................................... 40 4.2 ДЗТ устройства «Алтей-УЗТ» производства НПП «Микропроцессорные Технологии» ........................................................................................................... 40 4.3 ДЗТ устройства «RET 670» производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы».......................................................................... 42 4.4 ДЗТ устройства «Сириус-Т» производства АО «РАДИУС Автоматика» 46 4

4.5 ДЗТ с реле типа ДЗТ-11 .................................................................................. 49 4.6 Сравнительный анализ методик ДЗТ трансформатора ............................... 54 4.7 Метод сопоставления по чувствительности к внутренним КЗ .................. 57 5 РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ СРАБАТЫВАНИЯ ЗАЩИТ ТРАНСФОРМАТОРА ТДНГУ-20000/110/6....................................................... 63 5.1 Расчет параметров срабатывания защит трансформатора на базе устройства «Алтей-УЗТ» ...................................................................................... 63 5.2 Расчет параметров срабатывания дифференциальной токовой защиты трансформатора на базе различных производителей ........................................ 70 6 ОХРАНА ТРУДА ............................................................................................... 86 6.1 Общие положения ........................................................................................... 86 6.2 Защитное заземление подстанции ................................................................. 86 6.2.1 Исходные данные ......................................................................................... 86 6.2.2 Расчет защитного заземления подстанции 110кВ Тепловая Станция .... 87 6.3 Меры безопасности при эксплуатации и обслуживании устройств РЗ ..... 94 7 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ............................................................................ 97 7.1 Общие положения ........................................................................................... 97 7.2 Оценка экономической эффективности устройств РЗиА ........................... 97 7.3 Расчет оценки экономической эффективности устройств РЗиА ............... 99 ЗАКЛЮЧЕНИЕ ................................................................................................... 101 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ ......................................... 102 ПРИЛОЖЕНИЕ А ............................................................................................... 104 ПРИЛОЖЕНИЕ Б ................................................................................................ 106 ПРИЛОЖЕНИЕ В ............................................................................................... 107 ПРИЛОЖЕНИЕ Г ................................................................................................ 110 5

ВВЕДЕНИЕ Электроэнергетика – это одна из наиболее ответственных отраслей, которая представляет собой некую совокупность станций, всего оборудования на них, электрических и тепловых сетей, соединённых между собой и участвующих в непрерывном процессе производства, передачи и потребления электроэнергии. Нарушение работы хотя бы одного элемента электроэнергетической системы (ЭЭС) приведет к нарушениям в режимах работы других, и несвоевременное отключение поврежденного оборудования может вызвать серьезные последствия. Поэтому без эффективной и надежной релейной защиты (РЗ) невозможно обеспечить бесперебойную работу энергосистемы. К РЗ предъявляются особые требования: быстродействие, чувствительность, селективность и надежность. Они возрастают по мере увеличения мощности станций, установки нового оборудования и агрегатов. Также особое внимание стоит уделить объектом малой генерации, внедрение которых в последние годы значительно возросло и их включение в энергосистему вызывает множество сложностей, таких как поддержание системной надежности и реализация релейной защиты для параллельной работы с ЭЭС. Выше сказанное обуславливает необходимость совершенствования устройств релейной защиты и автоматики и применения новейших достижений в области электроники и вычислительной техники. Целью выпускной квалификационной работы бакалавра является:  расчет параметров срабатывания устройств релейной защиты силовых трансформаторов понизительной подстанции 110/6кВ;  сравнительный анализ дифференциальной токовой защиты трансформаторов на базе различных производителей. Расчеты токов КЗ и параметров срабатывания УРЗ выполнены в специализированном расчетном комплексе – Автоматизированное рабочее 6

место служб расчетов уставок релейной защиты ОДУ и энергосистем – АРМ СРЗА ПК БРИЗ. Комплекс позволяет производить расчет параметров срабатывания защит (а также оценивать их чувствительность) и непосредственно выполнять расчет электрических величин для любого вида повреждения сети. В расчетном комплексе АРМ для определения токов КЗ и выбора параметров срабатывания УРЗ расчетами определяется периодическая составляющая полного тока короткого замыкания (КЗ) (сверхпереходный ток). Для расчета несимметричных симметричных составляющих. 7 токов КЗ используется метод

1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ Тепловая Станция 110кВ соединена с подстанцией 220кВ Южная по линиям 110кВ (1 и 2 цепи). На подстанции установлены два трансформатора Т-1 и Т-2 мощностью 20кВА. От стороны 6кВ отходят кабельные линии до распределительных пунктов: РП-9, РП-8, РП-1 и Нов. РУ 6,3кВ, соединенных между собой. К шинам Нов. РУ 6,3кВ присоединен объект малой генерации Г1. Схема рассматриваемого участка сети представлена на рисунке 1.1. Рисунок 1.1 – Схема Тепловой Станции Значения эквивалентных реактансов питающих рассматриваемого участка сети представлены в приложении А. Параметры питающих линий 110кВ представлены в таблице 1.1. 8 систем

Таблица 1.1 – Параметры линий 110кВ ЮС-145, ЮС-146 Наименование линии Марка провода Длина линии, км АС 240/32 1 цепь АС 120/19 АС 240/32 2 цепь АС 120/19 Параметры трансформаторов Т-1 и Т-2 ПС 110кВ Тепловой Станции представлены в таблице 1.2. Таблица 1.2 – Параметры трансформаторов Т-1 и Т-2 Тип Мощность ( ), МВА Напряжение ( ), кВ ТДНГУ20000/110/6 20 115±9х2,5%/6 ,% 10,5 , кВт 95 Параметры генератора Г1 – ТГП-6,3-6000-2УЗ приняты в соответствие с паспортом ИАЕЛ.651111.033 ПС и руководством по эксплуатации ИАЕЛ.6511111.033 РЭ представлены в таблице 1.3-1.4. Таблица 1.3 – Технические параметры генератора типа ТГП-6,3-6000-2УЗ Наименование параметра Значение параметра Мощность активная, кВт 6000 Мощность полная, кВА 7500 Соединение фаз обмотки статора «звезда» Напряжение статора, В 6300 Ток статора, А 687 Отношение короткого замыкания, о.е., не менее 0,69 9

Наименование параметра Значение параметра Статическая перегружаемость, не менее 1,86 Коэффициент мощности 0,8 Частота электрического тока, Гц 50 Частота вращения, об/мин 3000 Коэффициент полезного действия, % 97,7 6 (3 линейных, 3 нулевых) 287 Число выводов Номинальный ток возбуждения, А Ток ротора при ХХ, номинальном возбуждении, соответствующей МДС воздушного зазора, А Расчетное значение емкости всей обмотки статора в горячем состоянии, мкФ 109 0,17 Таблица 1.4 – Индуктивные сопротивления и постоянные времени Индуктивные сопротивления, о.е. Постоянные времени, с Генератор типа ТГП-6.3-6000-2УЗ 0,102 0,175 0,1695 0,124 0,0495 4,24 0,44 0,7 0,79 0,05 0,1 0,08 Перечень электродвигателей 6кВ, установленных на механизмах Тепловой Станции представлены в таблице 1.5 Технические данные двигателей представлены в таблице 1.6. Таблица 1.5 – Перечень электродвигателей 6кВ, установленных на механизмах Тепловой Станции Марка электродвигателя РП-8 РУ 6 кВ I секция №п/п 1 4А-450У-6У3 Мощность кВт Обороты об/мин Место установки Место присоединения 800 1000 Сетевой насос №4 яч. №1 10

№п/п Марка электродвигателя Мощность кВт Обороты об/мин 2 А4-400Х-4У3 500 1500 3 ДА304-450УК-8У1 400 4 ДА304-400У-8У1 5 ДА304-450УК-8У1 Итого: Место присоединения 750 Место установки Питательный насос №1 Дымосос К-1 250 750 Дымосос К-2 яч. №13 400 750 Мельница 1 «А» яч. №17 яч. №9 яч.№11 2350 РП-8 РУ 6 кВ II секция 1 4А-450У-6У3 800 1000 2 ДА304-450УК-8У1 400 750 3 ДА304-450УК-8У1 4А3М500/6000УХЛ4 400 750 500 2970 4 Итого: Сетевой насос №5 Мельница 1 «Б» яч. №2 яч. №14 Дымосос К-3 Питательный насос №2 яч. №16 Дымосос К-4 Сетевой насос №7 Мельница 2 «Б» яч. №10 Мельница 3 «Б» Питательный насос №5 яч. №16 яч. №22 2100 РП-9 РУ 6 кВ I секция 1 ДА304-450-10У 250 600 2 А4-400У-4У3 630 1500 3 ДА304-400У-8У1 250 750 4 ДА304-400У-8СУ1 250 750 5 А4-400Х-4СУ3 500 1500 Итого: яч. №12 яч. №14 яч. №20 1880 РП-9 РУ 6 кВ II секция 1 А4-400У-4У3 630 1500 2 ДА304-400У-8У1 250 750 3 ДА304-400У-8У1 250 750 4 4А-400Х-4У3 500 1500 Итого: Сетевой насос №6 Мельница 2 «А» Мельница 3 «А» Сетевой насос №3 яч. №11 яч. №13 яч. №15 яч. №19 1630 Новое РУ 6 кВ I секция 1 А4-400У-4У3 630 1500 2 А4-400У-4У3 630 1500 Итого: 1260 Новое РУ 6 кВ II секция 11 Сетевой насос №8 Сетевой насос №10 яч. №6 яч. №7

№п/п Марка электродвигателя Мощность кВт Обороты об/мин 1 А4-400У-4У3 630 1500 Итого: Место установки Сетевой насос №9 Место присоединения яч. №16 630 Таблица 1.6 – Технические данные двигателей 6кВ Мощность Обороты, двигателя, кВт об/мин 250 600 0,78 КП, о.е. 6 750 0,79 6 93,0 400 750 0,81 6 93,8 500 1500 0,87 6,2 94,8 500 2970 0,89 5,1 95,7 6 А4-400Х-4У3 4А3М500/6000УХЛ4 А4-400У-4У3 630 1500 0,88 6,5 95,2 7 А4-400У-4У3 630 1500 0,87 7 94,7 8 4А-450У-6У3 700 1000 0,83 4,5 95,2 № Тип двигателя 1 ДА304-450-10У 2 ДА304-400У-8У1 250 3 ДА304-450УК-8У1 4 5 cosφ Технические данные ТСН представлены в таблице 1.7. Таблица 1.7 – Технические данные ТСН-6/0,4кВ ТСН-1 Номинальное напряжение, кВ 6,3/0,4 Номинальная мощность, кВА 1000 8 ТСН-2 6,3/0,4 1000 8 ТСН-3 6,3/0,4 1000 8 ТСН-4 6,3/0,4 1000 8 ТСН Параметры кабельных линий сведены в таблицу 1.8 и 1.9. 12 ,% η, % 92,5

Таблица 1.8 – Параметры кабельных линий 6кВ № Наименование кабельной линии 1 2 3 4 от яч.35 ПС до РП-1 яч.4 ввод 2 от яч.6 ПС до РП-8 яч.7 ввод 1 от яч.33 ПС до РП-8 яч.24 ввод 2 от яч.19 ПС до РП-9 яч.17 ввод 1 Длина, м 420 390 390 390 Число и сечение жил, мм2 АСБ-6-3х150 АСБ-6-3х150 ААШв-6-3х185 2АСБ-6-3х150 АСБ-6-3х240 АСБ-6-3х150 АСБ-6-3х240 ВВГнг(А)-6-3х240 ВВГнг(А)-6-3х240 5 6 7 8 от яч.12 ПС до РУ 6,3кВ яч.5 ввод 1 280 280 280 420 9 от яч.23 ПС до РУ 6,3кВ ч.18 ввод 2 420 от яч.17 ПС до РП-9 яч.18 ввод 2 Таблица 1.9 – Параметры кабельной линии от РУ-6,3кВ до генератора, двигателей, КЛ до РП-8(9) и ТСН-6,3/0,4кВ Длина, м 18 Число и сечение жил, мм2 3хПвВнг(А)-LS-1х500 12 3хВВГнг(А)-6-3х240 120 ВВГнг-6-3х150 от РУ-6,3кВ яч.7 до СН-10 120 ВВГнг-6-3х150 14 от РУ-6,3кВ яч.9 до ТСН-1 40 ВВГнг-6-3х150 15 от РУ-6,3кВ яч.10 до ТСН-3 90 ВВГнг-6-3х150 16 от РУ-6,3кВ яч.13 до ТСН-2 40 ВВГнг-6-3х150 17 от РУ-6,3кВ яч.14 до ТСН-4 90 ВВГнг-6-3х150 18 от РУ-6,3кВ яч.16 до СН-9 120 ВВГнг-6-3х150 19 от РУ-6,3кВ яч.3 до яч.9 РП-9 230 ВВГнг-6-3х150 20 от РУ-6,3кВ яч.4 до яч.21 РП-8 300 ВВГнг-6-3х150 № Наименование кабельной линии 10 12 от РУ-6,3кВ яч.1 до Г-1 от РУ-6,3кВ яч.1 до Г-1 (от шинного моста до яч.1 ввода генератора) от РУ-6,3кВ яч.6 до СН-8 13 11 13

При определении параметров срабатывания защит и оценки их чувствительности будут рассмотрены следующие режимы работы сети, представленные в таблице 1.10. Таблица 1.10 – Режимы работы сети Режим Условия Режимы работы сети 110кВ Режим №1 Все включено Режим №2 Отключение питающей линии Отключение линии 220кВ с максимальной подпиткой Отключение 2СШ на ПС Южная Режим №3 Режим №4 Режимы работы сети 6кВ Режим №1 Режим №2 Все включено Сеть 6кВ отключается по автоматики от сети 110кВ по шинам 6кВ 14

2 РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ СХЕМЫ ЗАМЕЩЕНИЯ 2.1 Общие положения Определение параметров элементов схемы замещения выполнялось согласно расчетным выражениям [1-2]. Величины сопротивлений элементов схемы замещения рассчитываются в именованных единицах. Сопротивления линий, генераторов, трансформаторов, двигателей приведены к своей ступени напряжения. Схема замещения рассматриваемого участка сети представлена на рисунке 2.1. 2.2 Параметры элементов Рассчитаем сопротивления воздушных и кабельных линий, для этого воспользуемся формулой: ( где ) – удельное активное сопротивление прямой последовательности, Ом/км; – удельное индуктивное сопротивление прямой последовательности, Ом/км; – длина линии, км. Результаты расчетов сопротивлений воздушных линий сведены в таблицу 2.1, кабельных линий – в таблицу 2.2 и 2.3. Таблица 2.1 – Расчет сопротивлений воздушных линий № rуд, Ом/км xуд, Ом/км rуд0, Ом/км xуд0, Ом/км l, км 1 0,12 0,405 0,31 1,354 3,04 0,365 + j·1,231 0,943 + j·4,117 2 0,12 0,405 0,31 1,354 1,178 0,141 + j·0,477 0,366 + j·1,595 3 0,12 0,405 0,31 1,354 0,472 0,057 + j·0,191 0,147 + j·0,639 15 zл, Ом zл0, Ом

№ rуд, Ом/км xуд, Ом/км rуд0, Ом/км xуд0, Ом/км l, км 4 0,12 0,405 0,31 1,354 3 0,363 + j·1,215 0,951 + j·3,974 5 0,12 0,405 0,31 1,354 1,143 0,137 + j·0,463 0,363 + j·1,514 6 0,12 0,405 0,31 1,354 0,499 0,066 + j·0,202 0,171 + j·0,661 7 0,249 0,427 0,455 1,421 2,142 0,533 + j·0,915 0,974 + j·3,044 8 0,249 0,427 0,455 1,421 2,144 0,534 + j·0,915 0,975 + j·3,046 9 0,12 0,405 0.,31 1,354 0,035 0,042+ j·0,014 zл, Ом zл0, Ом 0,011+ j·0,046 Таблица 2.2 – Расчет сопротивлений кабельных линий 6кВ № rуд, Ом/км xуд, Ом/км l, км zл, Ом 1 0,231 0,074 0,42 0,097 + j·0,031 2 0,231 0,074 0,39 009 + j·0,029 3 0,182 0,074 0,39 0,071 + j·0,29 4 0,231 0,074 0,39 0,09 + j·0,029 5 0,146 0,071 0,28 0,041 + j·0,02 6 0,231 0,074 0,28 0,065 + j·0,021 7 0,146 0,071 0,28 0,041 + j·0,02 8 0,097 0,079 0,42 0,041 + j·0,033 9 0,097 0,079 0,42 0,041 + j·0,033 Таблица 2.3 – Расчет сопротивлений кабельной линии от РУ-6,3кВ до генератора, двигателей, КЛ до РП-8(9) и ТСН-6,3/0,4кВ № rуд, Ом/км xуд, Ом/км l, км zл, Ом 10 0,089 0,0366 0,018 0,0016 + j·0,00066 11 0,077 0,077 0,012 0,00092 + j·0,00092 12 0,158 0,079 0,12 0,0189 + j·0,0095 13 0,158 0,079 0,12 0,0189 + j·0,0095 14 0,158 0,079 0,04 0,0063 + j·0,0032 16

№ rуд, Ом/км xуд, Ом/км l, км zл, Ом 15 0,158 0,079 0,09 0,0142 + j·0,0071 16 0,158 0,079 0,04 0,0063 + j·0,0032 17 0,158 0,079 0,09 0,0142 + j·0,0071 18 0,158 0,079 0,12 0,0189 + j·0,0095 19 0,158 0,079 0,23 0,0363 + j·0,0182 20 0,158 0,079 0,3 0,0474 + j·0,0237 Рассчитаем сопротивления силовых трансформаторов, для этого воспользуемся формулами: √ где – мощность короткого замыкания, МВт. – номинальная мощность трансформатора, МВА; – номинальное напряжение трансформатора, кВ; – напряжение короткого замыкания трансформатора, %; Расчет: √ 17

2СШ Zл4 Zл5 Zл6 Zл1 Zл2 Zл3 1СШ Zл8 ПС 220 кВ Южная Zл7 Zл9 ПС 110 кВ РМЗ ПС 110 кВ Локомотивная ПС 110 кВ АСМ Zт Zт Zкл6//Zкл7 Zкл9 Zкл5 Zкл8 Zкл4/2 18 Zкл2//Zкл3 Zкл1 Нов. РУ 6,3 кВ РП-9 2 сек. 1 сек. 1 сек. 3 сек. РП-8 1 сек. 2 сек. 2 сек. Zкл10 X"дв6 X"дв2 X"дв2 X"дв4 X"дв6 X"дв2 X"дв2 X"дв4 X"дв3 X"дв2 X"дв3 X"дв4 X"дв8 X"дв5 X"дв5 X"дв3 X"дв3 X"дв8 Едв6 Едв2 Едв2 Едв4 Едв6 Едв2 Едв2 Едв4 Едв3 Едв2 Едв3 Едв4 Едв8 Едв5 Едв5 Едв3 Едв3 Едв8 X"d X2 Ег Zкл22 Zкл21 Zкл23 РП-1 Zкл20 Zкл19 Рисунок 2.1 – Схема замещения Тепловой Станции 18 Zкл12 Zкл13 Zкл14 Zкл18 Zкл15 Zкл16 Zкл17 X"дв6 X"дв7 Xтсн X"дв6 Xтсн Xтсн Xтсн Едв6 Едв7 Едв6

Рассчитаем сопротивления генератора, для этого воспользуемся формулой: где – номинальное синхронное сверхпереходное сопротивление по продольной оси, о.е; – номинальное сопротивление обратной последовательности, о.е; – номинальное напряжение, кВ; – номинальная полная мощность, МВА. Расчет: Рассчитаем ЭДС генератора, для этого воспользуемся формулой: 𝐸 где 𝐼 √( 𝐼 𝑠𝑖𝑛𝜑) (𝐼 𝑐𝑜𝑠𝜑) – номинальный ток статора генератора, кА. Расчет: 𝐸 √( ) ( ) В Рассчитаем сопротивления трансформаторов собственных нужд, для этого воспользуемся формулой: 19

где – напряжение короткого замыкания трансформатора, %; – номинальная мощность трансформатора, МВА. – номинальное напряжение трансформатора, кВ; Расчет Рассчитаем сопротивления двигателей, воспользуемся формулой: 𝑘 √ 𝐼 В – номинальное напряжение; где 𝑘 – кратность пускового тока двигателя; 𝐼 – номинальный ток двигателя, кА. Номинальный ток двигателя рассчитывается по формуле: 𝐼 𝑐𝑜𝑠𝜑 √ Рассчитаем ЭДС двигателей, для этого воспользуемся формулой: 𝐸 √( 𝐼 𝑠𝑖𝑛𝜑) (𝐼 𝑐𝑜𝑠𝜑) Результаты расчетов сопротивлений и ЭДС двигателей сведены в таблицу 2.4. Таблица 2.4 – Расчет сопротивлений и ЭДС двигателей , Ом № Iном, кА 1 0,033 17,316 5,657 2 0,033 17,633 5,664 3 0,051 11,397 5,681 20 Едв, кВ

, Ом № Iном, кА 4 0,058 9,578 5,745 5 0,056 12,024 5,722 6 0,072 7,365 5,766 7 0,074 6,726 5,772 8 0,097 7,902 5,607 Расчетная схема защищаемого участка Едв, кВ сети представлена в приложении Б с указанием значений сопротивлений и ЭДС элементов схемы замещения. 21

3 ОПИСАНИЯ СОСТАВА ЗАЩИТ И МЕТОДИКА РАСЧЕТА 3.1 Общие положения В расчетах параметров срабатывания и принципов работы устройств релейной защиты изначально учитываются ограничения в режиме работы генератора: при работе генератора параллельно с сетью ПС 110кВ длительность работы при КЗ в сети 6,3кВ не превышает 0,5 секунд (до начала проворота генератора относительно внешней сети), а при работе генератора на выделенную нагрузку (после работы АОДС) длительность работы при КЗ в сети 6,3кВ принята не превышающей 1,5 секунд. Согласно нормативно-технической документации [3-4] для силовых трансформаторов должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:  многофазных замыканий в обмотках и на их выводах;  однофазных замыканий на землю;  внутренних повреждений (витковых замыканий в обмотках и «пожара стали» магнитопровода);  сверхтоков в обмотках, обусловленных перегрузкой;  сверхтоков в обмотках, обусловленных внешними короткими замыканиями;  понижения уровня масла. Для защиты двухобмоточных трансформаторов 110кВ должны быть предусмотрены следующие типы релейной защиты:  Продольная дифференциальная токовая защита;  Максимальная токовая защита (МТЗ) ВН и НН с возможностью пуска по напряжению;  Защита от перегрузки (ЗП);  Газовые защиты трансформатора и его устройства РПН; 22

 Устройство резервирования при отказе выключателя (УРОВ) ВН; Для защиты каждого трансформатора рассматривается применение цифрового устройства релейной защиты и автоматики «Алтей-УЗТ» производства НПП «Микропроцессорные Технологии». Функции защиты:  Дифференциальная токовая защита (ДТО и ДЗТ);  Максимальная токовая защита стороны НН (МТЗ НН);  Максимальная токовая защита стороны ВН (МТЗ ВН);  Защита от перегрузки (ЗП);  Логическая защита шин (ЛЗШ);  Логическая защита трансформатора (ЛЗТ);  Защита от дуговых замыканий (ЗДЗ);  Газовая защита (ГЗ);  Устройство резервирования при отказах выключателя (УРОВ). 3.2 Методика расчетов параметров срабатывания устройств РЗ Методика расчетов параметров срабатывания устройств РЗ описана согласно руководству по эксплуатации [5]. 3.2.1 Дифференциальная токовая защита (ДТО и ДЗТ) Назначение: защита трансформатора при повреждениях на выводах и внутренних повреждениях. Содержит две ступени дифференциальную токовую отсечку и дифференциальную защиту с торможением. ДТО предназначена для защиты от токов КЗ большой кратности и обладает наивысшим быстродействием. ДЗТ обладает высокой чувствительностью. Ток срабатывания ДТО выбирается исходя из двух условий: а) величины БТН в режиме включения трансформатора под напряжение. 23

В качестве значения уставки «Iдто» по условию отстройки от БТН следует принять значение равное 6 о.е., которое обеспечивает надежную отстройку. б) максимального тока небаланса в режиме внешнего КЗ. Расчет значения «Iдто» по условию отстройки от максимального тока небаланса в режиме внешнего КЗ следует выполнять по формуле: 𝐼 где 𝑘 𝑘 𝐼 – коэффициент отстройки; 𝐼 – максимальный ток небаланса в режиме внешнего КЗ, рассчитанный по формуле: 𝑘 𝐼 где 𝑘 ( ) 𝐼 𝐼 В – коэффициент, учитывающий увеличение погрешности ТТ в переходном режиме под действием апериодической составляющей тока КЗ; – полная относительной погрешность ТТ в установившемся режиме при токе через ТТ, соответствующем максимальному току внешнего КЗ; – шаг регулирования напряжения устройством РПН; ( ) – количество ступеней, используемых для регулирования напряжения; – относительная погрешность вычисления дифференциального тока устройством защиты; 𝐼 – первичное действующее значение максимального тока КЗ на выводах стороны НН, приведенное к стороне ВН; 𝐼 В – первичное действующее значение максимального тока КЗ на выводах стороны НН, приведенное к стороне ВН. ДТО является вспомогательным элементов ДЗТ, вследствие чего чувствительность ДТО не проверяют. 24

Выбор значений уставок токов начала торможения. В качестве уставки «Iторм1» рекомендуется принять значение равное 1 о.е. номинального тока трансформатора. В качестве уставки «Iторм2» рекомендуется принять значение, равное максимально допустимой кратковременной перегрузке трансформатора в аварийном режиме (2 о.е. – для маслонаполненных трансформаторов; 1,6 о.е. – для сухих трансформаторов). Расчет значения уставки начального тока срабатывания ДЗТ. Расчет значения начального тока срабатывания «Iдзт» следует выполнять по формуле: 𝐼 где 𝐼 𝑘 𝐼 – ток небаланса, соответствующий значению тока торможения – «Iторм1», рассчитанный по формуле: 𝐼 где 𝑘 𝑘 ( ) 𝐼 – коэффициент, учитывающий увеличение погрешности ТТ в переходном режиме, соответствующем началу торможения; – полная относительная погрешность ТТ. Расчет значения уставки коэффициента торможения первого участка. Расчет значения коэффициента торможения первого участка ДЗТ «kторм1» следует выполнять по формуле: 𝐼 𝑘 где 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 – ток срабатывания ДЗТ при значении тока торможения, равном «Iторм2», рассчитанный по формуле: 𝐼 𝑘 𝐼 25

где 𝐼 – ток небаланса, соответствующий значению тока торможения – «Iторм2», рассчитанный по формуле: 𝑘 𝐼 где 𝑘 ( ) 𝐼 – коэффициент, учитывающий увеличение погрешности ТТ в переходном режиме; – полная относительная погрешность ТТ. Расчет значения уставки коэффициента торможения второго участка. Расчет значения коэффициента торможения второго участка ДЗТ «kторм2» следует выполнять по формуле: 𝑘 𝑘 где 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 – ток торможения, соответствующий максимальному току внешнего КЗ, рассчитанный по формуле: где 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 В – первичное действующее значение максимального тока КЗ на стороне НН, приведенное к стороне ВН. Расчет значения уставки тока срабатывания ДЗТ грубого органа. Расчет значения тока срабатывания «Iдзт г» грубого органа ДЗТ следует выполнять исходя из условия обеспечения несрабатывания ДЗТ при повреждении вторичных цепей ТТ в режиме длительно допустимой перегрузки трансформатора по формуле: 𝐼 𝑘 𝑘 26

где 𝑘 – максимальная кратность реальной длительно возможной перегрузки трансформатора (относительно номинального тока трансформатора). Выбор значения уставки функции блокирования ДЗТ по второй гармонике. В качестве уставки «ИПБ 2г» рекомендуется принять значение, равное 0,15 о.е., которое обеспечит выявление как периодических, так и апериодических БТН. Проверка чувствительности ДЗТ. Согласно ПУЭ [3] чувствительность ДЗТ следует проверять при металлическом КЗ на выводах трансформатора в пределах защищаемой зоны, обеспечивающем минимальный ток КЗ. При питании трансформатора с одной стороны чувствительность следует проверять при КЗ на стороне без питания, при наличии питания с двух сторон – на стороне с минимально возможным значением тока КЗ. Значение коэффициента чувствительности должно быть не менее 2,0. Вычисление коэффициента чувствительности следует выполнять по формуле: 𝑘 где 𝐼 𝐼 𝐼 – относительное значение минимального тока двухфазного КЗ на выводах стороны НН трансформатора; 𝐼 – уставка срабатывания ДЗТ при токе 𝐼 . 3.2.2 Максимальная токовая защита стороны НН с пуском по напряжению (МТЗ НН) Назначение: МТЗ НН обеспечивает защиту шин стороны НН. Расчет значения уставки тока срабатывания МТЗ НН. 27

В качестве значения уставки следует выбрать максимальное из двух значений, рассчитанных по условиям: а) отстройки от увеличения рабочего тока в переходных режимах, как правило, при самозапуске электрических двигателей. Расчет значения уставки по условию отстройки от увеличения рабочего тока в переходных режимах, как правило, при самозапуске электрических двигателей следует выполнять по формуле: 𝑘 𝐼 где 𝑘 𝑘 𝑘 𝑘 𝐼 В – коэффициент отстройки, учитывающий неточность задания исходных данных, погрешность расчета и необходимый запас; 𝑘 – коэффициент самозапуска, учитывающий увеличение тока от заторможенной двигательной нагрузки; 𝑘 – максимальная кратность реальной длительно возможной перегрузки трансформатора (относительно номинального тока трансформатора); 𝑘 – коэффициент возврата пускового органа; 𝐼 В – первичное действующее значение номинального тока обмотки ВН трансформатора. б) согласования по чувствительности с уставками защит от многофазных КЗ предыдущих элементов. Расчет значения уставки по условию согласования с уставками защит предыдущих элементов следует выполнять по формуле: 𝐼 где 𝐼 𝑘 𝐼 (𝐼 ) – максимальное из значений уставок МТЗ предыдущих элементов, приведенное к первичным значениям на стороне ВН. В случае если максимальное значение соответствует уставке МТЗ одной из 28

параллельных линий, значение следует принять равным сумме уставок МТЗ таких параллельных линий; 𝐼 – суммарное значение рабочих токов предыдущих элементов за исключением 𝐼 элементов, используемых при определении значения . Проверка чувствительности уставки по току МТЗ НН. Чувствительность МТЗ НН следует проверять при металлическом двухфазном КЗ в реально возможном режиме, обеспечивающем минимальный ток КЗ при замыкании на выводах стороны НН и в наиболее удаленной точке зоны резервирования. Коэффициент чувствительности при этом должен быть: около 1,5 – при КЗ на выводах стороны НН трансформатора; около 1,2 – при КЗ в наиболее удаленной точке предыдущего элемента, входящего в зону резервирования. Вычисление коэффициента чувствительности следует выполнять по формуле: 𝑘 где 𝐼 √ 𝐼 𝐼 – первичное действующее значение минимального тока трехфазного КЗ в расчетном режиме, приведенное к стороне ВН; 𝐼 – уставка срабатывания МТЗ НН. При использовании функции ТЗОП НН чувствительность следует проверять при металлическом трехфазном КЗ. При этом множитель √ в формуле следует исключить. В случае если требуемое значение коэффициента чувствительности обеспечено быть не может, следует: 29

 использовать пуск по напряжению и выполнить пересчет уставки «Iмтз НН», если определяющим ее значение явилось условие отстройки от режима самозапуска двигательной нагрузки на стороне НН.  защиты рассмотреть возможность использования функций ТЗОП НН для от несимметричных КЗ, либо выполнить мероприятия, способствующие снижению значений уставок срабатывания предыдущих элементов, если определяющим значение «Iмтз НН» явилось условие согласования с уставками защит предыдущих элементов. Расчет значения уставки тока срабатывания МТЗ НН с пуском по напряжению. В качестве значения уставки срабатывания МТЗ НН с пуском по напряжению следует выбрать максимальное из двух значений, рассчитанных по условиям: а) отстройки от максимального рабочего тока трансформатора; б) согласования по чувствительности с уставками защит от многофазных КЗ предыдущих элементов. Расчет уставки следует выполнять аналогично расчету значения уставки тока срабатывания МТЗ НН учетом исключения коэффициента самозапуска 𝑘 . Расчет значений уставок пускового органа по напряжению. В качестве значения уставки «Uмин.мтз» следует выбрать минимальное из двух значений, рассчитанных по условиям: а) возврата пускового органа после отключения внешнего КЗ. Расчет значения уставки по условию возврата пускового органа после отключения внешнего КЗ следует выполнять по формуле: 𝑘 30 𝑘

где 𝑘 – коэффициент отстройки, учитывающий неточность задания исходных данных, погрешность расчета и необходимый запас; 𝑘 – коэффициент возврата пускового органа; – первичное действующее значение междуфазного напряжения на стороне НН в условиях самозапуска двигательной нагрузки после отключения внешнего КЗ. б) отстройки от напряжения самозапуска заторможенных двигателей нагрузки на стороне НН от действия АПВ или АВР. Расчет значения уставки по условию отстройки от напряжения самозапуска заторможенных двигателей следует выполнять по формуле: 𝑘 где – первичное действующее значение междуфазного напряжения на стороне НН в условиях самозапуска двигательной нагрузки после срабатывания АПВ или АВР. В качестве значения уставки «U2мтз» рекомендуется принять минимально возможное значение, равное 6В во вторичных величинах, в большинстве случаев обеспечивающее отстройку от напряжения обратной последовательности, возникающего при небалансе в нагрузочном режиме. Значение уставки «U2мтз» может быть уточнено по опыту эксплуатации, исходя из реальных значений напряжения небаланса. Проверка чувствительности уставок пускового органа по напряжению. Чувствительность уставок ПОН МТЗ НН следует проверять при металлическом КЗ в наиболее удаленной точке зоны резервирования. Коэффициент чувствительности при этом должен быть около 1,2. Вычисление коэффициента чувствительности пускового минимального напряжения следует выполнять по формуле: 31 органа

𝑘 где – уставка срабатывания ПОН по линейному напряжению; – первичное действующее значение линейного напряжения на шинах НН при симметричном металлическом КЗ в наиболее удаленной точке зоны резервирования в режиме, обеспечивающем максимальное значение данного напряжения. Вычисление коэффициента чувствительности пускового органа напряжения обратной последовательности следует выполнять по формуле: 𝑘 где 𝑘 – уставка срабатывания ПОН по напряжению обратной последовательности; – первичное действующее значение напряжения обратной последовательности на шинах НН при металлическом КЗ между двумя фазами в наиболее удаленной точке зоны резервирования в режиме, обеспечивающем минимальное значение данного напряжения; 𝑘 – коэффициент трансформации основной обмотки ТН стороны НН. Выбор значений уставок задержек срабатывания МТЗ НН. Значение задержек срабатывания МТЗ НН следует принять на ступень селективности «∆t» больше задержек срабатывания защиты от несимметричных замыканий предыдущих элементов:  «Тмтз НН СВ» – на ступень селективности больше максимальной из задержек срабатывания МТЗ присоединений обеих секций шин (равной уставке МТЗ секционного выключателя);  «Тмтз НН» – на ступень селективности больше значения уставки «Тмтз НН СВ». Рекомендуемое значение ступени селективности «∆t» составляет 0,3с. 32

В качестве значения задержки срабатывания «Тмтз НН Т» отключения трансформатора со всех сторон следует принять значение, равное ступени селективности «∆t». 3.2.3 Максимальная токовая защита стороны ВН с пуском по напряжению (МТЗ ВН) Назначение: МТЗ ВН обеспечивает защиту трансформатора от токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ. Расчет значения уставки тока срабатывания МТЗ ВН. В качестве значения уставки следует выбрать максимальное из двух значений, рассчитанных по условиям: а) отстройки от увеличения рабочего тока в переходных режимах, как правило, при самозапуске электрических двигателей. Расчет значения уставки следует выполнять по формуле: 𝐼 б) 𝑘 𝑘 𝑘 В 𝐼 𝑘 В согласования по чувствительности с уставками защит от многофазных КЗ предыдущих элементов. Расчет значения уставки следует выполнять по формуле: 𝐼 где 𝐼 В 𝑘 𝐼 – значение уставки максимальной токовой защиты предыдущего элемента, приведенное к первичным значениям на стороне ВН. При наличии отдельного устройства защиты на выключателе ввода стороны НН в качестве 𝐼 принять значение уставки МТЗ данного устройства. При отсутствии отдельного устройства защиты на выключателе ввода стороны НН в качестве 𝐼 принять значение уставки 𝐼 срабатывания алгоритма МТЗ НН. Проверка чувствительности уставки по току МТЗ ВН. 33

Чувствительность МТЗ ВН следует проверять при металлическом двухфазном КЗ на выводах стороны НН трансформатора в реально возможном режиме, обеспечивающем минимальный ток КЗ. Коэффициент чувствительности при этом должен быть: около 1,5 – в случае выполнения МТЗ ВН роли основной защиты (на трансформаторах мощностью менее 6,3МВА при отсутствии ДЗТ); около 1,2 – в случае выполнения МТЗ ВН роли резервной защиты. Вычисление коэффициента чувствительности следует выполнять по формуле: 𝑘 𝑘 𝐼 𝐼 В где 𝑘 – коэффициент схемы. В случае если требуемое значение коэффициента чувствительности обеспечено быть не может, следует:  использовать пуск по напряжению и выполнить пересчет уставки, если определяющим ее значение явилось условие отстройки от режима самозапуска двигательной нагрузки;  выполнить мероприятия, способствующие снижению значения уставки срабатывания предыдущего элемента (например, рассмотреть возможность использования функций ТЗОП ВН и ТЗОП НН для защиты от несимметричных КЗ), если определяющим явилось условие согласования по чувствительности с уставками защит предыдущих элементов. Расчет значения уставки тока срабатывания МТЗ ВН с пуском по напряжению. В качестве значения уставки срабатывания МТЗ ВН с пуском по напряжению следует выбрать максимальное из двух значений, рассчитанных по условиям: а) отстройки от максимального рабочего тока трансформатора; 34

б) согласования по чувствительности с уставками защит от многофазных КЗ предыдущих элементов. Расчет уставки следует выполнять аналогично расчету значения уставки тока срабатывания МТЗ ВН учетом исключения коэффициента самозапуска 𝑘 . Расчет значений уставок пускового органа по напряжению. Алгоритм МТЗ ВН имеет общие с алгоритмом МТЗ НН пусковые органы напряжения с уставками срабатывания «Uмин мтз» и «U2 мтз», расчет значений которых представлен выше. Проверку чувствительности уставок ПОН в режиме КЗ на выводах стороны НН трансформатора допустимо не выполнять. Выбор значения уставки задержки срабатывания МТЗ ВН. Значение задержки срабатывания «Тмтз ВН» следует принять на ступень селективности «∆t» больше задержки срабатывания защиты от несимметричных замыканий предыдущего элемента. Рекомендуемое значение ступени селективности «∆t» составляет 0,3 с. Выбранное значение уставки «Тмтз ВН» должно быть меньше задержки срабатывания резервной защиты от несимметричных замыканий последующего элемента на величину, не менее чем ступень селективности «∆t». 3.2.4 Защита от перегрузки (ЗП) Назначение: ЗП обеспечивает защиту трансформатора от длительных перегрузок. Уставка тока срабатывания должна быть отстроена от номинального тока трансформатора, уставка по времени срабатывания – от максимального времени действия резервных защит трансформатора. Расчет значения уставки по току срабатывания. 35

Расчет значения уставки «Iзп» срабатывания ЗП по току следует выполнять по условию отстройки от номинального тока трансформатора по выражению: 𝑘 𝑘 𝐼 где 𝑘 𝐼 В – коэффициент отстройки; 𝑘 – коэффициент возврата пускового органа; 𝐼 В – первичное действующее значение номинального тока обмотки ВН трансформатора. Выбор значений уставок задержек срабатывания ЗП. Значение задержки срабатывания «Тзп» предупредительной сигнализации при перегрузке трансформатора должно быть отстроено от максимального времени действия резервных защит трансформатора и пусковых режимов электрически двигателей на стороне НН. Допустимо без дополнительных расчетов в качестве уставки «Тзп» принять значение, равное 10с. Выбор уставки «Тзп откл» задержки отключения трансформатора от тока перегрузки после срабатывания предупредительной сигнализации следует выполнять по условию ограничения длительности перегрузки, в соответствии с ПУЭ [3]. 3.2.5 Логическая защита шин (ЛЗШ) Назначение: ЛЗШ обеспечивает защиту шин стороны НН. ЛЗШ функционирует совместно с МТЗ НН и позволяет значительно повысить быстродействие защиты при повреждении на шинах. Выбор уставок ЛЗШ. Уставка «Тлзш» задержки срабатывания ЛЗШ должна быть отстроена от длительности формирования, передачи и приема блокирующего сигнала 36

от нижестоящих присоединений. Рекомендуется без дополнительных расчетов в качестве уставки «Тлзш» принять значение, равное 0,1с, с запасом обеспечивающее необходимую отстройку. 3.2.6 Логическая защита трансформатора (ЛЗТ) Назначение: ЛЗТ обеспечивает защиту трансформатора от внутренних повреждений. ЛЗТ функционирует совместно с МТЗ ВН и позволяет значительно повысить быстродействие защиты при внутренних повреждениях трансформатора. Выбор уставок ЛЗТ. Уставка «Тлзт» задержки срабатывания ЛЗТ должна быть отстроена от: а) длительности формирования, передачи и приема блокирующего сигнала от МТЗ стороны НН; б) длительности затухания БТН. По первому условию следует принять значение, равное 0,1с, с запасом обеспечивающее необходимую отстройку. Определяющим значение уставки «Тлзт», как правило, является второе условие отстройки от длительности затухания БТН. При отсутствии расчетных или опытных данных о максимальной длительности БТН значение уставки срабатывания «Тлзт» следует выбирать не менее 0,5с, в соответствии с тем, что снижение значения тока при БТН до значения меньше номинально происходит за 0,2 – 0,4с. 3.2.7 Защита от дуговых замыканий (ЗДЗ) Назначение: ЗДЗ обеспечивает защиту шин стороны НН от повреждений, сопровождающихся возникновением электрической дуги. ЗДЗ обладает высоким быстродействием. Выбор уставок ЗДЗ. 37

Расчет значения уставки «Iздз» следует выполнять по условию отстройки от максимального рабочего тока трансформатора по формуле: 𝐼 где 𝑘 𝑘 𝑘 𝑘 𝐼 В – коэффициент отстройки, учитывающий неточность задания исходных данных, погрешность расчета и необходимый запас; 𝑘 – максимальная кратность реальной длительно возможной перегрузки трансформатора; 𝑘 – коэффициент возврата пускового органа; 𝐼 В – первичное действующее значение номинального тока обмотки ВН трансформатора. 3.2.8 Газовая защита трансформатора и устройства РПН Назначение: повреждений, обеспечивает защиту сопровождающихся от всех выделением видов газа и внутренних ускоренным протеканием масла из бака трансформатора (устройства РПН) в расширитель. Газовая защита позволяет обнаруживать развивающиеся повреждения на ранних стадиях, так как обладает высокой чувствительностью. Для защиты трансформатора используют газовые реле, которые устанавливают в трубопровод, соединяющий расширитель с баком трансформатора. При нормальном режиме работы газовое реле заполнено маслом. Но при незначительных повреждениях под действием дуги происходит нагрев и разложение масла, в результате чего образуются пузырьки газа, которые начинают скапливаться в верхней части газового реле, вытесняя из него масло, что приводит к срабатыванию реле. В процессе коммутации устройства РПН происходит незначительное газообразование. В связи с этим для защиты устройств РПН используют реле только с одной ступенью, реагирующей на поток масла – струйные реле, действующие на отключение трансформатора. 38

3.2.9 Устройство резервирования при отказах выключателя (УРОВ) Назначение: отключение трансформатора выключателями смежных элементов в случае отказа его выключателя. Выбор уставок УРОВ. В качества значения уставки «Iуров» следует выбрать минимально возможное значение (0,1А – для номинального вторичного тока 1А; 0,5А – для номинального вторичного тока 5А). Расчет задержки «Туров» срабатывания УРОВ следует выполнять по формуле: где – максимальное полное время отключение выключателя, с учетом времени действия промежуточных реле в цепи отключения; – максимальное время возврата токового пускового органа УРОВ; – время отстройки, обеспечивающее запас надежности отстройки УРОВ. Минимально допустимое значение уставки «Туров» составляет 0,2с. 39

СРАВНИТЕЛЬНЫЙ 4 АНАЛИЗ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОЙ ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРА 4.1 Общие положения Продольная дифференциальная токовая защита трансформатора обеспечивает защиту трансформатора при повреждениях на выводах и внутренних повреждениях. В данном разделе рассматривается ДЗТ на базе различных производителей, а именно: ДЗТ 1. устройства «Алтей-УЗТ» производства НПП «Микропроцессорные Технологии»; ДЗТ устройства «RET 670» производства ООО «АББ Силовые и 2. Автоматизированные Системы»; ДЗТ устройства «Сириус-Т» производства АО «РАДИУС 3. Автоматика». ДЗТ с реле типа ДЗТ-11. 4. Также будет произведен сравнительный анализ приведенных дифференциальных защит. ДЗТ 4.2 устройства «Алтей-УЗТ» производства НПП «Микропроцессорные Технологии» Устройство Алтей-УЗТ предназначено для выполнения функций релейной защиты и автоматики объектов с номинальным напряжением до 220кВ. Таких устройствами как двухобмоточные регулирования токоограничивающих реакторов трансформаторы, напряжения и под линий оснащенные нагрузкой электропередач (РПН); малой протяженности. ДЗТ устройства «Алтей-УЗТ» содержит две ступени: дифференциальную токовую отсечку и дифференциальную защиту с 40

торможением. ДТО обладает максимальным быстродействием и работает при токах КЗ большой кратности. ДЗТ обладает высокой чувствительностью и быстродействием. Торможение обеспечивает увеличение уставки срабатывания при повышении сквозного тока, компенсируя увеличение тока небаланса в защите. Характеристика срабатывания ДТО и ДЗТ приведена на рисунке 4.1. Iдиф Зона срабатывания ДТО Iдто Зона срабатывания ДЗТ Iдзт г kторм2 kторм1 Iдзт Iнб Iторм1 Iторм2 Iторм Рисунок 4.1 – Характеристика срабатывания ДЗТ устройства «Алтей-УЗТ» Характеристика срабатывания ДЗТ имеет три участка: 1. Начальный участок срабатывания (величина тока торможения не превышает значения уставки «Iторм1») – уставка срабатывания ДЗТ постоянна и определяется уставкой «Iдзт»; 2. Первый участок торможения (величина тока торможения находится в интервале значений от «Iторм1» до «Iторм2») – уставка срабатывания ДЗТ увеличивается пропорционально росту тока торможения в коэффициент торможения раз, определяемый уставкой «kторм1»; 41

Второй 3. участок торможения (величина тока торможения превышает значение уставки «Iторм2») – уставка срабатывания ДЗТ увеличивается пропорционально росту тока торможения в коэффициент торможения раз, определяемый уставкой «kторм2». Методика расчета параметров срабатывания ДЗТ устройства «АлтейУЗТ» подробно представлена в п.3.2.1 данной работы. 4.3 ДЗТ устройства «RET 670» производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы» Устройство защиты «RET 670» может применяться для защиты двухобмоточных и автотрансформаторов. трехобмоточных Устройство обладает трансформаторов высокой и надежностью аппаратного обеспечения и широкими возможностями конфигурирования. ДЗТ устройства «RET 670» включает дифференциальную защиту с торможением и дифференциальную отсечку. Характеристика срабатывания ДТО и ДЗТ приведена на рисунке 4.2. Iдиф Зона срабатывания ДТО Iдто Зона срабатывания ДЗТ kторм2 kторм1 Iдзт Iторм1 Iторм2 Рисунок 4.2 – Характеристика срабатывания ДЗТ устройства «RET 670» 42

Характеристика срабатывания ДЗТ состоит из трех участков: 1. Горизонтального – от 0 до «Iторм1». Срабатывание защиты на данном участке определяется параметром «Iдзт»; 2. Первого наклонного – от «Iторм1» до «Iторм2». Данный участок имеет наклон с «kторм1»; 3. Второго наклонного – от «Iторм2» до максимального возможного значения тормозного тока. Данный участок имеет наклон с «kторм2». Методика расчета параметров срабатывания ДЗТ устройства «RET 670», приведенная в данном разделе, соответствует методическим указаниям [6-7]. Выбор начального тормозного тока. Параметр «Iторм1» рекомендуется принимать равным не более 1,15 о.е. Расчет начального дифференциального тока срабатывания. Расчет выполняется по условию отстройки от токов небаланса при малых сквозных токах. Расчетное выражение: 𝐼 где 𝐼 – коэффициент отстройки; – расчетный коэффициент небаланса. Рассчитывается по формуле: √( где ) ( ) ( ) – коэффициент, учитывающий переходный процесс; – полная относительная погрешность ТТ; – относительная погрешность выравнивания токов плеч; – относительная погрешность, вызванная регулированием напряжения трансформатора. Выбор тормозного тока конца второго участка. 43

В условиях эксплуатации возможны перегрузки трансформаторов в течение относительно долгого времени. Поэтому в таких режимах, чтобы исключить значительное загрубение дифференциальной защиты, рекомендуется всегда принимать параметр «Iторм2» равным 2. Расчет коэффициента торможения второго участка. Значение «kторм1» рассчитывается по формуле: 𝐼 𝑘 где 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 – расчетный дифференциальный ток при токе торможения «Iторм2», рассчитывается по формуле: 𝐼 где 𝐼 – расчетный коэффициент небаланса. Рассчитывается по формуле: √( где ) ( ) ( ) – коэффициент, учитывающий переходный процесс при аварийных токах. Расчет коэффициента торможения третьего участка. Значение параметра «kторм2» рекомендуется без вычислений принимать равным (50 ÷ 65) %. Это связано с тем, что при токе короткого замыкания, превышающем 2Iном, блокировка дифференциальной защиты при больших переходных токах небаланса осуществляется в основном за счет других измерительных органов (блокировки по форме волны и блокировки по второй гармонике, которые работают всегда). Проверка чувствительности торможением. 44 дифференциальной защиты с

Согласно ПУЭ коэффициент чувствительности должен быть не менее 2. Вычисление коэффициента чувствительности следует выполнять по формуле: 𝑘 где 𝐼 𝐼 𝐼 – относительное значение минимального тока двухфазного КЗ на выводах стороны НН трансформатора; 𝐼 – уставка срабатывания ДЗТ при токе 𝐼 . Расчет тока срабатывания дифференциальной отсечки. При выборе параметра срабатывания «Iдто» необходимо учитывать два условия, тех же самых что и в п.3.2.1. По условию отстройки от БТН параметр срабатывания ДТО должен приниматься не менее 500%. По условию отстройки от максимального тока небаланса при внешних повреждениях, параметр срабатывания ДТО вычисляется по формуле: 𝐼 где 𝐼 ( ) ( ) 𝐼 – коэффициент небаланса; – относительный максимальный ток при внешнем КЗ. Параметр срабатывания ДТО соответствует наибольшему значению из двух полученных. Выбор параметр срабатывания блокировки дифференциальной защиты по второй гармонике. В качестве параметра рекомендуется принять значение, равное 14 %. Выбор параметр срабатывания блокировки дифференциальной защиты по пятой второй гармонике. В качестве параметра рекомендуется принять значение, равное 25 %. 45

4.4 ДЗТ устройства «Сириус-Т» производства АО «РАДИУС Автоматика» Устройство защиты «Сириус-Т» может применяться для защиты двухобмоточного трансформатора с высшим напряжением 35-220кВ. Также возможно использование в качестве продольной дифференциальной защиты реактора или мощного синхронного двигателя. ДЗТ устройства «Сириус-Т» включает в себя дифференциальную защиту с торможением и дифференциальную отсечку. Характеристика срабатывания ДТО и ДЗТ приведена на рисунке 4.3. Iдиф Iдиф/Iбаз Зона срабатывания ДТО Зона срабатывания ДЗТ С А Iд1/Iбаз В φ ~60 град. Kторм% =tg(φ) 100 Iт2/Iбаз Iторм Рисунок 4.3 – Характеристика срабатывания ДЗТ устройства «Сириус-Т» Характеристика ДЗТ имеет три участка: 1. Участок 1 (отрезок А–B): точка В получается как пересечение уставки «Iд1/Iбаз» с прямой, проходящей через начало координат и точку С. 2. Участок 2 (отрезок В–С): точка С определяется двумя уставками – наклоном прямой «Кторм, %» и «Iт2/Iбаз». 46

Участок 3 (правее точки С ): начало лежит в точке С, наклон 3. участка постоянен и равен 60 градусам. Методика расчета параметров срабатывания ДЗТ устройства «СириусТ», приведенная в данном разделе, соответствует методическим указаниям и руководству по эксплуатации [8-9]. Расчет уставки дифференциального тока срабатывания на горизонтальном участке без торможения Iд1/Iбаз. Значение Iд1/Iбаз выбирается по условию отстройки от тока небаланса, при протекании номинального тока: 𝐼 𝐼 𝐼 где – коэффициент отстройки; 𝐼 – относительный ток небаланса, рассчитанный по выражению: 𝐼 где В – коэффициент, учитывающий переходный режим; – относительное значение полной погрешности ТТ; В – относительная погрешность выравнивания токов плеч; – относительная погрешность, вызванная регулированием напряжения трансформатора. Расчет коэффициента торможения Кторм. Коэффициент торможения в процентах определяется по формуле: 𝐼 где – коэффициент снижения тормозного тока, рассчитанный по формуле: 𝐼 47

Первая точка излома характеристики ДЗТ вычисляется в устройстве автоматически. Расчет второй точки излома характеристики ДЗТ Iт2/Iбаз. В нагрузочном и аналогичных режимах тормозной ток равен сквозному. Появление витковых КЗ лишь незначительно изменяет первичные токи, поэтому тормозной ток почти не изменится. Для высокой чувствительности к витковым КЗ следует, чтобы во второй участок попал режим номинальных нагрузок (Iт/Iбаз = 1), режим допустимых длительных перегрузок (Iт/Iбаз = 1,3). Желательно, чтобы во второй участок попали и режимы возможных кратковременных перегрузок (Iт/Iбаз = 1,5 – 2). Рекомендуемый диапазон уставки: 1,0 – 2,0. Выбор уставки блокировки по второй гармонике Iдг2/Iдг. На основании опыта эксплуатации рекомендуется принимать значение на уровне 12 – 15%. Расчет уставки дифференциальной токовой отсечки Iдиф/Iбаз. При расчете уставки необходимо учитывать два условия, тех же самых что и в п.3.2.1. По условию отстройки от БНТ: 𝐼 𝐼 По условию отстройки от тока небаланса при внешнем КЗ: 𝐼 где 𝐼 В 𝐼 ( В) 𝐼 В – расчетный ток максимального внешнего КЗ. Проверка чувствительности дифференциальной защиты. Согласно ПУЭ коэффициент чувствительности должен ДЗТ быть не менее 2. Вычисление коэффициента чувствительности следует выполнять по формуле: 48

𝑘 где 𝐼 𝐼 𝐼 – относительное значение минимального тока двухфазного КЗ на выводах трансформатора; 𝐼 – уставка срабатывания ДЗТ при токе 𝐼 . 4.5 ДЗТ с реле типа ДЗТ-11 Реле серии ДЗТ-11 может применяться для защиты двухобмоточных и трехобмоточных трансформаторов, а также автотрансформаторов. В ДЗТ-11 имеется одна тормозная обмотка в насыщающемся трансформаторе тока (НТТ) реле, что дает возможность обеспечить торможение от тока в одном комплекте ТТ. Характеристика срабатывания реле при наличии торможения зависит от угла между рабочим током и тормозным током в НТТ реле. На рисунке 4.4 приведены характеристики реле для углов, при которых обеспечивается максимальное (кривая I) и минимальное (кривая II) торможение. Fраб, А 800 600 А 400 200 А' Fср α 100 200 300 400 Fторм, А Рисунок 4.4 – Тормозные характеристики реле серии ДЗТ-11 49

Методика расчета параметров срабатывания ДЗТ с реле типа ДЗТ-11, приведенная в данном разделе, соответствует руководящим указаниям [4] и методическим указаниям [10]. Определяется основная сторона трансформатора. Для этого необходимо рассчитать первичные токи на сторонах трансформатора. По этим токам определить вторичные токи в плечах защиты. Сторона с наибольшим вторичным током в плече защиты называется основной. Определяется первичный ток срабатывания по условию отстройки от БТН: 𝐼 где 𝐼 𝐼 – коэффициент отстройки; – первичный номинальный ток основной стороны. Рассчитывается число витков первичной обмотки НТТ по выражению: 𝐼 где – минимальная МДС срабатывания реле, для ДЗТ-11 при отсутствии торможения равна 100А; 𝐼 – ток срабатывания реле, отнесенный к плечу основной стороны, рассчитывается по выражению: 𝐼 𝐼 Рассчитанное число витков дифференциальной обмотки округляется до ближайшего целого в меньшую сторону ( ). По выбранному значению можно определить первичный ток срабатывания защиты: 𝐼 50

Рассчитывается число витков уравнительной обмотки определяется по выражению: ( где 𝐼 и𝐼 ) 𝐼 𝐼 – токи в плечах защиты. Рассчитанное число витков дифференциальной обмотки округляется до ближайшего целого. Выбирается сторона, к ТТ которой присоединить тормозную обмотку НТТ, чтобы обеспечить наибольшую чувствительность защиты. Определяется число витков тормозной обмотки НТТ реле по тормозной характеристике. Для расчета тормозная характеристика заменяется касательной, проведенной из начала координат. При расчете используется тангенс угла наклона касательной ( ). Несрабатывание защиты при внешнем КЗ обеспечивается, если удовлетворяется неравенство: 𝐼 𝐼 где – коэффициент отстройки; – число витков рабочей обмотки; 𝐼 – первичный тормозной ток при КЗ; – может приниматься равным 0,75; 𝐼 – первичный ток небаланса, определенный по выражению: 𝐼 где 𝐼 𝐼 |𝐼 | |𝐼 | |𝐼 | – слагаемое, обусловленное погрешностью трансформатора тока; – слагаемое, обусловленное регулированием коэффициента трансформации; 𝐼 – слагаемое, обусловленное округлением числа витков уравнительной обмотки. 51

Ток 𝐼 определяется по формуле: 𝐼 𝐼 ( ) где – полная погрешность трансформатора тока; – коэффициент однотипности ТТ; – коэффициент, учитывающий апериодическую составляющую тока КЗ; 𝐼 ( ) – максимальное действующее значение периодической составляющей тока, протекающего через трансформатор при внешнем трехфазном металлическом КЗ. Ток 𝐼 определяется по формуле: 𝐼 где 𝐼 ( ) – относительное изменение коэффициента трансформации. Ток 𝐼 определяется по формуле: 𝐼 𝐼 ( ) Определяется коэффициент чувствительности по выражению: 𝑘 где 𝐼 ( ) 𝐼 ( ) 𝐼 ( ) ( ) – минимальное значение тока КЗ рассматриваемого вида (m) в защищаемой зоне; 𝐼 – ток срабатывания защиты; ( ) – коэффициент схемы, который определяется видом повреждения (m), схемой соединения трансформаторов тока защиты со стороны источника питания и схемой соединения обмоток защищаемого трансформатора; ( ) – то же, но симметричного режима. 52

В соответствии с ПУЭ коэффициент чувствительности должен быть не менее 2. Коэффициент чувствительности, когда имеет место торможение, вычисляется по формуле: 𝑘 где – рабочая МДС НТТ реле при рассматриваем металлическом КЗ; – МДС срабатывания реле в условиях, когда защита находится на грани срабатывания при рассматриваемом КЗ, но не металлическом, а через переходное сопротивление. Рабочая МДС определяется по формуле: ∑𝐼 где – число витков рабочей обмотки НТТ реле, используемого на стороне n; 𝐼 – ток, подводимый к рабочей обмотке НТТ реле с числом витков при рассматриваемом КЗ. МДС срабатывания определяется по тормозной характеристике реле (кривая I на рисунке 4.4). Определяется тормозная МДС НТТ реле: 𝐼 где 𝐼 – тормозной ток, подводимый к тормозной обмотке реле; На плоскость (рис. 4.4) наносится точка, соответствующая и (точка А). Затем проводится прямая линия, соединяющая эту точку с началом 53

координат (прямая ОА). МДС срабатывания по точке пересечения прямой ОА с тормозной характеристикой 1 (точка А'). 4.6 Сравнительный анализ методик ДЗТ трансформатора В работе рассматриваются защиты на базе электромеханических и микропроцессорных реле. Использование микропроцессорных устройств дает ряд преимуществ, поскольку они являются более надежными, удобными в обслуживании и эксплуатации, позволяют регистрировать все события и анализировать повреждения в системе. Поэтому многие производители прекращают производство электромеханических реле. Однако в эксплуатации еще остается много защит на электромеханике. Все рассматриваемые защиты имеют как общие, так и индивидуальные особенности, что будет рассмотрено ниже. Способ формирование тормозного и дифференциального тока. Формирование тормозного и дифференциального тока производится для каждой фазы. Дифференциальный ток для всех защит равен сумме первичных токов плеч защиты, приведенных к основной стороне: 𝐼 | 𝐼 | где 𝐼 – вектор тока n-ого плеча. Тормозной ток для реле серии ДЗТ-11 равен току того плеча защиты, на стороне которого предусмотрено торможение. Тормозной ток ДЗТ устройства «RET 670» производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы» равен току плеча, имеющего максимальное значение модуля первой гармоники: 𝐼 Тормозной ток ДЗТ (|𝐼 |) устройства выражению: 54 «Алтей-УЗТ определяется по

𝐼 Тормозной ток ДЗТ |𝐼 | устройства «Сириус-Т» определяется по выражению (для двухобмоточного трансформатора): 𝐼 𝐼| |𝐼 Способ отстройки от броска тока намагничивания. В реле ДЗТ-11 для отстройки от БТН использован промежуточный быстронасыщающийся трансформатор тока (НТТ), в котором ухудшается трансформация при наличии апериодической составляющей в токе. Преимуществом однополярных является простота дифференциальных и высокая токов. отстроенность Недостаток реле с от НТТ заключается в задержке срабатывания при внутренних повреждениях. Во всех микропроцессорных защитах бросок тока намагничивания выявляется на основе соотношения второй и первой гармоник дифференциального тока. Данный метод позволяет получить наименьший начальный ток срабатывания. Недостатком является задержка в срабатывании защиты при насыщении ТТ под действием апериодических составляющих токов внутреннего КЗ. Также в устройстве «RET 670» бросок тока намагничивания дополнительно выявляется на основе пятой гармоники, что дает большую чувствительность. Сравнение по коэффициентам торможения. По характеристикам срабатывания всех рассматриваемых устройств релейной защиты можно заметить следующее:  реле ДЗТ-11 имеет один коэффициент торможения;  все защиты на микропроцессорной коэффициента торможения. 55 базе имеют по два

Среди микропроцессорных защит стоит отметить устройство «СириусТ», которое имеет постоянный коэффициент торможения на втором наклонном участке. Также стоит отметить, что для устройства «RET 670» коэффициент торможения на втором наклонном участке не рассчитывается, а принимается в диапазоне от 50÷65%. Дальнейший сравнительный анализ защит, реализующих продольную дифференциальную токовую защиту трансформатора, приведен в таблице 4.1. Таблица 4.1 – Сравнительный анализ защит Характеристика Дифференциальная токовая отсечка Тормозная характеристика срабатывания Согласование по амплитуде и группе соединения Автоматическая компенсация токов небаланса в дифференциальной цепи, вносимых работой РПН Запись рабочих параметров Механического износ АлтейУЗТ RET 670 Сириус-Т ДЗТ-11 + + + – + + + + + + + – + + + – + + + – – – – + По результатам сравнительного анализа можно сделать следующие выводы: 1. Защиты на электромеханической базе по многим показателям уступают микропроцессорным устройствам; 2. Все защиты на микропроцессорной базе имеют незначительные различия, которые в основном связаны с принципами реализации защит. Поэтому выбор защиты сводится к наиболее чувствительной. 56

4.7 Метод сопоставления по чувствительности к внутренним КЗ Для рассмотренных микропроцессорных дифференциальных токовых защит начальная уставка срабатывания достигла очень малых значений, поэтому чувствительность этих устройств к внутреннему КЗ значительно превышает нормированную величину. В таких случаях целесообразно оценивать чувствительность дифференциальной защиты при значениях токов, соизмеримых с начальным током срабатывания ДЗ и наличии тока нагрузки. Это объясняется тем, что каждый из алгоритмов дифференциальной защиты имеет свой способ формирования тормозного сигнала и свой вид тормозной характеристики. Рассмотрим внутреннее короткое замыкание через переходное сопротивление. В этом режиме по одному плечу защиты будет протекать сумма тока нагрузки и тока повреждения, а по другому плечу сквозной ток нагрузки (рисунок 4.5). Рисунок 4.5 – Распределение токов при внутреннем коротком замыкании Наиболее тяжелым, с точки зрения чувствительности, является режим внутреннего КЗ при совпадении угла тока КЗ с углом сквозного тока. В этом случае модуль дифференциального тока не изменяется, а модуль тока, протекающего через трансформатор тока с одной из сторон трансформатора, максимален, то есть максимален и тормозной сигнал. Поэтому целесообразно использовать характеристики срабатывания, отражающие зависимость тока срабатывания от сквозного тока нагрузки, которые могут быть получены путём преобразования тормозных характеристик [11]. 57

Далее рассмотрим определение характеристик срабатывания для ДЗТ устройств «Алтей-УЗТ», «RET 670» и «Сириус-Т». В п.3.2.1 и п.4.6 рассмотрены условия срабатывания и способ формирования тормозного сигнала ДЗТ устройства «Алтей-УЗТ». Тормозная характеристика защиты (рисунок 4.1) имеет две точки излома, поэтому характеристика срабатывания также будет иметь два излома. Координаты первой точки излома: 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 В 𝐼 В 𝐼 В тогда 𝐼 𝐼 𝐼 В Определим координаты второй точки излома: 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 (𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 ) 𝑘 𝐼 𝐼 В тогда 𝐼 В 𝐼 ( 𝑘 ) 𝐼 𝐼 𝑘 Определим зависимость тока срабатывания защиты от сквозного тока нагрузки до первого излома – до излома зависимость представляет собой прямую параллельную оси абсцисс со значением тока срабатывания равным 𝐼 . Определим зависимость тока срабатывания защиты от сквозного тока нагрузки после первого излома характеристики: 58

𝐼 𝐼 𝐼 (𝐼 ) 𝑘 𝐼 𝐼 𝐼 ( 𝑘 𝐼 𝐼 (𝐼 В 𝐼 В 𝐼 ) 𝑘 ) 𝑘 Определим зависимость тока срабатывания защиты от сквозного тока нагрузки после первого излома характеристики: 𝐼 𝐼 𝐼 (𝐼 𝐼 𝑘 𝐼 (𝐼 𝐼 (𝐼 𝐼 𝐼 ) 𝑘 ) 𝑘 ) 𝑘 (𝐼 ( 𝐼 ) 𝐼 𝐼 𝑘 В (𝐼 𝐼 В ) 𝑘 𝐼 ) 𝑘 В п.4.3 и п.4.6 рассмотрены условия срабатывания и способ формирования тормозного сигнала ДЗТ устройства «RET 670». Тормозная характеристика защиты (рисунок 4.2) имеет две точки излома, поэтому характеристика срабатывания также будет иметь два излома. Координаты первой точки излома: 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 В 𝐼 тогда 𝐼 𝐼 В 𝐼 Определим координаты второй точки излома: 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 (𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝑘 ) ) 𝑘 𝐼 В тогда 𝐼 В 𝐼 ( 59 𝐼 𝐼 𝑘 В

Определим зависимость тока срабатывания защиты от сквозного тока нагрузки до первого излома – до излома зависимость представляет собой прямую параллельную оси абсцисс со значением тока срабатывания равным 𝐼 . Определим зависимость тока срабатывания защиты от сквозного тока нагрузки после первого излома характеристики: 𝐼 𝐼 𝐼 (𝐼 ) 𝑘 𝐼 𝐼 𝐼 𝑘 𝐼 (𝐼 (𝐼 𝑘 𝐼 В 𝐼 В ) 𝑘 ) Определим зависимость тока срабатывания защиты от сквозного тока нагрузки после первого излома характеристики: 𝐼 𝐼 (𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 ) 𝑘 (𝐼 𝐼 𝑘 𝐼 (𝐼 ) 𝑘 ) 𝑘 𝐼 (𝐼 𝐼 (𝐼 𝑘 ) В (𝐼 В 𝐼 ) 𝑘 𝐼 ) 𝑘 В п.4.4 и п.4.6 рассмотрены условия срабатывания и способ формирования тормозного сигнала ДЗТ устройства «Сириус-Т». Тормозная характеристика защиты (рисунок 4.3) имеет две точки излома, поэтому характеристика срабатывания также будет иметь два излома. Координаты первой точки излома: 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼| |𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 В тогда 𝐼 В 𝐼 ( 60 ) 𝐼 В

Определим координаты второй точки излома: 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼| |𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 В тогда 𝐼 𝐼 ( ) В Определим зависимость тока срабатывания защиты от сквозного тока нагрузки до первого излома – до излома зависимость представляет собой прямую параллельную оси абсцисс со значением тока срабатывания равным 𝐼 . Определим зависимость тока срабатывания защиты от сквозного тока нагрузки после первого излома характеристики: 𝐼 𝐼 ( 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 В ) В Определим зависимость тока срабатывания защиты от сквозного тока нагрузки после первого излома характеристики: 𝐼 𝐼 (𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 ( ) ( 𝐼 𝐼 ) 𝐼 (𝐼 ( В 𝐼 В 𝐼 ) ) ( ( ) ) ) Для построения характеристики срабатывания ДЗТ трансформатора предварительно рассчитываются все необходимые уставки. 61

Все характеристики срабатывания ДЗТ различных производителей можно построить в одних осях, что позволяет наглядно сравнить рассматриваемые защиты по чувствительности. 62

5 РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ СРАБАТЫВАНИЯ ЗАЩИТ ТРАНСФОРМАТОРА ТДНГУ-20000/110/6 5.1 Расчет параметров срабатывания защит трансформатора на базе устройства «Алтей-УЗТ» В таблице 5.1 произведен расчет общих параметров защиты трансформатора. Таблица 5.1 – Расчет общих параметров защиты Наименование величины Номинальный первичный ток, А Коэффициент трансформации ТТ Схема соединения трансформаторов тока Номинальный вторичный ток, А Расчетное выражение 𝐼 √ Y, D 𝐼 𝐼 Числовое значение для стороны ВН (115кВ) НН (6кВ) 100,4 1924,5 150/5 2000/5 Y Y 3,35 4,81 Рассчитанные вторичные токи сторон проверяем на попадание в допустимый диапазон выравнивания, определяемый номинальным током входа устройства. Для 𝐼 вторичные токи должны входить в диапазон 0,5 – 500А. Значения 3,35 и 4,81 входят в указанный диапазон. Расчет параметров срабатывания защит трансформатора на базе устройства «Алтей-УЗТ» приведен в таблице 5.2. Расчет токов КЗ произведен с использованием программы АРМ СРЗА, протоколы расчетов приведены в приложении В. 63

Таблица 5.2 – Расчет общих параметров защиты на базе устройства «Алтей-УЗТ» Наименование величины Значения параметров срабатывания Расчетное выражение Расчетные Принятые Дифференциальная токовая защита (ДТО и ДЗТ) 𝑘 𝐼 ( ) 𝐼 Максимальный ток небаланса в режиме внешнего КЗ, о.е 𝐼 𝐼 𝑘 ; – В ; ( ) ; ; ;𝐼 64 Уставка срабатывания ДТО по условию отстройки от тока небаланса, о.е. Уставка срабатывания ДТО по условию отстройки от БТН, о.е. Уставка ток начала торможения первого участка ДЗТ, о.е. Уставка ток начала торможения второго участка ДЗТ, о.е. Ток небаланса, соответствующий току начала торможения первого участка, о.е. Уставка начального т ока срабатывания ДЗТ, о.е. 𝐼 𝑘 𝑘 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 – 𝐼 – – 𝐼 – – 𝐼 𝑘 ( ) 𝑘 ; 𝐼 𝑘 𝑘 64 𝐼 𝐼 – 10 𝐼 𝐼 𝐼

Наименование величины Значения параметров срабатывания Расчетное выражение Расчетные Ток небаланса, соответствующий току начала торможения второго участка, о.е. Ток срабатывания ДЗТ при токе торможения, равном току начала торможения второго участка, о.е Уставка коэффициента торможения первого участка ДЗТ Ток торможения, соответствующий максимальному току внешнего КЗ, о.е. 𝑘 𝐼 ( ) 𝑘 𝐼 – ; 𝐼 𝑘 𝐼 𝐼 – 𝑘 𝐼 𝑘 𝐼 𝐼 65 𝐼 Уставка блокирования ДЗТ по второй гармонике, о.е. 𝑘 𝐼 𝐼 (𝐼 𝐼 𝐼 65 𝐼 В ) 𝑘 𝐼 𝐼 – 𝐼 𝐼 𝐼 𝑘 𝐼 – Относительное значение минимального тока КЗ на выводах трансформатора, о.е – 𝑘 𝐼 𝑘 ;𝑘 𝑘 𝑘 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝑘 В 𝑘 𝑘 Уставка тока срабатывания ДЗТ грубого органа, о.е 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 Уставка коэффициента торможения второго участка ДЗТ Уставка срабатывания ДЗТ при минимальном токе КЗ на выводах трансформатора, о.е. 𝐼 Принятые 𝐼 𝐼 – –

Наименование величины Значения параметров срабатывания Расчетное выражение Коэффициент чувствительности ДЗТ 𝑘 Коэффициент чувствительности грубого органа ДЗТ 𝑘 Расчетные Принятые – – – – 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 Максимальная токовая защита стороны НН (МТЗ НН) Уставка тока срабатывания МТЗ НН по условию отстройки от режима длительно допустимой перегрузки (без учета самозапуска), А 66 Коэффициент чувствительности МТЗ НН к КЗ на шинах НН Коэффициент чувствительности МТЗ НН к КЗ в конце зоны резервирования Уставка линейного напряжения срабатывания ПОН по условию возврата пускового органа после отключения внешнего КЗ, В Уставка линейного напряжения срабатывания ПОН по условию отстройки от напряжения самозапуска, В 𝑘 𝐼 𝑘 ;𝑘 𝐼 𝑘 𝑘 𝐼 ;𝑘 ;𝑘 В 𝑘 𝑘 𝑘 ;𝑘 ; 𝑘 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝑘 𝐼 𝑘 – – – – 𝑘 В ; В В 𝑘 𝑘 ; 66 𝑘

Наименование величины Значения параметров срабатывания Расчетное выражение Расчетные 67 Уставка напряжения обратной последовательности срабатывания ПОН, В Коэффициент чувствительности уставки линейного напряжения ПОН к КЗ в конце зоны резервирования Коэффициент чувствительности уставки напряжения обратной последовательности ПОН к КЗ в конце зоны резервирования Уставка задержки срабатывания МТЗ НН на отключение СВ НН, с Уставка задержки срабатывания МТЗ НН на отключение ВВ НН, с Уставка задержки отключения трансформатора от МТЗ НН, с – Принятые В – 𝑘 – – – – В 𝑘 𝑘 В В В В В Максимальная токовая защита стороны ВН (МТЗ ВН) Уставка тока срабатывания МТЗ ВН по условию отстройки от режима длительно допустимой перегрузки, А 𝐼 𝑘 𝑘 𝑘 В 67 𝐼 В 𝐼 В –

Наименование величины Значения параметров срабатывания Расчетное выражение Расчетные Уставка тока срабатывания МТЗ НН по условию согласования с МТЗ предыдущего элемента, А Коэффициент чувствительности МТЗ НН к КЗ на шинах НН Уставка задержки срабатывания МТЗ ВН, с 𝐼 𝑘 В 𝑘 𝑘 𝑘 𝐼 𝐼 ;𝐼 𝐼 𝐼 𝑘 Принятые В 𝐼 В – В – В В В Защита от перегрузки (ЗП) 68 Уставка тока срабатывания защиты от перегрузки со стороны ВН, А 𝐼 𝑘 𝑘 𝑘 Уставка тока срабатывания защиты от перегрузки со стороны НН, А 𝐼 𝐼 В ;𝑘 𝐼 В 𝑘 В 𝐼 𝑘 𝑘 Уставка задержки срабатывания ЗП, с 𝐼 𝐼 𝐼 𝑘 – В – Логическая защита шин (ЛЗШ) Уставка задержки срабатывания ЛЗШ, с – – Логическая защита трансформатора (ЛЗТ) Уставка задержки срабатывания ЛЗТ, с – 68 –

Наименование величины Значения параметров срабатывания Расчетное выражение Расчетные Принятые Защита от дуговых замыканий (ЗДЗ) Уставка пускового органа ЗДЗ по току, А 𝐼 𝑘 𝑘 𝑘 𝑘 𝐼 ;𝑘 𝐼 В ;𝑘 𝐼 𝑘 В Устройство резервирования при отказах выключателя (УРОВ) Уставка токового органа УРОВ, А Уставка задержки срабатывания УРОВ, с – ; 69 69 – ; 𝐼

5.2 Расчет параметров срабатывания дифференциальной токовой защиты трансформатора на базе различных производителей Расчет параметров срабатывания ДЗТ устройства «Алтей-УЗТ» производства НПП «Микропроцессорные Технологии» произведен в п.5.1 данного раздела. Произведем расчет параметров срабатывания ДЗТ устройства «RET 670» производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы». В первую очередь необходимо проверить попали ли рассчитанные в таблице 5.1 вторичные токи сторон в допустимый диапазон выравнивания (0,5 – 20А). Значения 3,35 и 4,81 входят в указанный диапазон. Так как вторичные токи в номинальном режиме входят в диапазон 1 – 5А, то относительная погрешность выравнивания Расчет параметров срабатывания . ДЗТ устройства «RET 670» производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы» приведен в таблице 5.3. 70

Таблица 5.3 – Расчет общих параметров дифференциальной токовой защиты устройства «RET 670» Наименование величины Значения параметров срабатывания Расчетное выражение Расчетные Начальный тормозной ток, о.е. – 𝐼 ; √( ) ) ; Тормозной ток конца второго (первого наклонного) участка, о.е. ( ) 𝐼 𝐼 ; – 71 𝐼 𝑘 Коэффициент торможения третьего (второго наклонного) участка, % ое ( ; Коэффициент торможения второго (первого наклонного) участка, % 𝐼 – 𝐼 Начальный дифференциальный ток срабатывания, о.е. Принятые 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 – 𝐼 ое 𝐼 𝑘 𝐼 ; √( ) ( ) – 71 ( ) 𝑘 – 𝑘

Наименование величины Расчетное выражение 𝐼 𝐼 𝐼 (𝐼 𝐼 Проверка чувствительности дифференциальной защиты, о.е. 𝐼 𝐼 72 Ток срабатывания дифференциальной отсечки по условию отстройки от БТН, о.е. Параметр срабатывания блокировки дифференциальной защиты по второй гармонике, % Параметр срабатывания блокировки дифференциальной защиты по пятой гармонике, % Расчетные Принятые – – В 𝐼 ) 𝑘 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝑘 Ток срабатывания дифференциальной отсечки по условию отстройки от тока небаланса, о.е. Значения параметров срабатывания 𝐼 ( ) ; 𝐼 𝐼 𝐼 ( ) 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 В 𝐼 ; – 𝐼 – – – – 72

Произведем расчет параметров срабатывания ДЗТ устройства «СириусТ» производства АО «РАДИУС Автоматика». В первую очередь необходимо проверить попали ли рассчитанные в таблице 5.1 вторичные токи сторон в допустимый диапазон выравнивания (1,01 – 10,00А). Значения 3,35 и 4,81 входят в указанный диапазон. Расчет параметров срабатывания ДЗТ устройства «Сириус-Т» производства АО «РАДИУС Автоматика» приведен в таблице 5.4. 73

Таблица 5.4 – Расчет общих параметров дифференциальной токовой защиты устройства «Сириус-Т» Наименование величины Значения параметров срабатывания Расчетное выражение Расчетные 𝐼 Начальный дифференциальный ток срабатывания, о.е. 𝐼 𝐼 ; 𝐼 В ; Принятые ; ; 𝐼 𝐼 В 𝐼 Коэффициент торможения первого наклонного участка, % ; 𝐼 74 Значение уставки второй точки излома, о.е. – 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 Проверка чувствительности дифференциальной защиты, о.е. 𝐼 – 𝐼 В 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝑘 74 – –

Наименование величины Значения параметров срабатывания Расчетное выражение Расчетные Ток срабатывания дифференциальной отсечки по условию отстройки от тока небаланса, о.е. 75 Ток срабатывания дифференциальной отсечки по условию отстройки от БТН, о.е. Параметр срабатывания блокировки дифференциальной защиты по второй гармонике, о.е. 𝐼 ( В) ; ; ; ; 𝐼 𝐼 𝐼 В 𝐼 𝐼 В 𝐼 В В 𝐼 𝐼 В ; – – 75 Принятые 𝐼 –

Произведем расчет параметров срабатывания ДЗТ с реле типа ДЗТ-11. В первую очередь необходимо пересчитать общие параметры защиты, так как выравнивание токов одноименных фаз защищаемого трансформатора по фазе производится за счет установки ТТ с соответствующими соединениями обмоток. Таблица 5.5 – Пересчет общих параметров защиты Наименование величины Номинальный первичный ток, А Коэффициент трансформации ТТ Схема соединения трансформаторов тока Коэффициент схемы Номинальный вторичный ток, А Согласно Расчетное выражение 𝐼 √ Y, D 𝐼 𝐼 рассчитанным значениям, Числовое значение для стороны ВН (115кВ) НН (6кВ) 100,4 1924,5 200/5 2500/5 D Y √ 1 4,35 3,85 основной стороной трансформатора является сторона ВН. Расчет параметров срабатывания ДЗТ с реле типа ДЗТ-11 приведен в таблице 5.6. 76

Таблица 5.6 – Расчет общих параметров дифференциальной токовой защиты с реле типа ДЗТ-11 Наименование величины Значения параметров срабатывания Расчетное выражение Расчетные 𝐼 Минимальный первичный ток срабатывания защиты, А Число витков первичной обмотки НТТ 𝐼 𝐼 ;𝐼 Принятые - 𝐼 𝐼 ; 𝐼 𝐼 √ ; 77 Пересчитанный минимальный первичный ток срабатывания защиты, А 𝐼 𝐼 𝐼 Число витков уравнительной обмотки В 𝐼 |𝐼 | 𝐼 |𝐼 | 𝐼 𝐼 𝐼 Первичный ток небаланса 𝐼 𝐼 ; ( ) |𝐼 | ( ) 𝐼 ( ) 77 𝐼 ; ;𝐼 ; 𝐼 ; ; 𝐼 ; – 𝐼 ( ) –

Наименование величины Расчетное выражение Значения параметров срабатывания Расчетные Число витков тормозной обмотки Тормозную обмотку НТТ целесообразно присоединить к трансформаторам тока стороны высшего напряжения. 𝐼 𝐼 ; ;𝐼 ; Проверка чувствительности дифференциальной защиты, о.е. Расчет приведен ниже. 78 78 Принятые

Проверка чувствительности ДЗТ-11. Расчет коэффициента чувствительности производится по выражениям, приведенным в п.4.5. Чтобы найти МДС необходимо знать токораспределение в цепях защиты при двухфазном КЗ в зоне защиты на стороне низшего напряжения (рисунок 5.1). Значения токов в расчетной точке приведены в приложении В. А 0А B C 763 А 763 А 763/40=19,075 А 19,075 А 38,15 А 19,075 А Тормозная обмотка 38,15 А Диф. обмотка Уравнительная обмотка 0А 0А 0А 0А 0А 0А Рисунок 5.1 – Токораспределение в цепях зашиты при двухфазном КЗ на НН Дифференциальная обмотка обтекается суммарным током плеч: 𝐼 Уравнительная обмотка обтекается током неосновного плеча: 𝐼 79

Тогда рабочая МДС: Тормозная обмотка обтекается током основного плеча, при этом в ней наводится МДС, равная: 𝐼 На характеристике срабатывания (рисунок 5.2) отмечаем точку, соответствующую рассчитанным рабочей и тормозной МДС. Fраб, А Fр Fср α Fт Fторм, А Рисунок 5.2 – Характеристика срабатывания ДЗТ-11 Проводим прямую линию к началу координат. На пересечении этой прямой и кривой, соответствующей наибольшему торможению, определяем МДС срабатывания: Тогда коэффициент чувствительности равен: 80

Для наглядного сравнения защит сведем рассчитанные параметры срабатывания ДЗТ от различных производителей в таблицу 5.7. Таблица 5.7 – Параметры срабатывания ДЗТ от различных производителей Параметр Алтей-УЗТ RET 670 Сириус-Т ДЗТ-11 Ток срабатывания ДТО 6,28 о.е. 7,17 о.е. 7,79 о.е. – Начальный ток 0,49 о.е. 0,43 о.е. 0,62 о.е. 1,57 о.е.** срабатывания ДЗТ Ток начала торможения 1 о.е. 1,15 о.е. – – первого участка ДЗТ Ток начала торможения 2 о.е. 2 о.е. 2 о.е. – второго участка ДЗТ Коэффициент торможения первого 0,62 о.е. 0,45 о.е.* 0,9 о.е.* 0,75 о.е. участка ДЗТ Коэффициент 1,73 о.е. торможения второго 1,08 о.е. 0,5 о.е.* – (tg60°) участка ДЗТ Ток срабатывания ДЗТ 1,54 о.е. – – – грубого органа Уставка блокирования 0,15 о.е. 0,15 о.е.* 0,15 о.е. – ДЗТ по второй гармонике Уставка блокирования – 0,25 о.е.* – – ДЗТ по пятой гармонике Коэффициент 2,5 2,1 0,9 1,5 чувствительности * – Значение уставки переведено в о.е. путем деления на 100%. ** – Значение уставки переведено в о.е. путем деления на 𝐼 В . Из анализа таблицы 5.7 следует, что для защиты исследуемого трансформатора наиболее приоритетным является использование дифференциальной токовой защиты на базе микропроцессорных реле, так 81

как начальный ток срабатывания ДЗТ примерно в три раза меньше, чем у ДЗТ-11, что обеспечивает наибольшую чувствительность. ДЗТ устройства «Сириус-Т» не обеспечивает должную чувствительность, поэтому ее применение в данных условиях недопустимо. Параметры срабатывания ДЗТ устройств «Алтей-УЗТ» и «RET 670» имеют незначительные отличия, поэтому имеет место воспользоваться выражениями, приведенными в п.4.7 и построить характеристики срабатывания двух защит в одних осях. По построенным характеристикам будет наглядно видно, какая из защит обладает наибольшей чувствительностью. Для общей картины также построим характеристику срабатывания ДЗТ устройства «Сириус-Т». Расчет параметров характеристики срабатывания ДЗТ устройства «Алтей-УЗТ» Координаты первой точки излома: 𝐼 𝐼 В Координаты второй точки излома: ( 𝐼 𝐼 В ( ) ) Зависимость тока срабатывания защиты от сквозного тока нагрузки до первого излома: 𝐼 (𝐼 В) Зависимость тока срабатывания защиты от сквозного тока нагрузки после первого излома: 82

𝐼 (𝐼 (𝐼 В) ) В 𝐼 В Зависимость тока срабатывания защиты от сквозного тока нагрузки после первого излома: 𝐼 (𝐼 ( В) 𝐼 ) (𝐼 ) В В Расчет параметров характеристики срабатывания ДЗТ устройства «RET 670» Координаты первой точки излома: 𝐼 𝐼 В Координаты второй точки излома: 𝐼 𝐼 ( ( В ) ) Зависимость тока срабатывания защиты от сквозного тока нагрузки до первого излома: 𝐼 (𝐼 В) Зависимость тока срабатывания защиты от сквозного тока нагрузки после первого излома: 𝐼 (𝐼 (𝐼 В) ) В 𝐼 В Зависимость тока срабатывания защиты от сквозного тока нагрузки после первого излома: 𝐼 (𝐼 В) ( ) 83 (𝐼 В ) 𝐼 В

Расчет параметров характеристики срабатывания ДЗТ устройства «Сириус-Т» Координаты первой точки излома: 𝐼 𝐼 ( В ) Координаты второй точки излома: 𝐼 𝐼 ( ) В Зависимость тока срабатывания защиты от сквозного тока нагрузки до первого излома: 𝐼 (𝐼 В) Зависимость тока срабатывания защиты от сквозного тока нагрузки после первого излома: 𝐼 (𝐼 𝐼 В) В 𝐼 В Зависимость тока срабатывания защиты от сквозного тока нагрузки после первого излома: 𝐼 (𝐼 В) (𝐼 ) В ( ) ( ) 𝐼 В Характеристики срабатывания рассматриваемых микропроцессорных дифференциальных защит трансформатора изображены на рисунке 5.3. 84

Рисунок 5.3 – Характеристики срабатывания ДЗТ различных производителей Из рисунка 5.1 следует, что приоритетной защитой для исследуемого трансформатора является ДЗТ устройства «RET 670» производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы», так как она обладает наибольшей чувствительностью. 85

6 ОХРАНА ТРУДА 6.1 Общие положения Охрана труда – это важная составляющая деятельности любого предприятия, в том числе и энергетического. В данном разделе будут рассмотрены основные меры безопасности при работе с оборудованием релейной защиты и автоматики, а также рассчитано защитное заземление подстанции 110/6кВ Тепловая Станция. 6.2 Защитное заземление подстанции Защитное заземление – преднамеренное электрическое соединение открытых проводящих частей электрооборудования, которые могут оказаться под напряжением, с заземляющим устройством. Заземляющим устройством называется совокупность заземлителя, проводящей части или совокупности соединенных между собой проводящих частей и заземляющих проводников, соединяющих заземляемую точку с заземлителем. На подстанциях используют контурные заземляющие устройства, состоящие из вертикально погруженных в землю стальных труб (угловой стали, металлизированных стержней) и горизонтально проложенных стальных полос (круглой стали), соединяющих вертикальные стержни. 6.2.1 Исходные данные Размеры подстанции: Заземлитель предполагается выполнить из горизонтальных полосовых электродов сечением 40x4 мм. Длина и диаметр вертикальных стержневых электродов: 86

Глубина заложения электродов в землю: Удельные сопротивления верхнего и нижнего слоев грунта: Мощность верхнего слоя грунта: 6.2.2 Расчет защитного заземления подстанции 110кВ Тепловая Станция Для расчета будет использован метод наведенных потенциалов по допустимому напряжению прикосновения, изложенный в [12]. Примем контурный тип заземлителя и составим его примерный вид (рисунок 6.1). 87

Рисунок 6.1 – Предварительная схема заземлителя По предварительной схеме определим суммарную длину горизонтальных электродов: Напряжение на заземлителе определяется по формуле: где – наибольшее допустимое напряжение прикосновения; – коэффициент напряжения прикосновения. Наибольшее допустимое напряжение прикосновения определяется по таблице 2 [12] и зависит от длительности воздействия тока КЗ. Так как на подстанции 110кВ установлены быстродействующие дифференциальные защиты, примем время отключения выключателя 0,05с. Тогда допустимое напряжение прикосновения равно: В 88

Коэффициент напряжения прикосновения определяется по формуле: ( где √ ) – параметр, зависящий от соотношения удельных сопротивлений верхнего и нижнего слоев грунта; – коэффициент, определяемый по сопротивлению тела человека и сопротивлению растекания тока от ступеней; – расстояние между вертикальными электродами, равное 5 м; – площадь заземляющего устройства. Отношение удельных сопротивлений верхнего и нижнего слоев грунта: По таблице 9 [12] определим величину параметра с помощью линейной интерполяции: Коэффициент где определяется по формуле: – сопротивление тела человека, принимаемое 1000 Ом; – сопротивление растекания тока от ступеней. Сопротивление растекания тока от ступеней определяется по формуле: Тогда коэффициент равен: 89

Площадь заземляющего устройства определяется по формуле: Коэффициент напряжения прикосновения равен: ( √ ) Тогда напряжение на заземлителе равно: В Напряжение на заземлителе меньше 10кВ, значит, удовлетворяет требованиям ПУЭ [3]. Допустимое сопротивление заземляющего устройства определяется по формуле: 𝐼 где 𝐼 – ток, стекающий с заземляющего устройства при однофазном замыкании на землю. Ток однофазного КЗ на землю на стороне 110кВ был определен с помощью программы АРМ СРЗА и равен: 𝐼 Расчет с программы АРМ СРЗА приведен в приложение Г. Допустимое сопротивление заземлителя равно: Построим расчетную схему заземлителя, преобразовав ее в квадрат со стороной: 90

√ √ Число ячеек по стороне расчетной схемы определяется по формуле: √ Принимаем Длина горизонтальных полос расчетной схемы определяется по формуле: √ ( ) ( ) Длина стороны ячейки определяется по формуле: √ Число вертикальных заземлителей по периметру расчетной схемы определяется по формуле: 𝑛 √ Принимаем 𝑛 Расчетная схема приведена на рисунке 6.2. 91

Рисунок 6.2 – Расчетная схема заземлителя Сопротивление растеканию тока сложного заземлителя в виде квадратной горизонтальной сетки определяется по формуле: √ где – коэффициент, зависящий от относительной глубины погружения вертикальных заземлителей; – эквивалентное сопротивление земли; – общая длина вертикальных заземлителей. Общая длина вертикальных заземлителей определяется по формуле: 𝑛 Относительная глубина погружения определяется по формуле: 92 вертикальных заземлителей

√ Так как , то коэффициент определяется по формуле: Эквивалентное сопротивление земли определяется по формуле: ( ) где 𝑘 – параметр, зависящий от соотношения удельных сопротивлений верхнего и нижнего слоев грунта. , то коэффициент 𝑘 определяется по формуле: Так как 1 𝑘 где √ 𝑛 ( ) – относительная длина вертикального электрода. Относительная длина вертикального электрода определяется по формуле: Тогда коэффициент 𝑘 равен: 𝑘 𝑛 ( √ ) Эквивалентное сопротивление земли равно: ( ) Рассчитаем сопротивление заземлителя: 93

Полученное значение сопротивления заземлителя оказалось меньше допустимого Рассчитаем напряжение прикосновения по формуле: 𝐼 В Полученное значение напряжение прикосновения оказалось меньше В предельно допустимого 6.3 Меры безопасности при эксплуатации и обслуживании устройств РЗ Указания по мерам безопасности при эксплуатации и обслуживании устройств релейной защиты и автоматики приведены в стандарте организации ОАО «ФСК ЕЭС» [13]. В данном документе стоит отметить следующие основные меры безопасности:  Техническое обслуживание устройств релейной защиты и автоматики производится согласно требованиям нормативных документов по наряду.  Персонал, который непосредственно принимает участие в работах, должен пройти медицинскую комиссию, получить необходимую группу по технике безопасности, получить инструктажи по технике безопасности и освоить методику выполнения работ.  Работа должна осуществляться только с применением спецодежды и средств индивидуальной защиты.  При техническом обслуживании устройств релейной защиты и автоматики следует обратить внимание на следующие указания: а. Собираемые для наладки оборудования схемы должны выполняться на специальных столах. При этом столы не должны быть с 94

металлической рабочей поверхностью или с металлическим обрамлением. Изоляция проводников, которые используются в схеме, не должна быть нарушена. б. Временные линии, необходимые для питания схемы, должны выполняться с использованием изолированного провода или кабеля и быть надежно закреплены, а также подняты на высоту не менее 2,5 м в местах прохода людей. в. Какие-либо работы в схеме запрещается проводить при наличии напряжения, а также при отсутствии видимого разрыва цепи. г. Во время перерывов и окончания работ по техническому обслуживанию линия временного питания должна быть отключена и создан видимый разрыв. д. Корпуса (металлические) переносных аппаратов и проборов должны быть заземлены. е. Место выполнения работ должно быть удобным и достаточно освещенным. ж. При выполнении работ не допускается, чтобы левая и правая руки одновременно прикасались к частям схемы, находящиеся под напряжением 36 В и больше, а так же к заземленным аппаратам. з. Работы необходимо производить согласно исполнительным схемам (без схем работа запрещена).  Работник, который производит дистанционное включение и отключение первичных коммутационных аппаратов должен действовать с разрешения дежурного персонала.  При работе во вторичных цепях ТТ и ТН следует учитывать: а. Постоянное заземление должны иметь все вторичные обмотки измерительных ТТ и ТН. б. Запрещено снимать заземление со вторичных обмоток ТН и ТТ, когда на них подано напряжение. 95

в. Вторичные токовые цепи измерений и защиты можно подсоединять к выводам вторичных обмоток ТТ при условии полного окончания монтажа всех цепей. 96

7 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 7.1 Общие положения В данном разделе будет дана оценка экономической эффективности применения устройств релейной защиты и автоматики (РЗиА) на понизительной подстанции 110/6кВ. Под эффективностью устройств РЗиА понимается ликвидация и минимизация негативных последствий после аварийных ситуаций. Методика расчета эффективности, приведенная в данном разделе, соответствует методическим указаниям [14-15]. 7.2 Оценка экономической эффективности устройств РЗиА Выбор релейной защиты и автоматики и расчет уставок релейной защиты производится в соответствии с усредненными типовыми решениями, а также личным опытом и предпочтениями проектировщика и заказчика и при этом без какого-либо экономического обоснования. В результате чего экономическая оценка эффективности защиты сводится к простейшему случаю, когда считается, что стоимость подсистемы РЗиА должна составлять 5 – 20% от стоимости сети. Повышение надёжности и эффективности функционирования самой электрической сети и электроснабжения потребителей является итогом разработки, создания и эксплуатации РЗ, что приводит к снижению ущерба, как при различных отказах элементов электрической сети, так и при отказах и ложных срабатываниях устройств РЗ. Так как добиться абсолютной надежности любой технической системы невозможно, необходима минимизация возможного ущерба путем совершенствования устройства, принципов действия и алгоритмов работы РЗиА. Поскольку ущерб энергосистемы от устойчивого повреждения достаточно большой, применение устройств РЗиА для силовых объектов 97

электроустановок всегда эффективно. Однако стоимость устройств РЗиА также не мала. Поэтому задача оценки экономической эффективности применения устройств РЗиА является актуальной. Экономический эффект применения устройств РЗиА определяется предотвращенным ущербом: 𝐸 где – ущерб при отсутствии устройств РЗиА; – ущерб при применении устройств РЗиА. Ущерб – это потери в денежной форме, вызванные повреждениями электрооборудования или несогласованной работой потребителей и систем энергоснабжения, а расходы, связанные с перерывами в электроснабжении и ухудшением качества электрической энергии. Ущерб сетевой организации состоит из двух основных составляющих: затраты сетевой организации на аварийно-восстановительные ремонты отказавшего оборудования и сумма расходов на возмещение ущербов потребителям. Другие ущербы определяются сложнее, поэтому их либо вообще не считают, либо находят приближенные значения, если нельзя пренебречь их в суммарных расходах ущерба. Среднегодовое значение ущерба определяется по выражению: где – ущерб от простоя; – ущерб от факта внезапности отказа. Ущерб простоя: где – удельный ущерб от простоя; – отключенная мощность; – годовое число часов использования максимума активной мощности; 98

– коэффициент вынужденного простоя; – коэффициент, учитывающий долю отключенной нагрузки. Коэффициент вынужденного простоя определяется по выражению: где – среднее количество отказов в год; – среднее время восстановления. Ущерб от факта внезапности отказа: где – удельный ущерб от факта внезапности отказа. 7.3 Расчет оценки экономической эффективности устройств РЗиА Определим эффективность применения устройств РЗиА для защиты трансформатора 110/6кВ мощностью 20МВт. В соответствии со справочными данными [14] удельный ущерб от В простоя: , а годовое число часов использования максимума активной мощности . Рассматриваемая подстанция питает завод электромашиностроения и электроаппаратуры, поэтому в соответствии со справочными данными [16] В . удельный ущерб от факта отключения: В соответствии со справочными данными [14] для трансформатора напряжением 110кВ и мощностью 20МВт средняя частота отключений в год: и время восстановления: . Значение коэффициента, учитывающего долю отключенной нагрузки, приме: , что соответствует полному отключению потребителей. Переведем удельные ущербы от простоя из долл. в руб.: В 99 нагрузки

Среднегодовой ущерб при отсутствии устройств РЗиА: Применение устройств РЗиА хоть и снижает величину ущерба, но не до нуля, так как есть ущербы, которые определяются отказами защит и их ложными или неправильными срабатываниями. В применяемых микропроцессорных защитах процент неправильных действий релейной защиты составляет 5%. Тогда средняя частота отключений в год: Среднегодовой ущерб при применении устройств РЗиА: Годовой экономический эффект применения устройств РЗиА: 𝐸 Использование устройств РЗиА приводит к значительному снижению ущерба у потребителей. Таким образом, технико-экономическое обоснование показывает целесообразность использования устройств РЗиА для защиты исследуемого трансформатора. 100

ЗАКЛЮЧЕНИЕ В рамках выпускной квалификационной работы бакалавра рассмотрен вопрос работы релейной защиты при техническом перевооружении тепловой станции с целью увеличения генерации на собственные нужды. В ходе работы составлена схема замещения рассматриваемого участка системы в специализированном расчетном комплексе АРМ СРЗА, описана методика выбора уставок релейной защиты трансформатора ТДНГУ20000/110/6кВ на базе устройства «Алтей-УЗТ» производства НПП «Микропроцессорные Технологии». Произведен расчет токов короткого замыкания в различных режимах работы системы и уставок срабатывания основных и резервных защит исследуемого трансформатора. Все рассчитаные уставки защит удовлетворяют условиям чувствительности, установленными ПУЭ [3]. В данной работе также дан обзор дифференциальным токовым защитам трансформаторов на базе различных производителей и проанализированы основные критерии для их сравнительного анализа. В результате сравнительного анализа и построения характеристик срабатывания ДЗТ различных производителей в одних координатных осях выявлено, что приоритетной защитой для исследуемого трансформатора является защита на базе устройства «RET 670» производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы». В разделе охраны труда произведен расчет заземляющего устройства подстанции 110/6кВ и рассмотрены основные меры безопасности при работе с оборудованием релейной защиты и автоматики. В экономической части работы дана численная оценка экономической эффективности применения устройств релейной защиты и автоматики на исследуемом объекте. 101

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 1. Руководящие указания по релейной защите/ Выпуск 11. Расчет токов короткого замыкания для релейной защиты и системной автоматики 110-750 кВ. - М.: Энергия, 1979. – 152 с. ил. 2. Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования. РД 153-34.0-20.527-98. 3. Правила устройства электроустановок. Седьмое издание. Госэнергонадзор. Москва 2002 г. 4. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 13Б. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ: Расчеты. - М.: Энергоатомиздат, 1985. – 96 с. 5. Руководство по эксплуатации МТ.АЛТЕЙ.УЗТ.01.13.РЭ1 от 24.06.2019. 6. Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы». СТО 56947007-29.120.70.098-2011. – 182 с. 7. Рекомендации по применению и выбору уставок функции дифференциальной защиты шин устройства «REВ 670». Методическое пособие. АББЧ.650031.003. Редакция от 20.01.2009. Разработал: Арсентьев А.П. Проверил: Дмитренко А.М. Утвердил: Григорьев С.А., Калачев Ю.Н. ООО «АББ Автоматизация», Россия. 8. Рекомендации по выбору уставок устройства защиты двухобмоточного трансформатора «Сириус-Т» от 08.07.2010 г. 9. Руководство по эксплуатации. Микропроцессорное устройство защиты «Сириус-Т» от 11.05.18. 102

10. Испытание дифференциальной защиты трансформатора: методические указания к лабораторным работам / Новосиб. гос. техн. ун-т ; [сост.: В. А. Давыдов, О. В. Танфильев]. 11. Осинцев А. А. Разработка методов и средств повышения устойчивости функционирования дифференциальной защиты генератора: дис. ... канд. техн. наук: 05.14.02 / Осинцев Анатолий Анатольевич; науч. рук. В. Е. Глазырин; Новосиб. гос. техн. ун-т. - Новосибирск, 2013. - 182 с. 12. Проектирование и расчет защитного заземления: метод. пособие для ФЭН по курсовому и дипломному проектированию и выполнению расчетно-граф. работ / Новосиб. гос. техн. ун-т ; сост.: А. М. Парахин, О. В. Тихонова. - Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2013. – 47 с. 13. Типовая инструкция по организации и производству работ в устройствах релейной защиты и электроавтоматики подстанций. СТО 56947007-33.040.20.181-2014. – 223 c. 14. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д. Л. Файбисовича. – 4-е изд., перераб. и доп. – М. : ЭНАС, 2012. – 376 с. : ил. 15. Надежность электроснабжения : учеб. Пособие / Ю.А. Секретарев. – Новосибирск : Изд-во НГТУ, 2010. – 104 с. 16. Непомнящий, В.А. Экономические потери от нарушений электроснабжения потребителей. – М.: Издательский дом МЭИ, 2010. – 188 с. 103

ПРИЛОЖЕНИЕ А ЭКВИВАЛЕНТНЫЕ РЕАКТАНСЫ ПИТАЮЩИХСИСТЕМ ====================== АРМ СРЗА г.Новосибирск ПК БРИЗ ========================== УЗЛЫ-ЕКВ 1769 1768 В28 В27 В29 В30 ПОДРЕЖИМ 1 ОТКЛ 0 В3-В23 ОТКЛ 0 В24-3002 ОТКЛ 0 В6-3001 ОТКЛ 0 В7-3002 ОТКЛ 0 3011-3002 ОТКЛ 0 В013-3002 ОТКЛ 0 В3-В017 ОТКЛ 0 В015-В3 ОТКЛ 0 3019-В3 ОТКЛ 0 3001-17 ОТКЛ 0 3001-3127 ОТКЛ 0 1768-3029 ОТКЛ 0 3030-1769 ОТКЛ 0 3027-1768 ОТКЛ 0 3028-1769 ОТКЛ 0 3031-1768 -------------------------------------------------------------------------------Подрежим 1 ОТКЛ 0 В3-В23 (2 СШ ) ОТКЛ 0 В24-3002 ( - 1 СШ ) ОТКЛ 0 В6-3001 ( - 3 СШ ) ОТКЛ 0 В7-3002 ( - 1 СШ ) ОТКЛ 0 3011-3002 ( - 1 СШ ) ОТКЛ 0 В013-3002 ( - 1 СШ ) ОТКЛ 0 В3-В017 (2 СШ ) ОТКЛ 0 В015-В3 ( - 2 СШ ) ОТКЛ 0 3019-В3 ( - 2 СШ ) ОТКЛ 0 3001-17 (3 СШ ) ОТКЛ 0 3001-3127 (3 СШ ) ОТКЛ 0 1768-3029 (2 СШ 6,3 КВ ) ОТКЛ 0 3030-1769 ( - 1 СШ 6,3 КВ ) ОТКЛ 0 3027-1768 ( - 2 СШ 6,3 КВ ) ОТКЛ 0 3028-1769 ( - 1 СШ 6,3 КВ ) ОТКЛ 0 3031-1768 ( - 2 СШ 6,3 КВ ) Узлы эквивалентирования Узел U по шкале U расчетное(модуль,фаза) В27( ) 6.3 6.3 -0.2 В28( ) 6.3 6.3 -0.2 В29( ) 6.3 6.3 -0.1 В30( ) 6.3 6.3 -0.1 1768(2 СШ 6,3 КВ ) 6.3 6.4 -0.5 1769(1 СШ 6,3 КВ ) 6.3 6.3 -0.3 -------------------------------------------------------------------------------ЭКВИВАЛЕНТНАЯ СХЕМА ЗАМЕЩЕНИЯ Ветвь R1+jX1 R0+jX0 Kтр Е(мод,фаза) 0-В27 0.001 3.127 5.7 0.0 R2+jX2= 0.001 3.127 (0 - *) 0-В28 0.007 8.634 5.6 0.0 R2+jX2= 0.007 8.634 (0 - *) 0-В29 0.003 2.559 5.6 0.0 R2+jX2= 0.003 2.559 (0 - *) 0-В30 0.002 2.193 5.6 0.0 R2+jX2= 0.002 2.193 (0 - *) 104

0-1768 0.015 0.228 0.016 0.231 6.5 -0.6 R2+jX2= 0.015 0.228 (0 - 2 СШ 6,3 КВ) 0-1769 0.015 0.228 0.016 0.231 6.5 -0.6 R2+jX2= 0.015 0.228 (0 - 1 СШ 6,3 КВ) 1768-1769 -0.052 2.559 -0.092 2.396 R2+jX2= -0.052 2.559 (2 СШ 6,3 КВ - 1 СШ 6,3 КВ) ________________________________________________________________________________ 105

ПРИЛОЖЕНИЕ Б 2СШ 0,363+j·1,2 0,137+j·0,463 0,06+j·0,202 0,365+j·1,231 0,141+j·0,477 0,057+j·0,191 1СШ ПС 220 кВ Южная 0,004+ j·0,014 ПС 110 кВ Локомотивная ПС 110 кВ РМЗ 3,141+j ·69,413 ПС 110 кВ АСМ 3,141+j ·69,413 0,025+j·0,011 0,041+j·0,033 0,041+j·0,02 0,041+j·0,033 0,045+j·0,014 0,04+j·0,015 0,097+j·0,031 106 Нов. РУ 6,3 кВ РП-9 3 сек. РП-8 2 сек. 1 сек. 1 сек. 1 сек. 2 сек. 2 сек. 0,001+ j·0,002 j·7,365 j·17,63 j·17,63 j·9,578 j·7,365 j·17,63 j·17,63 j·9,578 j·11,4 j·17,63 j·11,4 j·9,578 j·7,902 j·12,02 j·12,02 j·11,4 j·9,578 j·7,902 5,776 5,667 5,664 5,745 5,776 5,664 5,664 5,745 5,681 5,664 5,681 5,745 5,607 5,722 5,722 5,681 5,745 5,607 j·0,54 j·0,656 0,019+ j·0,01 0,019+ j·0,01 0,006+ j·0,003 0,019+ 0,014+ j·0,01 j·0,007 j·7,365 j·6,726 j·3,175 j·3,175 5,766 6,772 6,705 0,019+j·0,006 0,075+j·0,029 0,019+j·0,006 РП-1 0,042+j·0,022 0,032+j·0,017 Рисунок Б.1 – Расчетная схема защищаемого участка сети 106 j·7,365 5,766 0,006+ j·0,003 0,014+ j·0,007 j·3,175 j·3,175

ПРИЛОЖЕНИЕ В РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОКОГО ЗАМЫКАНИЯ Режимы работы сети 110кВ – Отключение линии 110кВ; Режимы работы сети 6кВ – Все включено; Расчетный вид и место КЗ – трехфазное КЗ на шинах НН. Протокол расчета: ====================== АРМ СРЗА г.Новосибирск ПК БРИЗ ====================== **** П О В Р Е Ж Д Е Н И Я **** 1769 3-трехфазное КЗ (АВС) Р Е З У Л Ь Т А Т Ы Р А С Ч Е Т А ---------------------------------------------------------------------------Суммарные величины в узле КЗ: Uпа=6.4/-0 Z1=0.010+j0.141 Z2=0.010+j0.147 Z0=0.013+j0.213 I1сум 26313 94 I2сум 0 0 3I0сум 0 0 IАсум 26313 94 IВсум 26313 -26 IСсум 26313 -146 IАВсум 45575 124 IВСсум 45575 4 IСАсум 45575 -116 ---------------------------------------------------------------------------1759-1761 IA 923 -87 IB 923 153 IC 923 33 I1 923 -87 I2 0 0 3I0 0 0 UA 64.14 0 UB 64.14 -120 UC 64.14 120 U1 64.14 0 U2 0.00 0 3U0 0.00 0 Режимы работы сети 110кВ – Отключение 2СШ на ПС Южная; Режимы работы сети 6кВ – Сеть 6кВ отключается по автоматики от сети 110кВ по шинам 6кВ; Расчетный вид и место КЗ – двухфазное КЗ на выводах низкой стороны трансформатора. Протокол расчета: ====================== АРМ СРЗА г.Новосибирск ПК БРИЗ ====================== **** П О В Р Е Ж Д Е Н И Я **** 1761 2-двухфазное КЗ (ВС) Р Е З У Л Ь Т А Т Ы Р А С Ч Е Т А ---------------------------------------------------------------------------Суммарные величины в узле КЗ: Uпа=6.5/-1 Z1=0.013+j0.221 Z2=0.013+j0.221 Z0=0.013+j0.219 I1сум 8441 93 I2сум 8441 -87 3I0сум 0 0 IАсум 0 0 IВсум 14621 3 IСсум 14621 -177 IАВсум 14621 -177 IВСсум 29242 3 IСАсум 14621 -177 ---------------------------------------------------------------------------1759-1761 IA 0 0 IB 763 -177 IC 763 3 I1 440 -87 I2 440 93 3I0 0 0 UA 71.65 -1 UB 63.56 -124 UC 64.39 124 U1 66.43 -0 U2 5.24 -5 3U0 0.00 0 1761-1769 IA 0 0 IB 0 0 IC 0 0 I1 0 0 I2 0 0 3I0 0 0 UA 3.74 -1 UB 1.87 179 UC 1.87 179 U1 1.87 -1 U2 1.87 -1 3U0 0.00 0 107

Режимы работы сети 110кВ – Отключение 2СШ на ПС Южная; Режимы работы сети 6кВ – Все включено; Расчетный вид и место КЗ – двухфазное КЗ на шинах Протокол расчета: ====================== АРМ СРЗА г.Новосибирск ПК БРИЗ ====================== **** П О В Р Е Ж Д Е Н И Я **** 1769 2-двухфазное КЗ (ВС) Р Е З У Л Ь Т А Т Ы Р А С Ч Е Т А ---------------------------------------------------------------------------Суммарные величины в узле КЗ: Uпа=6.4/-0 Z1=0.011+j0.145 Z2=0.010+j0.152 Z0=0.013+j0.219 I1сум 12490 94 I2сум 12490 -86 3I0сум 0 0 IАсум 0 0 IВсум 21633 4 IСсум 21633 -176 IАВсум 21633 -176 IВСсум 43267 4 IСАсум 21633 -176 ---------------------------------------------------------------------------1759-1761 IA 14 112 IB 761 -177 IC 765 2 I1 434 -87 I2 447 93 3I0 0 0 UA 71.82 -1 UB 63.62 -124 UC 64.42 124 U1 66.51 -0 U2 5.32 -5 3U0 0.00 0 Режимы работы сети 110кВ – Отключение 2СШ на ПС Южная; Режимы работы сети 6кВ – Все включено; Расчетный вид и место КЗ – двухфазное КЗ на шинах Новой РУ 6,3кВ. Протокол расчета: ====================== АРМ СРЗА г.Новосибирск ПК БРИЗ ====================== **** П О В Р Е Ж Д Е Н И Я **** 3002 2-двухфазное КЗ (ВС) Р Е З У Л Ь Т А Т Ы Р А С Ч Е Т А ---------------------------------------------------------------------------Суммарные величины в узле КЗ: Uпа=6.4/-0 Z1=0.020+j0.156 Z2=0.022+j0.164 Z0=0.000-j-0.000 I1сум 11539 97 I2сум 11540 -83 3I0сум 1 0 IАсум 0 0 IВсум 19987 7 IСсум 19987 -173 IАВсум 19987 -173 IВСсум 39974 7 IСАсум 19987 -173 ---------------------------------------------------------------------------1759-1761 IA 16 104 IB 651 -168 IC 652 11 I1 368 -79 I2 384 101 3I0 0 0 UA 71.84 -1 UB 65.42 -124 UC 64.82 123 U1 67.28 -1 U2 4.57 3 3U0 0.00 0 108

Режимы работы сети 110кВ – Все включено; Режимы работы сети 6кВ – Все включено; Расчетный вид и место КЗ – трехфазное КЗ на шинах Новой РУ 6,3кВ. Протокол расчета: ===================== АРМ СРЗА г.Новосибирск ПК БРИЗ ====================== **** П О В Р Е Ж Д Е Н И Я **** 3002 3-трехфазное КЗ (АВС) Р Е З У Л Ь Т А Т Ы Р А С Ч Е Т А ---------------------------------------------------------------------------Суммарные величины в узле КЗ: Uпа=6.4/-0 Z1=0.020+j0.152 Z2=0.022+j0.160 Z0=0.000-j-0.000 I1сум 24250 97 I2сум 0 0 3I0сум 0 0 IАсум 24250 97 IВсум 24250 -23 IСсум 24251 -143 IАВсум 42003 127 IВСсум 42003 7 IСАсум 42003 -113 ---------------------------------------------------------------------------1759-1761 IA 781 -78 IB 781 162 IC 781 42 I1 781 -78 I2 0 0 3I0 0 0 UA 65.18 -1 UB 65.18 -121 UC 65.18 119 U1 65.18 -1 U2 0.00 0 3U0 0.00 0 1769 UA 0.78 -39 UB 0.78 -159 UC 0.78 81 U1 0.78 -39 U2 0.00 0 3U0 0.00 0 Режимы работы сети 110кВ – Отключение 2СШ на ПС Южная; Режимы работы сети 6кВ – Все включено; Расчетный вид и место КЗ – двухфазное КЗ на шинах Новой РУ 6,3кВ. Протокол расчета: ====================== АРМ СРЗА г.Новосибирск ПК БРИЗ ====================== **** П О В Р Е Ж Д Е Н И Я **** 3002 2-двухфазное КЗ (ВС) Р Е З У Л Ь Т А Т Ы Р А С Ч Е Т А ---------------------------------------------------------------------------Суммарные величины в узле КЗ: Uпа=6.4/-0 Z1=0.020+j0.153 Z2=0.023+j0.160 Z0=0.000-j-0.000 I1сум 11741 98 I2сум 11742 -82 3I0сум 0 0 IАсум 0 0 IВсум 20337 8 IСсум 20337 -172 IАВсум 20338 -172 IВСсум 40674 8 IСАсум 20337 -172 ---------------------------------------------------------------------------1759-1761 IA 17 104 IB 669 -167 IC 670 11 I1 378 -78 I2 395 102 3I0 0 0 UA 71.44 -1 UB 66.42 -123 UC 66.20 122 U1 67.98 -1 U2 3.47 1 3U0 0.00 0 1769 UA 3.79 -0 UB 2.38 -168 UC 1.56 160 U1 2.21 -7 U2 1.61 8 3U0 0.00 0 109

ПРИЛОЖЕНИЕ Г РАСЧЕТ ТОК ОДНОФАЗНОГО КЗ НА ЗЕМЛЮ НА СТОРОНЕ 110КВ ПОДСТАНЦИИ ТЕПЛОВАЯ СТАНЦИЯ Рисунок Г.1 – Расчетная схема однофазного КЗ на землю Протокол расчета: ====================== АРМ СРЗА г.Новосибирск ПК БРИЗ ====================== **** П О В Р Е Ж Д Е Н И Я **** 1758 1-однофазное КЗ (А0) Р Е З У Л Ь Т А Т Ы Р А С Ч Е Т А ---------------------------------------------------------------------------Суммарные величины в узле КЗ: Uпа=123.6/-1 Z1=1.288+j7.666 Z2=1.288+j7.681 Z0=1.611+j8.511 I1сум 2947 99 I2сум 2947 99 3I0сум 8841 99 IАсум 8841 99 IВсум 0 0 IСсум 0 0 IАВсум 8841 99 IВСсум 0 0 IСАсум 8841 -81 ---------------------------------------------------------------------------- 110

Рецензии:

Авторизуйтесь, чтобы добавить рецензию

- у работы пока нет рецензий -

Отзывы:

Авторизуйтесь, чтобы оставить отзыв