Сравнительный анализ защит трансформаторов при техническом перевооружении тепловой станции

Филипп Жабин

Сравнительный анализ защит трансформаторов при техническом перевооружении тепловой станции

Цель работы: Расчет параметров срабатывания защит трансформаторов, установленных на подстанции 110кВ, а также изучение и сравнительный анализ дифференциальной защиты трансформатора различных производителей. Выполнить расчет защитного заземления исследуемой подстанции и оценку экономической эффективности внедрения устройств релейной защиты и автоматики. Надежная и устойчивая работа электроэнергетических систем (ЭЭС) невозможна без наличия качественных устройств релейной защиты (РЗ). Ключевыми звеньями электроэнергетики являются электростанции и подстанции, которые невозможно представить без силовых трансформаторов (СТ). Основной защитой СТ является продольная дифференциальная защита. С развитием энергосистемы повышаются требования к устойчивости ЭЭС, а, следовательно, ужесточаются требования к РЗ. По этой причине идѐт постоянный процесс развития технологии релейной защиты, которая направлена на создание более совершенных защит. Выбор наиболее надежной и чувствительной защиты будет являться актуальной задачей при сооружении новых и техническом перевооружении старых станций.

Энергетика

Дипломы

Вуз: Новосибирский государственный технический университет (НГТУ)

ID: 5f33a639cd3d3e0001b7b322

UUID: 8f798230-bea2-0138-17c0-0242ac180006

Язык: Русский

Опубликовано: больше 4 лет назад

Просмотры: 96

12.12

Филипп Жабин

Новосибирский государственный технический университет (НГТУ)

Комментировать 0

Рецензировать 0

Скачать - 1,9 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 Жабин Филиппа Михайловича _______________________________________________________________________________ (фамилия, имя, отчество студента – автора работы) Сравнительный анализ защит трансформаторов при техническом перевооружении _______________________________________________________________________________ (тема работы) тепловой станции _______________________________________________________________________________ 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 Ф.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 Филиппу Михайловичу студенту _________________________________________________________________ (фамилия, имя, отчество) 13.03.02 – Электроэнергетика и электротехника Направление подготовки ____________________________________________________ (код и наименование направления подготовки бакалавра) __________________________________________________________________________ Факультет энергетики __________________________________________________________________________ (полное название факультета) Сравнительный анализ защит трансформаторов при техническом Тема _____________________________________________________________________ (полное название темы выпускной квалификационной работы бакалавра) перевооружении тепловой станции __________________________________________________________________________ Расчет параметров срабатывания защит Исходные данные (или цель работы) __________________________________________ трансформаторов ТДНГУ-20000/110/6, установленных на подстанции 110кВ, а __________________________________________________________________________ также изучение и сравнительный анализ дифференциальной защиты __________________________________________________________________________ трансформатора различных производителей __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ Структурные части работы __________________________________________________ 1. Исходные данные 2. Расчет параметров схемы замещения __________________________________________________________________________ __________________________________________________________________________ 3. Описание состава защит и методика расчета __________________________________________________________________________ 4. Дифференциальная токовая защита трансформатора __________________________________________________________________________ 5. Расчет параметров срабатывания __________________________________________________________________________ 6. Охрана труда __________________________________________________________________________ 7. Экономическая часть

___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ ___________________________________________________________________________ Задание согласовано и принято к исполнению. Руководитель от НГТУ Студент Фролова Е.И. ______________________________________ (фамилия, имя, отчество) Жабин Ф.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 «____» марта 202__г. 05 ___________ изменена приказом по НГТУ № _________ от «____» ___________ 202__ 0 г. 7 7 ВКР сдана в ГЭК № _______, 28.1 тема сверена с данными приказа ___________________________________________________ (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 ОПИСАНИЕ СОСТАВА ЗАЩИТ И МЕТОДИКА РАСЧЕТА ..................... 22 3.1 Общие положения ........................................................................................... 22 3.2 Методика расчетов параметров срабатывания устройств РЗ ..................... 23 3.2.1 Продольная дифференциальная токовая защита (ДЗТ) ........................... 23 3.2.2 Газовая защита трансформатора и его устройства РПН .......................... 26 3.2.3 Максимальные токовые защиты с комбинированным пуском по напряжению ........................................................................................................... 27 3.2.4 Защита от перегрузки................................................................................... 31 3.2.5 Устройство резервирования при отказе выключателя ............................. 32 3.2.6 Логическая защита шин ............................................................................... 32 4 ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНАЯ ТОКОВАЯ ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ . 33 4.1 Общие положения ........................................................................................... 33 4.2 ДЗТ шкафа ШЭ2607 041 производства компании НПП «ЭКРА».............. 33 4.3 ДЗТ устройства Sepam T87 производства компании «Schneider Electric» 34 4.4 ДЗТ устройства SIPROTEC: 7UT6 производства компании «Siemens AG» ................................................................................................................................. 38 4.5 ДЗТ с реле типа РНТ-565............................................................................... 43 4.6 Сравнительный анализ методик ДЗТ ............................................................ 47 4.7 Сравнение микропроцессорных устройств релейной защиты по чувствительности к внутренним КЗ .................................................................... 50 5 РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ СРАБАТЫВАНИЯ ................................................ 57 5.1 Расчет параметров срабатывания защит трансформатора на базе шкафа ШЭ2607 041 ........................................................................................................... 57 4

5.2 Расчет параметров срабатывания дифференциальной токовой защиты трансформатора различных производителей ..................................................... 62 6 ОХРАНА ТРУДА ............................................................................................... 76 6.1 Общие положения ........................................................................................... 76 6.2 Защитное заземление подстанции ПС 110/6кВ............................................ 76 6.2.1 Исходные данные ......................................................................................... 76 6.2.2 Расчет защитного заземления ..................................................................... 77 6.3 Меры безопасности при работе с устройствами релейной защиты ........... 82 7 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ............................................................................ 85 7.1 Общие положения ........................................................................................... 85 7.2 Оценка экономической эффективности устройств релейной защиты и автоматики (РЗиА) ................................................................................................ 85 7.3 Расчет оценки экономической эффективности устройств релейной защиты и автоматики ............................................................................................ 87 ЗАКЛЮЧЕНИЕ ..................................................................................................... 90 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАНННЫХ ИСТОЧНИКОВ......................................... 92 ПРИЛОЖЕНИЕ А ................................................................................................. 94 ПРИЛОЖЕНИЕ Б .................................................................................................. 96 ПРИЛОЖЕНИЕ В ................................................................................................. 97 ПРИЛОЖЕНИЕ Г ................................................................................................ 100 5

ВВЕДЕНИЕ Электроэнергетическая система – это сложная многозвенная система, предназначенная для производства, передачи и потребления электрической энергии. Ключевыми звеньями электроэнергетики являются электростанции и трансформаторные подстанции. В процессе их эксплуатации могут возникать различного рода повреждения и аварии, приводящие к выходу из строя оборудования и нарушению электроснабжения потребителей. Поэтому чтобы обеспечить бесперебойную работу системы необходимо организовать ее защиту. Релейная защита (РЗ) призвана обеспечить такую защиту. С помощью устройств РЗ происходит выявление поверженного участка сети, и быстрое его отключение от неповрежденной части с помощью выключателей. Согласно ПУЭ к релейной защите предъявляется ряд требований: селективность, быстродействие, чувствительность, надѐжность. С развитием энергетики повышаются требования к устойчивости электроэнергетических систем, а, следовательно, ужесточаются требования к РЗ. По этой причине идѐт постоянный процесс развития технологии релейной защиты, которая направлена на создание более совершенных защит. Целью данной работы является расчет параметров срабатывания защит трансформаторов ТДНГУ-20000/110/6, установленных на подстанции (ПС) 110кВ. Особенностью данной ПС является, что на низкой стороне установлен генератор. В качестве основной защиты трансформатора применяется продольная дифференциальная защита, обладающая абсолютной селективностью. Так же в цели работы входит изучение и сравнительный анализ дифференциальной защиты трансформатора от различных производителей. Схема замещения рассматриваемого участка и расчет токов КЗ в характерных режимах работы сети выполнены в программном комплексе АРМ СРЗА. 6

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 (сверхпереходный ток). Для расчета несимметричных токов КЗ используется метод симметричных составляющих. 7

1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ Принципиальная схема рассматриваемого участка Новосибирской энергосистемы представлена на рисунке 1.1. Питание ПС 110кВ осуществляется от двухцепной ЛЭП-110кВ. На ПС установлены два трансформатора мощностью 20кВА каждый, напряжением 110/6кВ. Низкая сторона трансформаторов имеет связь с РП-1, РП-8, РП-9 и РУ 6,3кВ посредством кабельных линий. На РУ 6,3кВ установлен генератор ТГП-6,36000-2УЗ. Рисунок 1.1 – Схема подстанции 110кВ в пределах первого пояса Значения эквивалентных реактансов питающей рассматриваемого участка сети представлены в приложении А. Параметры линий 110кВ представлены в таблице 1.1. 8 системы

Таблица 1.1 – Параметры линий 110кВ 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 представлены в таблице 1.2. Таблица 1.2 – Параметры трансформаторов Т-1 и Т-2 Тип Мощность ( ), МВА ТДНГУ20000/110/6 20 Напряжение ( кВ ), ,% 10,5 , кВт 95 Параметры генератора 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 Статическая перегружаемость, не менее 1,86 Коэффициент мощности 0,8 9

Наименование параметра Значение параметра 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 ПС 110кВ представлены в таблице 1.5. Технические данные двигателей представлены в таблице 1.6. Таблица 1.5 – Перечень электродвигателей 6кВ, установленных на механизмах ПС 110кВ Марка электродвигателя РП-8 РУ 6кВ I секция №п/п Мощность кВт Обороты об/мин Место присоединения 750 Сетевой насос №4 Питательный насос №1 Дымосос К-1 яч.№11 250 750 Дымосос К-2 яч. №13 400 750 Мельница 1 «А» яч. №17 1 4А-450У-6У3 800 1000 2 А4-400Х-4У3 500 1500 3 ДА304-450УК-8У1 400 4 ДА304-400У-8У1 5 ДА304-450УК-8У1 Итого: Место установки 2350 10 яч. №1 яч. №9

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

Таблица 1.6 – Технические данные двигателей 6кВ ДА304-450-10У Мощность двигателя, кВт 250 Обороты, об/мин 600 0,78 КП , о.е. 6 2 ДА304-400У-8У1 250 750 0,79 6 93,0 3 ДА304-450УК-8У1 400 750 0,81 6 93,8 4 500 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 5 cosφ η, % 92,5 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. Таблица 1.8 – Параметры кабельных линий 6кВ от яч.33 ПС до РП-8 яч.24 ввод 2 Длина, м 420 390 390 390 Число и сечение жил, мм2 АСБ-6-3х150 АСБ-6-3х150 ААШв-6 -3х185 2АСБ-6-3х150 от яч.19 ПС до РП-9 яч.17 ввод 1 280 АСБ-6-3х240 № Наименование кабельной линии 1 2 3 4 от яч.35 ПС до РП-1 яч.4 ввод 2 5 от яч.6 ПС до РП-8 яч.7 ввод 1 12

от яч.12 ПС до РУ 6,3кВ яч.5 ввод 1 Длина, м 280 280 420 Число и сечение жил, мм2 АСБ-6-3х150 АСБ-6-3х240 ВВГнг(А)-6-3х240 от яч.23 ПС до РУ 6,3кВ ч.18 ввод 2 420 ВВГнг(А)-6-3х240 № Наименование кабельной линии 6 7 8 от яч.17 ПС до РП-9 яч.18 ввод 2 9 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 В качестве расчетных режимов для определения параметров срабатывания защит и оценки их чувствительности будут рассмотрены следующие режимы работы рассматриваемого участка сети: Таблица 1.10 – Режимы работы рассматриваемого участка сети № режима Условия Режимы работы сети 110кВ 1 Максимальный режим (все включено) 13

№ режима 2 3 4 Условия Отключение питающей линии 1 цепь (или 2 цепь) Отключение линии 220кВ с максимальной подпиткой Отключение 2СШ на ПС Режимы работы сети 6кВ 1 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 Сопротивление воздушных и кабельных линий определяются по формуле: ( где ) – удельное активное сопротивление прямой последовательности, Ом/км; – удельное индуктивное сопротивление прямой последовательности, Ом/км; – длина линии, км. Результаты расчетов сопротивлений воздушных и кабельных линий сведены в таблицу 2.1, 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 4 0,12 0,405 0,31 1,354 3 0,363 + j·1,215 0,951 + j·3,974 15 zл, Ом zл0, Ом

№ rуд, Ом/км xуд, Ом/км rуд0, Ом/км xуд0, Ом/км l, км 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 0,09 + j·0,029 3 0,182 0,074 0,39 0,071 + j·0,029 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 15 0,158 0,079 0,09 0,0142 + j·0,0071 16 0,158 0,079 0,04 0,0063 + j·0,0032 16

№ rуд, Ом/км xуд, Ом/км l, км zл, Ом 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 Сопротивление силовых трансформаторов определяется по формуле: √ где – напряжение короткого замыкания трансформатора, %; – номинальная мощность трансформатора, МВА; – номинальное напряжение соответствующей обмотки трансформатора, кВ; – мощность короткого замыкания, МВт. Произведем 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 рассматриваемого участка сети 18 Zкл12 Zкл13 Zкл14 Zкл18 Zкл15 Zкл16 Zкл17 X"дв6 X"дв7 Xтсн X"дв6 Xтсн Xтсн Xтсн Едв6 Едв7 Едв6

Сопротивление генератора рассчитывается по формуле: где – номинальное синхронное сверхпереходное сопротивление по продольной оси, о.е; – номинальное сопротивление обратной последовательности, о.е; – номинальное напряжение, кВ; – номинальная полная мощность, МВА. Произведем расчет: ЭДС генератора определяется по формуле: 𝐸 где 𝐼 √( 𝑠𝑖𝑛𝜑) 𝐼 (𝐼 𝑐𝑜𝑠𝜑) – номинальный ток статора генератора, кА. Произведем расчет: 𝐸 √( ) ( ) Сопротивление трансформаторов собственных нужд рассчитывается по формуле: где – напряжение короткого замыкания трансформатора, %; – номинальная мощность трансформатора, МВА; – номинальное напряжение обмотки трансформатора, кВ. 19

Произведем расчет: Сопротивление двигателя рассчитывается по формуле: 𝐼 √ где – номинальное напряжение; – кратность пускового тока двигателя; 𝐼 – номинальный ток двигателя, кА, рассчитывается: 𝐼 𝑐𝑜𝑠𝜑 √ ЭДС двигателя: 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 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 20 Едв, кВ

Расчетная схема защищаемого участка сети с указанием значений сопротивлений и ЭДС элементов схемы замещения представлена в приложении Б. 21

3 ОПИСАНИЕ 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 [3,4] на трансформаторах должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы: 1) междуфазных коротких замыканий в обмотках и на выводах; 2) однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах; 3) витковых замыканий в обмотках; 4) сверхтоков в обмотках, обусловленных внешними короткими замыканиями; 5) понижения уровня масла; 6) сверхтоков перегрузки. В рамках этой работы для защиты трансформаторов будут рассмотрены следующие виды защит: 1) Газовые защиты трансформатора и его устройства РПН; 2) Продольная дифференциальная токовая защита; 3) Максимальная токовая защита (МТЗ) ВН и НН с пуском по напряжению; 4) Устройство резервирования при отказе выключателя (УРОВ); 5) Защита от перегрузки (ЗП). Защита трансформаторов реализована на базе шкафа типа ШЭ2607 041 производства ООО НПП “ЭКРА”. Данный шкаф состоит из двух комплектов. 22

Первый комплект реализует следующие функции защит: - дифференциальная токовая защита; - МТЗ со всех сторон; - токовая защита нулевой последовательности со стороны высокого напряжения; - защита от перегрузки со всех сторон; - устройства резервирования при отказе выключателя со стороны - токовое реле для пуска автоматики охлаждения; - реле тока для блокировки устройства РПН при перегрузке; - реле максимального напряжения сторон СН, НН1 и НН2, ВН; реагирующие на повышение напряжения обратной последовательности для пуска по напряжению МТЗ СН, МТЗ НН1, МТЗ НН2; - реле минимального напряжения сторон СН, НН1 и НН2, реагирующие на понижение междуфазного напряжения для блокировки РПН. Кроме этого первый комплект получает сигналы от газовой защиты трансформатора, газовой защиты устройства РПН трансформатора, датчиков понижения и повышения уровня масла, неисправности цепей охлаждения. При приеме сигналов от отключающих ступеней газовых защит трансформатора и устройства РПН второй комплект действует на отключение через две группы отключающих реле. 3.2 Методика расчетов параметров срабатывания устройств РЗ Для описании методики расчетов параметров срабатывания были использованы методические указания [5]. 3.2.1 Продольная дифференциальная токовая защита (ДЗТ) Назначение: предназначена для защиты от внутренних замыканий и от повреждений на выводах. 23

Дифференциальная токовая защита трансформатора содержит дифференциальную защиту с торможением и дифференциальную отсечку. Минимальный ток срабатывания ДЗТ выбирается по условию отстройки от тока небаланса в расчетном режиме и не должен приниматься менее 0,2: 𝐼 𝐼 где – коэффициент отстройки; 𝐼 – относительный ток небаланса в переходном режиме работы защищаемого трансформатора при малых сквозных токах, определяемый по формуле: 𝐼 Где 𝜀 𝑓 𝑓 – коэффициент однотипности ТТ; – коэффициент, учитывающий переходный процесс; 𝜀 – относительная полная погрешность ТТ; – относительная погрешность, обусловленная наличием РПН; 𝑓 – относительная погрешность выравнивания токов плеч; 𝑓 – относительная погрешность выравнивания внешнего трансформатора. Ток начала торможения ДЗТ 𝐼 от 𝐼 задается в диапазоне от 0,60 до 1,00 . По рекомендациям фирмы изготовителя следует принять его равным 1,0 о.е. Ток торможения блокировки ДЗТ выбирается по условию отстройки от максимально возможного сквозного тока нагрузки защищаемого предельную нагрузочную трансформатора и определяется по выражению: 𝐼 где 𝐼 – коэффициент отстройки; – коэффициент, определяющий способность трансформатора; 24

– относительный номинальный ток. 𝐼 Коэффициент торможения – это отношение приращения дифференциального тока к приращению тормозного тока. Он определяет отстройку ДЗТ от внешних коротких замыканий. Значение коэффициента торможения рассчитывается по выражению: 𝐼 𝐼 где 𝐼 𝐼 𝐼 – расчетный ток небаланса, вызванный протеканием по защищаемому силовому трансформатору сквозного тока и рассчитываемый по выражению: 𝐼 где 𝐼 𝐼 ( 𝜀 𝑓 𝑓 ) 𝐼 – ток внешнего короткого замыкания; (𝐼 √𝐼 – ток торможения в режиме протекания по 𝐼 ) 𝑐𝑜𝑠 трансформатору максимальных сквозных токов; где – угол между вектором токов плеч защиты. Блокировка по второй гармонике. Для защит трансформаторов следует принимать: 𝐼 Ток срабатывания дифференциальной отсечки выбирается от намагничивания по следующим условиям: по - отстройке трансформатора 𝐼 тока силового ; по отстройке от максимального тока небаланса: 𝐼 где 𝐼 броска 𝐼 ( 𝜀 𝑓 𝑓 ) – максимальный ток внешнего короткого замыкания. Коэффициент чувствительности определяется по выражению: 25

𝐼 𝐼 где 𝐼 – относительный минимальный ток двухфазного короткого замыкания на выводах низкой стороны трансформатора; 𝐼 – ток срабатывания защиты. Согласно ПУЭ [3] значение коэффициента чувствительности должно быть не меньше 2. 3.2.2 Газовая защита трансформатора и его устройства РПН Назначение: предназначены для защиты от внутренних повреждений (замыканий внутри кожуха трансформатора, резкого понижения уровня масла). Защита выполняется с помощью газовых реле, которые устанавливаются в трубопровод, находящийся между расширителем и баком трансформатора. При внутреннем замыкании под действием нагрева происходит разложение масла и образование пузырьков газа, которые начинают скапливаться в верхней части газового реле, вытесняя из него масло, что приводит к срабатыванию реле. Если процесс газообразования протекает не интенсивно, то реле действует на сигнал (сигнальная ступень), если же газообразования интенсивное – на отключение (отключающая ступень). При нормальной работе процесс коммутации устройства РПН сопровождается незначительным газообразованием. Поэтому для его защиты использовать обычные газовые реле невозможно. С целью защиты устройств РПН применяют струйные реле, реагирующие на поток масла и действующие на отключение трансформатора. В шкафах ШЭ2607 041 осуществляется прием сигналов от: - сигнальной и отключающей ступеней газовой защиты трансформатора (ГЗТ); - газовой защиты устройства РПН трансформатора (ГЗ РПН). 26

3.2.3 Максимальные токовые защиты с комбинированным пуском по напряжению Назначение: МТЗ ВН предназначена для отключения трансформатора при отказе его основной защиты и резервирования отключения КЗ на шинах низкого напряжения. МТЗ НН предназначена для отключения трансформатора при КЗ на шинах НН и для резервирования защит смежных элементов. Параметры срабатывания для всех сторон определяются одинаково. Первичный ток срабатывания МТЗ выбирается по следующим условиям: а) по отстройке от максимального тока нагрузки с учетом самозапуска двигателей: 𝐼 где 𝐼 – коэффициент отстройки; – коэффициент возврата; – коэффициент, учитывающий увеличение тока в условиях самозапуска заторможенных двигателей нагрузки; – максимальный рабочий ток в месте установки защиты. 𝐼 б) по согласованию с защитами отходящих элементов сети. - согласование с МТЗ: 𝐼 где 𝐼 – коэффициент отстройки; – коэффициент токораспределения; – ток срабатывания МТЗ смежного элемента, с защитой которого 𝐼 выполняется согласование. - согласование с дистанционной защитой: 27

𝐼 √ где ( ) – номинальное напряжение трансформатора; – сопротивление срабатывания защиты смежного элемента, с которым идет согласование; – результирующее сопротивление до места установки токовой; – сопротивление от места установки рассматриваемой токовой защиты до места установки защиты смежного элемента; – коэффициенты токораспределения. Для дальнейших расчетов в качестве тока срабатывания следует принимать наибольшее значение из полученных. Затем производится проверка коэффициента чувствительности при междуфазном КЗ за трансформатором в минимальном режиме, по выражению: 𝐼 𝐼 где 𝐼 – ток в месте установки защиты, приведенный к вторичным величинам; 𝐼 – уставка тока срабатывания МТЗ; При выполнении функций основной защиты коэффициент чувствительности должен быть не ниже 1,5, и не менее 1,2 при КЗ в конце зоны резервирования. Если чувствительность оказывается недостаточной, то есть необходимость использования комбинированного пуска по напряжению. Первичный ток срабатывания МТЗ с комбинированным пуском по напряжению выбирается по следующим условиям: а) по отстройке от максимального тока нагрузки с учетом самозапуска двигателей: 28

𝐼 𝐼 б) по согласованию с защитами отходящих элементов сети. - согласование с МТЗ: 𝐼 - 𝐼 согласование с дистанционной защитой: 𝐼 √ ( ) Ток срабатывания принимается равным наибольшему значению из полученных. Затем также проверяют чувствительность. Выбор параметра срабатывания минимального измерительнго органа напряжения осуществляют по следующим условиям: а) исходя из обеспечения возврата реле после отключения внешнего КЗ: где – коэффициент отстройки; – коэффициент возврата; – междуфазное напряжение в месте установки защиты в условиях самозапуска после отключения внешнего КЗ; б) исходя из отстройки от напряжения самозапуска при включении от АПВ или АВР заторможенных двигателей нагрузки: где – коэффициент отстройки; – междуфазное напряжения в месте установки защиты в условиях самозапуска заторможенных двигателей при включении их от АПВ или АВР. 29

Наименьшее значение из полученных принимается в качестве напряжение срабатывания. Затем проверяют чувствительность минимального измерительного органа напряжения, по выражению: где – принятое значение параметра срабатывания минимального ИО напряжения; – междуфазное напряжение в месте установки ТН металлическом междуфазном КЗ в расчетной точке в при режиме, обуславливающем наибольшее значение этого напряжения, приведенное ко вторичным величинам. Параметра срабатывания реле напряжения обратной последовательности выбирается по условию отстройки от напряжения в нагрузочном режиме. Рекомендуют принимать: ( где ) – номинальное напряжение защищаемого трансформатора; Чувствительность органа напряжения обратной последовательности проверяют по выражению где – параметр срабатывания измерительного органа напряжения обратной последовательности; – минимальное междуфазное напряжение обратной последовательности, в месте установки ТН при металлическом междуфазном КЗ в расчетной точке. 30

Выдержка времени должна быть согласована с последними, наиболее чувствительными ступенями защит смежных элементов. Расчет выполняется по выражению: где – время срабатывания наиболее чувствительных ступеней смежных защит; – ступень селективности. 3.2.4 Защита от перегрузки Назначение: предназначена для защиты трансформатора от длительных перегрузок. Защита трансформаторах с действует на двусторонним сигнал. питанием На защиту двухобмоточных от перегрузки необходимо устанавливать на обеих сторонах. Расчет параметров срабатывания производится одинаково для всех сторон. Ток срабатывания ИО максимального фазного тока отстраивают от номинального тока обмотки защищаемого трансформатора: 𝐼 где 𝐼 𝐼 – номинальный ток стороны трансформатора, где установлена защита; – коэффициент отстройки ЗП; – коэффициент возврата; – коэффициент трансформации ТТ. Выбор времени срабатывания защиты от перегрузки производится по условию отстройки от режимов кратковременных перегрузок. Можно принять без расчета из диапазона от 9,0 до 10,0с. 31

3.2.5 Устройство резервирования при отказе выключателя Назначение: предназначена для отключения трансформатора выключателями смежных элементов в случае отказа его выключателя. Ток срабатывания УРОВ выбирается по условию обеспечения чувствительности и по возможности минимальным. Рекомендуется: 𝐼 где 𝐼 ( ) 𝐼 – номинальный ток стороны, на которой установлено УРОВ. Выдержка времени УРОВ должна быть отстроена от времени отключения исправного выключателя с учетом времени возврата устройства и необходимого запаса, по выражению: где – максимальное время возврата УРОВ; – время отключения выключателя; – время запаса. 3.2.6 Логическая защита шин Назначение: обеспечивает защиту шин. Работает когда срабатывает МТЗ, соответствующей секции шин, а также при отсутствии срабатывания токовых защит на присоединениях, отходящих от этой секции шин. Выдержки времени принимаются в диапазоне от 0,05с до 27.00с. 32

4 ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНАЯ ТОКОВАЯ ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ 4.1 Общие положения Продольная дифференциальная токовая защита трансформатора (ДЗТ) предназначена для отключения повреждений (любых видов КЗ) на всем защищаемом участке без выдержки времени. Принцип ее действия основан на сравнении токов сторон трансформатора. Преимуществами данной защиты является высокая чувствительность, быстродействие, абсолютная селективность. На сегодняшний день в качестве дифференциальной защиты трансформатора в большинстве случаев используют микропроцессорные устройства релейной защиты (МУРЗ), обеспечивающие безотказность защиты в 99,2% случаев. В данных защитах выравнивание вторичных токов выполняется программно. В данной работе рассматриваются дифференциальные защиты трансформаторов следующих производителей: - ООО НПП «ЭКРА»; - Schneider Electric; - Siemens AG; - и дифференциальная токовая защита трансформатора на электромеханическом реле типа РНТ-565. 4.2 ДЗТ шкафа ШЭ2607 041 производства компании НПП «ЭКРА» Данная защита содержит дифференциальную защиту с торможением и блокировкой по второй гармонике и дифференциальную отсечку. Характеристика срабатывания дифференциальной защиты с торможением приведена на рисунке 4.1. 33

IДИФ Зона срабатывания ДТО IОТС Зона срабатывания ДЗТ Зона не срабатывания защиты φ IД.О IТ.О IТОРМ IТ.БЛ Рисунок 4.1 – Характеристика срабатывания ДЗТ шкафа ШЭ2607 041 Тормозная характеристика состоит из двух участков: - горизонтального – от 0 до тормозного тока, который равен току начала торможения. На данном участке защита сработает при превышению тока срабатывания IД.0; - наклонного – до тормозного тока, который равен току торможения блокировки. Данный участок имеет наклон с коэффициентом торможения KТ = tgφ. Расчет параметров срабатывания ДЗТ Т приведен в п. 3.2.1 настоящей работы. 4.3 ДЗТ устройства Sepam T87 производства компании «Schneider Electric» Дифференциальная защита устройства Sepam Т87 выполнена пофазной. Она чувствительную дифференциальную защиту с процентной тормозной характеристикой и блокировками по второй и пятой гармоникам, а также содержит дифференциальную отсечку. Характеристика срабатывания дифференциальной защиты с торможением приведена на рисунке 4.2. 34

IДИФ Зона срабатывания ДТО КТ2 IОТС Зона срабатывания ДЗТ КТ1 Зона не срабатывания защиты IД.О IТИК IТОРМ Рисунок 4.2 – Характеристика срабатывания ДЗТ устройства Sepam T87 Тормозная характеристика имеет три участка: - горизонтальный – срабатывание защиты определяется параметром срабатывания IД.0 - первый наклонный – до тормозного тока, равного точке изменения крутизны. Данный участок имеет наклон с коэффициентом торможения KТ1; - второй наклонный – до максимально возможного значения тормозного тока. Данный участок имеет наклон с коэффициентом торможения KТ2. Помимо традиционной тормозной характеристики фирма Schneider Electric предлагает новое направление в создании цифровых реле – это самоадаптирующееся торможение на основе искусственной нейронной сети. В случае применения самоадаптирующегося торможения необходимо задать только тормозную характеристику, причем, только горизонтальную часть и первую наклонную часть. Все остальные характеристики не устанавливаются. Единственное ограничение, вводимое фирмой, применение искусственной нейронной схемы возможно на тех трансформаторах, для которых амплитудное значение броска тока намагничивания не превышает 8 35

кратного действующего значения номинального тока силового трансформатора. Расчет параметров срабатывания ДЗТ осуществлен по методике, описанной в [6-7]. Проверка возможности использования самоадаптирующегося торможения осуществляется по формуле: 𝐼 где 𝐼 𝐼 – номинальный ток трансформатора; – амплитудное значение броска тока намагничивания, определяемое 𝐼 по формуле: где ( √ 𝐼 √ ( 𝐾 ) ) – номинальное напряжение трансформатора; – относительное смещение оси синусоиды потокосцепления по отношению к точке перегиба характеристики намагничивания; – индуктивное сопротивление прямой последовательности до вводов трансформатора; – относительное индуктивное сопротивление трансформатора, приведенное к стороне подачи напряжения при включении; – базовое сопротивление. Минимальный ток срабатывания ДЗТ выбирается по условию отстройки от тока небаланса: 𝐼 где 𝐼 – коэффициент, учитывающий погрешности реле, ошибки расчетов, запас; 𝐼 – относительный ток небаланса, определяется по выражению: 𝐼 𝜀 36 𝑓

где – коэффициент однотипности ТТ; – коэффициент, учитывающий переходный режим; 𝜀 – относительная погрешность ТТ; – относительная величина напряжения диапазона РПН; 𝑓 – погрешность выравнивания, погрешность преобразования АЦП и т.п. Уставка крутизны первого наклонного участка тормозной характеристики определяется по выражению: 𝐼 ( 𝐼 𝜀 𝑓) Точка изменения крутизны (ТИК) тормозной характеристики по рекомендациям фирмы изготовителя определяется по формуле: 𝐼 где 𝐼 ( ) 𝐼 – минимальное относительное значение броска тока намагничивания; – выбранный коэффициент торможения первого наклонного участка характеристики. По рекомендации фирмы Schneider Electric уставка крутизны второго наклонного участка тормозной характеристики принимается равной: Ток срабатывания дифференциальной отсечки выбирается из двух условий: - отстройка от броска тока намагничивания (БТН): 𝐼 где 𝐼 𝐼 – коэффициент отстройки; – максимальное относительное значение БТН; 37

- отстройки от максимального тока небаланса в режиме внешнего короткого замыкания: 𝐼 где 𝐼 – коэффициент отстройки; – коэффициент небаланса; 𝐼 – максимальный ток внешнего КЗ. Фирма изготовитель советует уставки блокировок по второй и пятой гармоникам принять равными: 𝐼 𝐼 Коэффициент чувствительности определяется по выражению: 𝐼 𝐼 где 𝐼 – относительный минимальный ток двухфазного короткого замыкания на выводах низкой стороны трансформатора; 𝐼 – ток срабатывания защиты. Согласно ПУЭ [3] значение коэффициента чувствительности должно быть не меньше 2. 4.4 ДЗТ устройства SIPROTEC: 7UT6 производства компании «Siemens AG» Дифференциальная предназначена для защита защиты устройства силовых SIPROTEC: трансформаторов, 7UT6 генераторов, двигателей, коротких линий. Большое число настраиваемых параметров позволяет максимально адаптировать устройство к защищаемому объекту. Данная защита включает в себя дифференциальную защиту с торможением и дифференциальную отсечку. Характеристика срабатывания дифференциальной защиты с торможением приведена на рисунке 4.3. 38

Зона срабатывания ДТО IДИФ КТ2 Iдиф>> КТ1 Зона срабатывания ДЗТ Зона не срабатывания защиты Iдиф> Iнач.торм1 Iнач.торм2 Iб.1 Iдоп.торм Iб.2 IТОРМ Рисунок 4.3 – Характеристика срабатывания ДЗТ устройства SIPROTEC: 7UT6 Тормозная характеристика имеет три участка: горизонтальный – от 0 до тормозного тока, который равен - . На этом участке торможение отсутствует, срабатывание защиты 𝐼 определяется уставкой 𝐼 первый наклонный – до тормозного тока, который равен 𝐼 ; . Участок учитывает увеличение погрешности измерения, пропорционально току КЗ основных или промежуточных ТТ защиты в пределах допустимой величины (0,1) для ТТ, а также погрешности измерения токов внешних КЗ, вызванные действием РПН трансформатора; - второй наклонный – обеспечивает дополнительное торможение при больших токах внешнего КЗ, которые могут вызвать насыщение ТТ и увеличение погрешности измерения ТТ. Расчет параметров срабатывания ДЗТ представлен в соответствии с методикой, описанной в [8-9]. 39

Минимальный ток срабатывания ДЗТ выбирается по условию отстройки от тока небаланса в нормальном режиме работы трансформатора: 𝐼 где 𝐼 – коэффициент отстройки; – относительный ток небаланса в режиме начала торможения, 𝐼 определяемый по формуле: 𝐼 где 𝜀 𝑓 – коэффициент однотипности ТТ; 𝜀 – полная погрешность измерительных ТТ; – относительная величина напряжения диапазона РПН; 𝑓 – погрешность промежуточных ТТ и преобразования АЦП. Определение наклона первого участка характеристики срабатывания. Начало наклонного участка характеристики срабатывания определяет ток базовой точки 1 характеристики торможения. Согласно рекомендациям изготовителя: 𝐼 Тогда наклона первого участка: ( 𝜀 𝜀 где 𝑓 ) 𝑓 – коэффициент отстройки; – коэффициент, учитывающий увеличение тока в переходном режиме внешнего КЗ; 𝜀 – полная погрешность измерительных ТТ; – относительная величина напряжения диапазона РПН; 𝑓 – погрешность промежуточных ТТ и преобразования АЦП. Ток начала торможения определяется по формуле: 40

𝐼 𝐼 где 𝐼 – принятая уставка минимального тока срабатывания ДЗТ; – коэффициент торможения первого наклонного участка. Параметры срабатывания второго участка характеристики торможения согласно рекомендациям изготовителя могут приниматься без расчетов. Наклон второго участка: Ток начала торможения второго участка характеристики срабатывания: 𝐼 Уставка начальной точки характеристики определяется по формуле: 𝐼 где 𝐼 𝐼 𝐼 определяется как: 𝐼 (𝐼 𝐼 ) Ток срабатывания дифференциальной отсечки выбирается по двум условиям: - отстройка от броска тока намагничивания 𝐼 - отстройка от максимального сквозного тока КЗ на стороне (шинах) СН или НН трансформатора, которая определяется границей защищаемой зоны: 𝐼 где – напряжение короткого замыкания трансформатора. Принимается максимальное расчетное значение 𝐼 41 .

Для ДЗТ с большими сквозными токами при внешних повреждениях рационально использовать дополнительное динамическое торможение. Уставка дополнительного торможения по току согласно рекомендациям изготовителя принимается: 𝐼 Угол наклона характеристики принимается, как у первого наклонного участка характеристики срабатывания. Уставка длительности дополнительного торможения: где – максимальная выдержка времени защиты смежных присоединений; – максимальное время отключения выключателя. Гармоническое торможение. Уставки по второй и пятой гармоник задаются фирмой изготовителем: 𝐼 𝐼 Коэффициент чувствительности определяется по выражению: 𝐼 𝐼 где 𝐼 – относительный минимальный ток двухфазного короткого замыкания на выводах низкой стороны трансформатора. 𝐼 – ток срабатывания защиты. Согласно ПУЭ [3] значение коэффициента чувствительности должно быть не меньше 2. 42

4.5 ДЗТ с реле типа РНТ-565 Защита, выполненная с реле типа РНТ-565, предназначена для защиты двух- и трехобмоточных трансформаторов. В соответствии с [4] применять ДЗТ с реле серии РНТ-560 на проектируемых подстанциях не рекомендуется, потому что на трансформаторах с РПН такие защиты чаще всего не удовлетворяют требованиям чувствительности. Однако данные указания не запрещают использовать эти защиты в отдельных случаях (например, для защиты двухобмоточных трансформаторов мощностью менее 25 МВА). Методика расчета параметров срабатывания ДЗТ представлена в соответствии с [4 и 10]. Выполняется расчет первичных токов для всех сторон защищаемого трансформатора в номинальном режиме работы. Исходя из коэффициентов трансформации и схемы соединения трансформаторов тока определяются вторичные токи в плечах защиты,. Выбирается предварительное значение первичного тока срабатывания защиты по двум условиям: - отстройка от броска тока намагничивания 𝐼 где 𝐼 – коэффициент выгодности; – коэффициент надежности; 𝐼 – номинальный ток трансформатора; - отстройка от максимального тока небаланса в режиме внешнего короткого замыкания: 𝐼 где 𝐼 𝐼 – коэффициент отстройки; – расчетный ток небаланса, вычисляемый по формуле: 43

𝐼 где 𝐼 |𝐼 | |𝐼 | – ток небаланса, вызванный погрешностью трансформаторов тока; – 𝐼 ток небаланса, вызванный регулированием напряжения защищаемого трансформатора. Слагаемые тока небаланса определяются по выражениям: 𝐼 где 𝜀 𝐼 – коэффициент, учитывающий переходный режим; – коэффициент однотипности ТТ; 𝜀 – относительная погрешность ТТ; – периодическая составляющая максимального тока внешнего КЗ. 𝐼 𝐼 где 𝐼 – относительная погрешность, обусловленная регулированием напряжения. В качестве расчетного тока срабатывания принимается наибольшее значение их двух условий. Производится предварительная проверка коэффициента чувствительности по формуле: ( ) 𝐼 𝐼 где 𝐼 ( ) – минимальное значение периодической составляющей суммарного тока КЗ; ( ) – коэффициент схемы, определяемый видом повреждения (m), схемой соединения трансформаторов тока защиты со стороны источника питания и схемой соединения обмоток защищаемого трансформатора; ( ) 𝐼 – то же, но симметричного режима; – принятое значение тока срабатывания. 44

Согласно ПУЭ [3] коэффициент чувствительности должен быть не меньше 2. Если полученное значение коэффициента чувствительности оказалось ниже допустимого, то следует перейти к расчету защиты с торможением. Если выше допустимого, то расчет необходимо продолжить как показано ниже. Определяется число витков обмотки насыщающегося трансформатора тока (НТТ) реле для основной стороны: 𝐼 где 𝐼 – магнитодвижущая сила срабатывания реле; – ток срабатывания реле, отнесенный к основной стороне. За основную принимается сторона с наибольшим вторичный током в плечах защиты. Ток срабатывания реле вычисляется по формуле: 𝐼 Найденное значение 𝐼 округляется до ближайшего целого меньшего значения, которое может быть установлено на НТТ реле. Определяется число витков обмотки НТТ реле для неосновной стороны: 𝐼 𝐼 где 𝐼 𝐼 – вторичный ток в плечах защиты для неосновной стороны; – вторичный ток в плечах защиты для основной стороны; – принятое число витков обмотки НТТ для основной стороны. Найденное значение округляется до ближайшего целого значения, которое может быть установлено на НТТ реле. Определяется уточненное значение тока срабатывания защиты: 45

𝐼 где 𝐼 (|𝐼 | |𝐼 | |𝐼 |) – слагаемая, обусловленная неточностью установки расчетного числа витков для неосновной стороны Слагаемая тока срабатывания защиты, обусловленная неточностью установки расчетного числа витков определяется по формуле: 𝐼 где ( ) 𝐼 – расчетное число витков обмотки НТТ для неосновной стороны; – принятое (целое) число витков обмотки НТТ для неосновной стороны; 𝐼 – периодическая составляющая максимального тока внешнего КЗ. Определяется действительный коэффициент отстройки защиты: 𝐼 𝐼 где 𝐼 – принятое значения тока срабатывания защиты; 𝐼 – ток небаланса с учетом 𝐼 Если , то необходимо принять для основной стороны новое число витков, ближайшее меньшее по отношению к ранее принятому. И затем произвести пересчет числа витков для не основной стороны. Расчет проводится до тех пор, пока коэффициент отстройки не станет примерно равным или больше 1,3. Если , то определяется значение коэффициент чувствительности: ( ) 𝐼 𝐼 где 𝐼 ( ) – минимальное значение периодической составляющей суммарного тока КЗ; 46

( ) – коэффициент схемы, определяемый видом повреждения (m), схемой соединения трансформаторов тока защиты со стороны источника питания и схемой соединения обмоток защищаемого трансформатора; ( ) 𝐼 – то же, но симметричного режима; – принятое значение тока срабатывания. 4.6 Сравнительный анализ методик ДЗТ Произведем сравнительный анализ рассматриваемых защит. Сравнение по способу формирования дифференциального и тормозного токов. В электромеханическом реле типа РНТ-565 формирования данных токов не происходит, поскольку данная защита не имеет торможение, а срабатывание защиты рассматриваемых происходит микропроцессорных при достижение устройствах уставки. релейной В защиты формирование дифференциального и тормозного тока осуществляется с помощью формирователя дифференциального и тормозного сигналов (ФДТС). Так в дифференциальных защитах шкафа ШЭ2607 041, устройства SIPROTEC 7UT6 и устройства Sepam T87 дифференциальный ток представляет собой модуль суммы всех измеряемых токов сторон трансформатора. Для двухобмоточного трансформатора: 𝐼 |𝐼 𝐼| где 𝐼 – вектор тока высокой стороны; 𝐼 – вектор тока низкой сторон. Тормозной ток в шкафах ШЭ2607 041 определяется по формуле: 𝐼 √|𝐼 | |𝐼 | 𝑐𝑜𝑠 47

где |𝐼 | – наибольший по модулю ток стороны; |𝐼 | – сумма оставшихся токов сторон; – угол между векторами 𝐼 и 𝐼 . В качестве тормозного тока в устройстве Sepam T87 используется абсолютное значение наибольшего тока двух сторон трансформатора: 𝐼 где 𝐼 (|𝐼 | |𝐼 |) 𝐼 – вектора токов сторон трансформатора. Тормозной ток в устройстве SIPROTEC 7UT6 определяется как сумма модулей всех измеряемых токов сторон трансформатора: 𝐼 |𝐼 | |𝐼 | где 𝐼 – вектор тока высокой стороны; 𝐼 – вектор тока низкой сторон. Сравнение по способу отстройки от броска тока намагничивания. При включении силового трансформатора под напряжение происходит бросок тока намагничивания (БТН), величина которого может достигать 10 кратного значения номинального тока трансформатора. Поэтому для предотвращения ложного срабатывания дифференциальной защиты в этом режиме необходимо отстраиваться от данного тока. В электромеханическом реле типа РНТ-565 для отстройки от БТН используется промежуточный быстронасыщающийся трансформатор тока (НТТ), в котором резко ухудшается трансформация при наличии апериодической составляющей в токе БТН или переходном токе небаланса внешнего КЗ. Достоинствами являются простота и достаточно высокая степень отстройки от однополярных дифференциальных токов. Недостаток заключается в задержке срабатывания при внутренних повреждениях (время срабатывания может значительно превышать 20мс). 48

Для отстройки от БТН в рассматриваемых микропроцессорных устройствах релейной защиты использован способ замера в дифференциальном токе величины 2 гармоники, которая появляется при включении трансформатора под напряжение. Основным достоинством данного метода Недостаток – является задержка маленький в начальный срабатывании защиты ток срабатывания. при насыщении трансформаторов тока. Сравнение по коэффициентам торможения. Дифференциальная защита на базе электромеханического реле типа РНТ-565 выполнена без торможения, поэтому выбор коэффициента торможения не требуется. Микропроцессорные устройства релейной защиты имеют характеристики срабатывания с наклонными участками. Наклон участка характеризуется коэффициентом торможения. Характеристика срабатывания ДЗТ шкафа ШЭ2607 041 имеет один наклонный участок. В данной защите коэффициент торможения рассчитывается и должен лежать в диапазоне от 0,2 до 0,7 о.е. ДЗТ устройства Sepam T87 производства компании «Schneider Electric» имеет характеристику срабатывания с двумя наклонными участками. Коэффициент торможения для первого участка рассчитывается, а для второго участка задается фирмой в диапазоне 60-70 %. Характеристика срабатывания ДЗТ устройства SIPROTEC 7UT6 имеет два наклонных участка. В данной защите коэффициент торможения для первого участка рассчитывается и должен лежать в диапазоне от 0,1 до 0,5 о.е. Коэффициент торможения для второго участка задается фирмой и равен 0,6 о.е. Сравнительный анализ защит, реализующих продольную ДЗТ приведен в табл.4.1. 49

Таблица 4.1 – Сравнительный анализ ШЭ2607 041 Sepam T87 SIPROTEC 7UT6 РНТ565 + + + – + + + + + + + – Отстройка от БТН Автоматическая компенсация токов небаланса, вносимых работой РПН Количество коэффициентов торможения Запись рабочих параметров + + + + – – – – 1 2 2 0 + + + – Механический износ – – – + Характеристика Согласование по амплитуде и группе соединения Дифференциальная токовая отсечка Защита с торможением В ходе анализа проведенного в разделе можно сказать, что защита, выполненная на электромеханическом реле РНТ-565 во многом хуже микропроцессорных устройств релейной защиты. В свою очередь микропроцессорные защиты имеют незначительные различия между собой, которые связаны с принципами реализации защит. Наиболее показательно будет сравнить эти защиты по чувствительности. 4.7 Сравнение микропроцессорных устройств релейной защиты по чувствительности к внутренним КЗ Сравнение осуществим по методике, описанной в [11]. В ДЗТ, реализованных на микропроцессорной базе, чувствительность к внутреннему короткому замыканию намного превышает нормированную ПУЭ величину, равную 2. Это связано с тем, что ток внутреннего КЗ значительно превышает начальную уставку срабатывания защиты. Поэтому сравнивать защиты по полученным в этом режиме коэффициентам чувствительности не совсем корректно. Также защиты различных производителей имеют свой способ формирования тормозного сигнала и свой вид тормозной характеристики. 50

Наиболее целесообразно оценивать чувствительность ДЗ при внутреннем КЗ через переходное сопротивление (рис.4.4), когда ток КЗ соизмерим с начальным током срабатывания. В этом режиме по одному плечу защиты, будет протекать сумма тока нагрузки и тока повреждения, а по другому – сквозной ток нагрузки. Рисунок 4.4 – Протекание токов при внутреннем КЗ С точки зрения чувствительности, наиболее тяжелым является случай, когда угол тока КЗ совпадает с углом тока нагрузки. В таком режиме модуль дифференциального тока не изменяется, а модуль тока, протекающего через трансформаторы тока со одной из сторон, максимален, тогда максимален и тормозной сигнал. Для оценки влияния таких режимов на работу дифференциальной защиты следует использовать характеристики срабатывания, отражающие зависимость тока срабатывания от сквозного тока нагрузки. Такие характеристики могут быть получены с помощью преобразования тормозных характеристик защит. Далее рассмотрим определение характеристик срабатывания для изучаемых в данной работе защит. Характеристика срабатывания ДЗТ шкафа ШЭ2607 041. Ранее были рассмотрены условия срабатывания и способ формирования тормозного сигнала данной защиты. Тормозная характеристика (рис.4.1) имеет излом при токе начала торможения 𝐼 , то и характеристика срабатывания также должна иметь излом. Координаты точки излома: 51

𝐼 𝐼 𝐼 √𝐼 𝐼 √(𝐼 𝐼 Для определения 𝐼 ) 𝐼 𝐼 необходимо решить уравнение: 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 Решением имеет вид: 𝐼 √𝐼 𝐼 𝐼 Определим зависимость тока срабатывания защиты от сквозного тока нагрузки. До точки излома зависимость представляет прямую параллельную оси абсцисс, 𝐼 . 𝐼 После первой точки излома: 𝐼 (𝐼 𝐼 𝐼 √ Параметр 𝐼 𝐼 𝐼 ) (√(𝐼 𝐼 ( 𝐼 𝐼 ( 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 ) 𝐼 𝐼 ) 𝐼 𝐼 ) ) выбирается из условия отстройки от максимального рабочего тока трансформатора, поэтому при формировании характеристики срабатывания блокирование не учитывается. Характеристика срабатывания ДЗТ устройства Sepam T87. Ранее были рассмотрены условия срабатывания и способ формирования тормозного сигнала данной защиты. Тормозная характеристика защиты (рис.4.2) имеет два нелинейных участка, переход между которыми осуществляется скачкообразно. Характер изменения условий срабатывания в зависимости от сквозного тока нагрузки будет аналогичен. Определим величину последнего в момент скачка: 52

𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 По выведенному выше выражению следует, что сквозной ток в момент скачка зависит от текущей уставки срабатывания ДЗ. Однако при 𝐼 значение 𝐼 𝐼 для каждого из нелинейных участков различно, поэтому и значение сквозного тока, при котором происходит переход от одного участка к другому, также будет различно. Таким образом, переход характеристики с участка 1 на участок 2 произойдет при токе 𝐼 обратном направлении – 𝐼 , при переходе в . Определим координаты этих точек на характеристике срабатывания: 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 тогда Так как Получается в 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 , то 𝐼 зависимости от всегда будет больше 𝐼 направления скачка меняется . зона срабатывания защиты. Для оценки чувствительности выбираем наихудший случай, когда область срабатывания минимальна, то есть переход с одного участка характеристики на другой произойдет при 𝐼 . Рисунок 4.5 – Изображение скачка на характеристике срабатывания 53

Координаты первой точки излома: 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 тогда 𝐼 𝐼 ( ) Координаты второй точки излома: 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 тогда 𝐼 𝐼 Координаты третей точки излома: 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 Определим зависимость тока срабатывания защиты от сквозного тока нагрузки. До первой точки излома параллельную оси абсцисс, 𝐼 𝐼 зависимость представляет . После первой точки излома: 𝐼 (𝐼 𝐼 тогда 𝐼 𝐼 54 𝐼 ) прямую

После второй точки излома зависимость представляет прямую параллельную оси ординат, 𝐼 𝐼 . После третьей точки излома: 𝐼 (𝐼 𝐼 ) 𝐼 тогда 𝐼 𝐼 Характеристика срабатывания ДЗТ устройства SIPROTEC: 7UT6. Ранее были рассмотрены условия срабатывания и способ формирования тормозного сигнала данной защиты. Тормозная характеристика защиты (рис.4.3) имеет две точки излома, поэтому оба излома также будут присутствовать на характеристике срабатывания. Координаты первой точки излома: 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 тогда 𝐼 𝐼 ( ) 𝐼 Координаты второй точки излома: 𝐼 𝐼 (𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 ) 𝐼 𝐼 𝐼 тогда 𝐼 𝐼 ( 55 ) 𝐼

Определим зависимость тока срабатывания защиты от сквозного тока нагрузки. До первой точки параллельную оси абсцисс, 𝐼 излома зависимость представляет прямую . 𝐼 После первой точки излома: 𝐼 (𝐼 𝐼 ) (𝐼 𝐼 𝐼 ) 𝐼 𝐼 ) тогда ( 𝐼 𝐼 ) 𝐼 После второй точки излома: 𝐼 (𝐼 𝐼 ) (𝐼 тогда 𝐼 ( 𝐼 𝐼 ) Благодаря построению характеристик срабатывания представляется возможным изображение данных характеристик различных производителей в одних осях. Что позволяет наглядно сопоставить по чувствительности рассматриваемые ДЗТ. Построим характеристики срабатывания после расчета всех уставок защит, т.к. они необходимы для построения. 56

5 РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ СРАБАТЫВАНИЯ 5.1 Расчет параметров срабатывания защит трансформатора на базе шкафа ШЭ2607 041 Произведем выбор общих параметров защиты (табл. 5.1). Таблица 5.1 – Расчет общих параметров защиты Наименование величины Номинальный первичный ток, А Коэффициент трансформации ТТ Схема соединения ТТ Вторичные токи в плечах защиты Метод определения и обозначение 𝐼 𝐼 Числовые значения для стороны 115кВ 6кВ 100,4А 1924,5А 𝐾 150/5 2000/5 – 𝐼 Y Y 3,35А 4,81А √ 𝐾 𝐾 Полученные базисные токи сторон попадают в диапазон выравнивания ( ). Расчет параметров срабатывания защит трансформатора на ПС 110кВ АСМ представлен в таблице 5.2. Расчеты токов короткого замыкания произведен с использованием программы АРМ СРЗА, протоколы расчетов представлены в приложении В. 57

Таблица 5.2 – Расчет параметров срабатывания защит трансформатора на базе шкафа ШЭ2607 041 Наименование параметра срабатывания Значение параметра срабатывания Расчетное Принятое Расчетное выражение Продольная дифференциальная токовая защита Относительный ток небаланса в переходном режиме работы трансформатора 𝐼 𝜀 𝜀 𝑓 – 𝐼 𝑓 Минимальный ток срабатывания ДЗТ 𝑓 𝑓 𝐼 𝐼 Ток начала торможения ДЗТ 𝐼 𝐼 – Ток торможения блокировки ДЗТ – 𝐼 𝐼 58 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 ( 𝐼 𝜀 𝑓 (𝐼 √𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 Коэффициент торможения 𝐼 ) 𝐼 𝐼 𝐼 ) 𝑐𝑜𝑠 𝐼 Уровень блокировка по второй гармонике Ток срабатывания дифференциальной отсечки – 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 ( 𝐼 𝜀 𝐼 58 𝑓 ) 𝐼 𝐼

Наименование параметра срабатывания Значение параметра срабатывания Расчетное Принятое Расчетное выражение 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 Коэффициент чувствительности 𝐼 (𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 ) 𝐼 𝐼 √𝐼 𝐼 – 𝑐𝑜𝑠 𝐼 Максимальная токовая защита НН с комбинированным пуском по напряжению Ток срабатывания МТЗ с пуском по напряжению 𝐼 𝐼 𝐼 59 8 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 Коэффициента чувствительности (ближнее резервирование) 𝐼 𝐼 𝐼 𝐾 𝐼 – 𝐼 𝐼 Коэффициента чувствительности (дальнее резервирование) 𝐼 𝐼 𝐼 𝐾 𝐼 – 𝐼 Напряжение срабатывания реле минимального напряжения В 𝐾 59

Наименование параметра срабатывания Значение параметра срабатывания Расчетное Принятое Расчетное выражение Коэффициента чувствительности реле минимального напряжения – 𝐾 Напряжение срабатывания реле напряжения обратной последовательности ( 60 8 Коэффициента чувствительности напряжения обратной последовательности ) – 𝐾 Выдержка времени Максимальная токовая защита ВН с комбинированным пуском по напряжению 𝐼 Ток срабатывания МТЗ с пуском по напряжению 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 60 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼

Наименование параметра срабатывания Значение параметра срабатывания Расчетное Принятое Расчетное выражение 𝐼 𝐼 Коэффициента чувствительности 𝐼 𝐾 𝐼 𝐼 – 𝐼 Уставки по напряжению такие же, как у МТЗ НН Выдержка времени Защита от перегрузки Ток срабатывания защиты от перегрузки на стороне ВН 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 61 8 𝐼 Ток срабатывания защиты от перегрузки на стороне НН 𝐼 𝐼 𝐼 Временя срабатывания защиты от перегрузки – – Устройство резервирования при отказе выключателя Ток срабатывания УРОВ 𝐼 ( ) 𝐼 𝐼 𝐼 Выдержка времени УРОВ Логическая защита шин Выдержка времени ЛЗШ – – 61

5.2 Расчет параметров срабатывания дифференциальной токовой защиты трансформатора различных производителей Расчет параметров срабатывания ДЗТ шкафа ШЭ2607 041 производства компании НПП «ЭКРА» был произведен ранее в п. 5.1. Расчет параметров срабатывания ДЗТ устройства Sepam T87 производства компании «Schneider Electric». По рекомендациям фирмы сначала необходимо определить пригодность выбранных ТТ по условию выравнивания вторичных токов плеч: 𝐼 𝐼 𝐼 Номинальные токи силового трансформатора были рассчитаны ранее (см. табл. 5.1). Для стороны ВН условие: Для стороны НН условие: Расчет параметров срабатывания представлен в таблице 5.3. 62

Таблица 5.3 – Расчет параметров срабатывания ДЗТ устройства Sepam T87 Наименование параметра срабатывания Значение параметра срабатывания Расчетное Принятое Расчетное выражение ( √ 𝐼 √ ( ) ) 𝐾 𝐾 Амплитудное значение броска тока намагничивания со стороны ВН – 𝐼 ( √ 𝐼 √ ( 𝐾 ) ) 63 8 𝐾 Амплитудное значение броска тока намагничивания со стороны НН – 𝐼 Проверка возможности использования самоадаптирующегося торможенния 𝐼 – 𝐼 Следовательно, применяем традиционное торможение. Относительный ток небаланса 𝐼 𝜀 𝑓 63 𝐼 –

Наименование параметра срабатывания Значение параметра срабатывания Расчетное Принятое Расчетное выражение 𝜀 𝑓 Минимальный ток срабатывания ДЗТ Уставка крутизны первого наклонного участка 𝐼 𝐼 ( 𝜀 𝐼 Точка изменения крутизны (ТИК) 𝐼 𝑓) ( 𝐼 ) 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 √ 64 8 Уставка крутизны второго наклонного участка – 𝐼 Ток срабатывания дифференциальной отсечки 𝐼 – 𝐼 𝐼 𝐼 √ 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 Уставки блокировок по второй и пятой гармоникам – – 𝐼 Коэффициент чувствительности 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 64 –

Наименование параметра срабатывания Расчетное выражение 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 (𝐼 𝐼 ) 65 8 65 Значение параметра срабатывания Расчетное Принятое

Произведем расчет параметров срабатывания ДЗТ устройства SIPROTEC: 7UT6 производства компании «Siemens AG». Согласно техническим данным изготовителя максимально возможная величина отношения номинального тока защищаемого объекта к номинальному току ТТ должна находиться в пределах ( ) Для стороны ВН: 𝐼 𝐼 Для стороны НН условие: 𝐼 𝐼 Расчет параметров срабатывания представлен в таблице 5.4. 66

Таблица 5.4 – Расчет параметров срабатывания ДЗТ устройства SIPROTEC: 7UT6 Наименование параметра срабатывания Относительный ток небаланса в режиме начала торможения Значение параметра срабатывания Расчетное Принятое 𝐼 – Расчетное выражение 𝐼 𝜀 𝑓 𝜀 𝑓 𝐼 Минимальный ток срабатывания ДЗТ 𝐼 Ток базовой точки 1 𝐼 𝐼 – – ( Уставка коэффициента торможения первого наклонного участка 𝜀 𝑓 𝜀 𝐼 ) 𝑓 𝜀 Ток начала торможения 𝐼 67 𝐼 Уставка коэффициента торможения второго наклонного участка 𝐼 – 𝐼 Ток базовой точки 2 – 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 (𝐼 𝐼 ) 𝐼 Ток срабатывания дифференциальной отсечки Уставка дополнительного 𝐼 𝐼 – 𝐼 – 67 𝐼 о.е.

Наименование параметра срабатывания торможения по току Расчетное выражение Значение параметра срабатывания Расчетное Принятое Уставка длительности дополнительного торможения – – Уставки блокировок по второй и пятой гармоникам – – 𝐼 𝐼 𝐼 Коэффициент чувствительности 68 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 (𝐼 𝐼 𝐼 ) 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 68 𝐼 𝐼 𝐼 –

Расчет параметров срабатывания ДЗТ с реле типа РНТ-565. В данном реле выравнивание токов плеч защиты по фазе происходит не программно, а с помощью выбора схем соединения ТТ по сторонам силового трансформатора. Поэтому необходимо заново произвести расчет общих параметров защиты (табл. 5.5). Таблица 5.5 – Расчет общих параметров защиты Наименование величины Номинальный первичный ток, А Коэффициент трансформации ТТ Схема соединения ТТ Коэффициент схемы Вторичные токи в плечах защиты Метод определения и обозначение 𝐼 √ 𝐾 Числовые значения для стороны 115кВ 6кВ 100,4 А 1924,5 А 200/5 2500/5 – 𝐼 Y 𝐾 𝐼 𝐾 𝐾 √ 1 4,35 А 3,85 А По вычисленным значениям основной стороной является сторона ВН, так как в ее вторичной обмотке протекает наибольший ток. Расчет параметров срабатывания представлен в таблице 5.6. 69

Таблица 5.6 – Расчет параметров срабатывания ДЗТ с реле типа РНТ-565 Наименование параметра срабатывания 𝐼 Предварительное значение первичного тока срабатывания защиты Значение параметра срабатывания Расчетное Принятое Расчетное выражение 𝐼 𝐼 𝐼 |𝐼 𝐼 | |𝐼 𝐼 | ( – 𝐼 𝜀 ) 𝐼 𝐼 𝜀 𝐼 ( ) 𝐼 70 Предварительная проверка коэффициента чувствительности 𝐼 ( ) ( ) 𝐼 ( ) √ Полученное значение коэффициента чувствительности оказалось ниже допустимого, поэтому необходимо установить защиту с торможением (например с реле ДЗТ-11). В данной работе расчет такой защиты не производится. Исходя из выполненных расчетов, можно сделать вывод, что организовать дифференциальную защиту для трансформатора ТДНГУ-20000/110/6 с реле РНТ-565 невозможно! 70

Для наглядности сведем все параметры ДЗТ по всем производителя в одну таблицу. Таблица 5.7 – Параметры срабатывания ДЗТ Параметр ШЭ2607 041 Sepam T87 SIPROTEC РНТ-565 7UT6 Минимальный ток 0,58 о.е. 0,45 о.е.* 0,6 о.е. 3,9 о.е ** срабатывания ДЗТ Ток начала торможения ДЗТ 1 о.е. – 1,14 о.е. – первого наклонного участка Коэффициент торможения 0,7 0,56* 0,44 – первого наклонного участка Ток торможения блокировки 2 о.е. – – – ДЗТ Ток базовой точки 1 – – 1 о.е. – Точка изменения крутизны – 7 о.е.* – – (ТИК) Ток начала торможения ДЗТ – – 5 о.е. – второго наклонного участка Коэффициент торможения – 0,7* 0,6 – второго наклонного участка Ток базовой точки 2 – – 1,33 о.е. – Ток срабатывания 7,6 о.е. 12 о.е. 10 о.е. – дифференциальной отсечки Уставка блокировки по 0,1 о.е 0,15 о.е.* 0,15 о.е.* – второй гармонике Уставка блокировки по пятой – 0,3 о.е.* 0,3 о.е.* – гармонике Коэффициент 4,2 1,43 2,02 0,8 чувствительности * – Для наглядности были переведены из процентов в относительные единицы путем деления на 100%. ** – Для наглядности были переведены из ампер в относительные единицы путем деления на номинальный первичный ток ВН (100,4 А). По рассчитанным значениям уставок, можно сделать вывод, что для защиты трансформатора лучше использовать микропроцессорные реле, так 71

как у этих защит минимальный ток срабатывания в разы меньше, чем у электромеханического реле. Так же исследуемое электромеханическое реле не обеспечивает необходимую чувствительность, поэтому ее применение невозможно. У ДЗТ устройства Sepam коэффициент чувствительности получился меньше 2, поэтому она также не подходит для исследуемого трансформатора Выбор из оставшихся МУРЗ сводится к сопоставлению защит по чувствительности, так как параметры срабатывания имеют один порядок и незначительно отличаются друг от друга. Для сопоставления воспользуемся методикой описанной в п.4.7. Для наглядности построим и характеристику срабатывания для устройства релейной защиты фирмы Schneider Electric. Характеристика срабатывания ДЗТ шкафа ШЭ2607 041. Координаты точки излома: 𝐼 √ 𝐼 Зависимость тока срабатывания защиты от сквозного тока нагрузки до точки излома: 𝐼 (𝐼 ) После точки излома: 𝐼 (𝐼 √ ) 𝐼 ( 𝐼 ( ) 𝐼 √ 𝐼 𝐼 𝐼 𝐼 Характеристика срабатывания ДЗТ устройства Sepam T87. Координаты первой точки излома: 72 )

𝐼 𝐼 ( ) Координаты второй точки излома: 𝐼 𝐼 Координаты третьей точки излома: 𝐼 𝐼 Зависимость тока срабатывания защиты от сквозного тока нагрузки до первой точки излома: 𝐼 (𝐼 ) После первой точки излома: 𝐼 (𝐼 𝐼 ) 𝐼 После второй точки излома: 𝐼 (𝐼 ) После третьей точки излома: 𝐼 𝐼 𝐼 Характеристика срабатывания ДЗТ устройства SIPROTEC: 7UT6. Координаты первой точки излома: 𝐼 𝐼 ( ) 73

Координаты второй точки излома: ( 𝐼 𝐼 ) ( ) Определим зависимость тока срабатывания защиты от сквозного тока нагрузки до первой точки излома: 𝐼 После первой точки излома: ( 𝐼 ) 𝐼 𝐼 После второй точки излома: 𝐼 ( ) 𝐼 𝐼 Характеристики срабатывания изучаемых в работе микропроцессорных защит представлены на рисунке 5.1. 74

Рисунок 5.1 – Характеристики срабатывания микропроцессорных дифференциальных защит Более выгодной в плане чувствительности для рассматриваемого трансформатора является защита производства компании НПП «ЭКРА», так как она имеет наибольшую область срабатывания. 75

6 ОХРАНА ТРУДА 6.1 Общие положения В данной главе будет рассчитано защитное заземление подстанции 110кВ, а также рассмотрены основные меры безопасности при работе с оборудованием релейной защиты и автоматики. 6.2 Защитное заземление подстанции ПС 110/6кВ Средством защиты от поражения током при переходе напряжения на нетоковедущие части электроустановок является защитное заземление. Заземлением называется преднамеренное электрическое соединение открытых проводящих частей электрооборудования, которые могут оказаться под напряжением, с землей или ее эквивалентом (вода реки, каменный уголь в карьерах). Заземляющим устройством является совокупность заземлителя, проводящей части и заземляющих проводников, соединяющих заземляемую точку с заземлителем. На подстанциях используют контурные заземляющие устройства, которые состоят из вертикально погруженных в землю стальных труб и горизонтально проложенных стальных полос, соединяющих вертикальные стержни. 6.2.1 Исходные данные Территория подстанции: Рекомендуется заземлитель выполнить из горизонтальных полосовых электродов сечением 40х4 мм и вертикальных стержневых электродов длиной 5 м, диаметром 12 мм. Глубина заложения электродов в землю 0,8 м. 76

Грунт, в котором предполагается разместить электроды, состоит из двух слоев: верхний – супесок, нижний – суглинок. Удельные сопротивления слоев: Мощность верхнего слоя грунта: 6.2.2 Расчет защитного заземления Расчет защитного заземления выполним методом наведенных потенциалов по допустимому напряжению прикосновения, описанному в [12]. В соответствии с рекомендациями [12] изобразим план заземляющего устройства (рис. 6.1). Рисунок 6.1 – План заземляющего устройства По этому плану можно определить суммарную длину горизонтальных электродов: 77

Напряжение на заземлителе определяется по формуле: 𝐾 где – наибольшее допустимое напряжение прикосновения; 𝐾 – коэффициент напряжения прикосновения. Наибольшее допустимое напряжение прикосновения определяется по таблице 2 [12] при длительности воздействия тока КЗ , которое суммируется из времени срабатывания РЗ и полного времени отключения выключателя: Коэффициент напряжения прикосновения определяется по выражению: 𝐾 ( где √ ) – параметр, зависящий от соотношения сопротивлений слоев грунта; – коэффициент, определяемый по сопротивлению тела человека ( сопротивлению растекания тока от ступеней ( ); – длина вертикального электрода; – расстояние между вертикальными электродами, равное 5 м. Определим величину по отношению сопротивлений грунта: По таблице 9 [12] принимаем параметр Определим коэффициент по формуле: 78 : ) и

где ,а . Найдем коэффициент напряжения прикосновения: 𝐾 ( ) √ Тогда напряжение на заземлителе: Согласно требованиям ПУЭ [3] напряжение на заземлителе не должно превышать 10 кВ. Требование выполняется. Допустимое сопротивление заземляющего устройства определяется по выражению: 𝐼 где 𝐼 – ток стекающий с заземлителя при однофазном замыкании на землю. Ток однофазного короткого замыкания был определен с помощью специализированного расчетного комплекса АРМ СРЗА и равен: 𝐼 . Сам расчет приведен в приложении Г. Тогда допустимое сопротивление заземлителя: Преобразуем план заземляющего устройства в расчетную модель в виде квадрата со стороной, равной √ √ Количество ячеек по одной стороне квадрата: √ √ 79 .

Принимаем Длина горизонтальных электродов в расчѐтной модели: ( √ ) √ ( ) Длина стороны ячейки: √ √ Число вертикальных заземлителей, расположенных по периметру квадрата: 𝑛 √ √ Принимаем 𝑛 Расчетная модель заземлителя приведена на рисунке 6.2. Рисунок 6.2 – Расчетная модель заземлителя 80

Определим общее сопротивление сложного заземлителя по формуле: √ где – коэффициент, зависящий от относительной глубины погружения вертикальных заземлителей; – эквивалентное сопротивление земли; – общая длина вертикальных заземлителей. Общая длина вертикальных заземлителей: 𝑛 Определим величину коэффициента . Относительная глубина погружения вертикальных заземлителей: √ Так как √ , тогда коэффициент определяется по формуле: Эквивалентное сопротивление земли определяется по формуле: ( ) где показатель степени при расчетном соотношении сопротивлений грунта определяется как: ( где 𝑛 √ ) – относительная длина вертикального электрода, определяемая по выражению: 81

Тогда ( 𝑛 √ ) Эквивалентное сопротивление земли: ( ) Определим общее сопротивление заземлителя: √ Рассчитанное сопротивление заземления меньше допустимого значения. Рассчитаем напряжение прикосновения: 𝐾 𝐼 Рассчитанное напряжение прикосновения не превышает предельно допустимого значения. 6.3 Меры безопасности при работе с устройствами релейной защиты Персоналу, проводящему работы с устройствами РЗ, для собственной безопасности, а также для недопущения ошибочных действий следует соблюдать следующие требования, указанные в [13]: 1. Работы должны производиться только по нарядам или распоряжениям в соответствии нормативно-правовой документацией. 2. Каждый работник перед выполнением работ обязан пройти медицинское освидетельствование и контроль знаний правил техники безопасности. Также ознакомиться с рабочим местом и получить инструктаж по выполнению работы. 82

3. Персонал при выполнении работ должен использовать специальные электротехнические инструменты. 4. Во время проведения работ с устройствами РЗ персонал должен руководствоваться следующими указаниями: - Временные схемы требуется осуществлять на специальных столах (без металлического обрамления). - Линии для питания схем временного назначения должны быть реализованы изолированным проводом и прочно закреплены. - Для проверок и испытаний временных схем, их питание должно производиться через автоматический выключатель. Также создания видимого разрыва последовательно с выключателем должен устанавливаться штепсельный разъем. - Работы необходимо выполнять после снятия напряжения и создания видимого разрыва цепи питания. - При выполнении работ необходимо, чтобы металлические корпуса аппаратов были заземлены. - Место выполнения работ должно быть удобным и достаточно освещенным в соответствии нормативной документацией. - Во время выполнения работ персоналу следует строго следить, чтобы обе руки одновременно не касались элемента схемы, находящегося под напряжением 36В и более. Также проводить работы сухими руками. - При работе в цепях с конденсаторами, необходимо чтобы последние были разряжены. - Работа без исполнительных схем запрещается. 5. Работник должен производить дистанционное управление коммутационных аппаратов только с разрешения дежурного персонала. 6. Во время выполнения работ в цепях вторичных обмоток трансформаторов тока (ТТ) и трансформаторов напряжения (ТН) следует руководствоваться следующими указаниями: 83

- Все вторичные обмотки измерительных ТТ и ТН должны быть заземлены. - Снимать заземление с ТТ и ТН, находящихся под рабочим напряжением, запрещается. - После выполнения монтажа вторичные токовые цепи защиты должны быть присоединены к выводам вторичных обмоток ТТ. 84

7 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 7.1 Общие положения В данной главе будет рассмотрена основы оценки экономической эффективности устройств релейной защиты и автоматики. Также будет рассчитана оценка экономической эффективности, заключавшаяся в снижении ущерба за счет внедрения защиты трансформатора на ПС 110кВ. Расчет произведем по методике, описанной в [14-15]. 7.2 Оценка экономической эффективности устройств релейной защиты и автоматики (РЗиА) В наше время совершенствование РЗиА осуществляется с использованием самой современной элементной базы: микропроцессоров, микросхемных элементов, полупроводниковых приборов, миниатюрных реле с герметизированными контактами и т.д. Однако, на такое бурное развитие релейной защиты, типовая методика оценки экономической эффективности релейной защиты, которая позволила бы осуществить выбор из нескольких вариантов исполнения, отсутствует. В основном работники релейной службы при выборе опираются на руководящие указания, в которых описаны типовые решения и на свой личный опыт. В итоге экономическая оценка эффективности сводится к учету стоимости РЗ, равной 5-20% стоимости сети, в которой будет эксплуатироваться. Главной целью релейной защиты является повышение надежности и эффективности электрической сети и электроснабжения потребителей. Это приводит к уменьшению отказов различных элементов электрической сети и ложных срабатываний релейной защиты. Поскольку невозможно получить абсолютную надежность любой технической системы, необходимо уменьшить потенциальный ущерб за счет улучшения оборудования, принципов и алгоритмов работы РЗиА. 85

Использование устройств РЗиА для силовых объектов электроустановок всегда эффективно, поскольку ущерб от устойчивого повреждения огромен. Однако стоимость современной сложной аппаратуры релейной защиты не мала. Поэтому задача количественной оценки экономической эффективности внедряемой аппаратуры актуальна. Экономический эффект при внедрении средств РЗиА определяется предотвращенным ущербом: 𝐸 где – ущерб при отсутствии аппаратуры РЗиА на объекте; где – ущерб при наличии внедренной аппаратуры на ранее неавтоматизированном объекте. Ущерб – стоимостное выражение реакции сетевой организации, потребителей электроэнергии и смежных систем на изменение или ухудшение межсистемных режимов. Во время эксплуатации выделяют следующие ущербы от отказов элементов сети: - ущерб отключенных потребителей электроэнергии; - ущерб сетевой организации; - ущерб окружающей природной среде; - ущерб социальный; - ущерб моральный. Ущерб сетевой организации состоит из двух составляющих: затраты сетевой организации на аварийно восстановительные (внеплановые) ремонты отказавшего оборудования; сумма расходов на возмещение ущербов потребителей, предъявленных в судебном порядке. Определение других ущербов затруднено, поэтому их либо вообще не считают, либо находят приближенные значения. 86

Среднегодовой ущерб определяется как: где – ущерб от простоя; – ущерб от факта внезапности отказа; Среднегодовой ущерб от простоя определяется по выражению: 𝐾 где 𝜀 – удельный ущерб от простоя; – отключенная мощность; – годовое число часов использования максимума активной мощности; 𝜀– коэффициент, учитывающий долю отключенной нагрузки; 𝐾 – коэффициент вынужденного простоя, определяется по формуле: 𝐾 где – среднее время восстановления; – среднее количество отказов в год. Среднегодовой ущерб от факта внезапности отказа определяется по выражению: где – удельный ущерб от факта отключения; –отключенная мощность; 7.3 Расчет оценки экономической эффективности устройств релейной защиты и автоматики Определим эффективность внедрения устройств релейной защиты на подстанции для защиты трансформатора с мощностью . Согласно справочным данным [14], удельный ущерб от простоя: , также годовое число часов использования максимума активной мощности . 87

Согласно справочным данным [16], удельный ущерб от факта отказа: (основной потребитель завод электромашиностроения и электроаппаратуры). В соответствии со справочными данными [14], среднее количество отказов в год для трансформатора мощность 20 МВА и напряжением 110 кВ: , среднее время восстановления: Рассмотрим случай, при котором происходит полное отключение нагрузки потребителя. Тогда 𝜀 . Переведем удельный ущерб от простоя из долларов в рубли: Курс Среднегодовой ущерб при отсутствии устройств РЗиА на объекте: 𝜀 Так как абсолютной надежности устройств РЗиА добиться трудно, то всегда есть ущербы от ненадежности. Они определяются отказами защит, их ложными срабатываниями. Процент неправильных действий устройств релейной защиты на микропроцессорной базе 5%. Тогда средняя частота отключений составит: Среднегодовой ущерб при наличии устройств РЗиА на объекте: 𝜀 88

Годовой экономический эффект при внедрении устройств РЗиА: 𝐸Э Использование устройств РЗиА приводит к значительному снижению ущерба у потребителей. Годовой экономический эффект составил рублей. Следовательно, произведенные расчеты показывают целесообразность внедрения устройств РЗиА для защиты трансформаторов. 89

ЗАКЛЮЧЕНИЕ В данной работе был рассмотрен участок сети с ПС 110кВ, на которой установлены трансформаторы ТДНГУ-20000/110/6. В качестве основной защиты для трансформаторов дифференциальная токовая выбрана защита. и Также рассчитана продольная рассмотрены следующие резервные защиты: газовая защита трансформатора и его устройства РПН, МТЗ НН и ВН с комбинированным пуском по напряжению, защита от перегрузки, УРОВ, логическая защита шин. Защита трансформатора реализована на базе шкафа типа ШЭ2607 041 производства ООО НПП “ЭКРА”. Все уставки основных и резервных защит трансформатора, установленных на ПС 110кВ, удовлетворяют условиям чувствительности. Получены навыки владения специализированным расчетным комплексом АРМ СРЗА, в котором была составлена схема замещения рассматриваемого участка и выполнены расчеты токов короткого замыкания. Произведен сравнительный анализ дифференциальных защит трансформаторов при техническом перевооружении тепловой станции. Для этого были изучены ДЗТ различных производителей и рассчитаны параметры срабатывания этих защиты. Установлено, что ДЗТ, выполненная на электромеханическом реле РНТ-565, не обеспечивает необходимую чувствительность. Для сравнения микропроцессорных устройств защит была рассмотрена методика сравнения по чувствительности при внутреннем КЗ через переходное сопротивление когда ток КЗ соизмерим с начальным током срабатывания. В результате оказалось, что более выгодной в плане чувствительности для рассматриваемого трансформатора является защита производства компании НПП «ЭКРА», так как она имеет наибольшую область срабатывания. В разделе охраны труда рассмотрены основные меры безопасности при работе с оборудованием релейной защиты и автоматики. Также произведен 90

расчет защитного заземления ПС 110кВ методом наведенных потенциалов по допустимому напряжению прикосновения. В заключительной главе бакалаврской работы рассмотрен вопрос оценки экономической эффективности устройств релейной защиты и автоматики. Результаты расчета экономической эффективности за счет внедрения защиты трансформатора на ПС 110кВ показали, что использование устройств РЗиА приводит к значительному снижению ущерба у потребителей. 91

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАНННЫХ 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 5. Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА подстанционного оборудования производства ООО НПП «ЭКРА»/ Стандарт организации. - М.: Изд-во ОАО «ФСК ЕЭС», 2009. – 214 с. 6. Техническая коллекция Schneider Electric. Выпуск 9. Методика расчета уставок дифференциальной защиты трансформаторов. 7. Документация Schneider Electric по Sepam 80 серии. Руководство по измерению, защите, контролю и управлению. Руководство по установке, применению, 2005. 8. Mueller N. Дифференциальная защита трансформаторов 7UT6: Задание уставок [Электронный ресурс]: презентация / N. Mueller. – Nuremberg. – 16 слайдов. 9. Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА серии SIPROTEC (Siemens AG) трансформаторов с высшим напряжением 110-220 кВ. СТО 56947007-29.120.70.137-2012. 10. Копьев В.Н. Релейная защита. Проектирование: Учебное пособие. Томск: Изд. ТПУ, 2012. - 100с. 92

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. Инструкция по организации и производству работ в устройствах релейной защиты и электроавтоматики электростанций и подстанций. СТО 56947007-29.240.30.004-2008. – 152 с. 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. 93

ПРИЛОЖЕНИЕ А ЭКВИВАЛЕНТНЫЕ РЕАКТАНСЫ ПИТАЮЩЕЙ СИСТЕМЫ ====================== 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 - *) 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) 94

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) ________________________________________________________________________________ 95

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 96 0,045+j·0,014 0,04+j·0,015 0,097+j·0,031 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 замещения защищаемого участка 96 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 КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ Режим работы сети 110кВ – отключение питающей линии 1(2) цепь. Режим работы сети 6кВ – все включено. Расчетный вид и место КЗ – трехфазное КЗ на шинах НН. Протокол расчета: ====================== АРМ СРЗА г.Новосибирск ПК БРИЗ ====================== ЗАДАНИЕ- СЕТЬ-ЮТС_полная_1508_1209 (1) ДАТА-05.05.2020. ВРЕМЯ-17:51:25. #1 **** 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 1761-1769 IA 17693 -87 IB 17693 153 IC 17693 33 I1 17693 -87 I2 0 0 3I0 0 0 UA 0.00 0 UB 0.00 0 UC 0.00 0 U1 0.00 0 U2 0.00 0 3U0 0.00 0 Режим работы сети 110кВ – отключение 2СШ на ПС. Режим работы сети 6кВ – отключение по автоматике от сети 110кВ по шинам 6кВ. Расчетный вид и место КЗ – двухфазное КЗ на низкой стороне. Протокол расчета: ====================== АРМ СРЗА г.Новосибирск ПК БРИЗ ====================== ЗАДАНИЕ- СЕТЬ-ЮТС_полная_1508_1209 (1) ДАТА-08.05.2020. ВРЕМЯ-17:54:44. #3 **** 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 97

Режим работы сети 110кВ – отключение 2СШ на ПС. Режим работы сети 6кВ – все включено. Расчетный вид и место КЗ – двухфазное КЗ на шинах НН. Протокол расчета: ====================== АРМ СРЗА г.Новосибирск ПК БРИЗ ====================== ЗАДАНИЕ- СЕТЬ-ЮТС_полная_1508_1209 (1) ДАТА-05.05.2020. ВРЕМЯ-18:11:34. #1 **** 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 1761-1769 IA 278 112 IB 14577 -177 IC 14666 2 I1 8310 -87 I2 8573 93 3I0 0 0 UA 3.80 -0 UB 1.90 180 UC 1.90 180 U1 1.90 -0 U2 1.90 -0 3U0 0.00 00 Режим работы сети 110кВ – отключение 2СШ на ПС. Режим работы сети 6кВ – все включено. Расчетный вид и место КЗ – двухфазное КЗ на шинах нов. РУ 6,3кВ. Протокол расчета: ====================== АРМ СРЗА г.Новосибирск ПК БРИЗ ====================== ЗАДАНИЕ- СЕТЬ-ЮТС_полная_1508_1209 (1) ДАТА-05.05.2020. ВРЕМЯ-17:55:28. #1 **** П О В Р Е Ж Д Е Н И Я **** В24 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 11539 -83 3I0сум 0 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 1761-1769 IA 300 104 IB 12472 -168 IC 12487 11 I1 7055 -79 I2 7354 101 3I0 0 0 UA 3.80 -0 UB 2.37 -168 UC 1.57 161 U1 2.21 -7 U2 1.63 8 3U0 0.00 0 1769 UA 3.80 -0 UB 2.37 -168 UC 1.57 161 U1 2.21 -7 U2 1.63 8 3U0 0.00 0 98

Режим работы сети 110кВ – все включено. Режим работы сети 6кВ – все включено. Расчетный вид и место КЗ – трехфазное КЗ на шинах нов. РУ 6,3кВ. Протокол расчета: ====================== АРМ СРЗА г.Новосибирск ПК БРИЗ ====================== ЗАДАНИЕ- СЕТЬ-ЮТС_полная_1508_1209 (1) ДАТА-05.05.2020. ВРЕМЯ-18:08:16. #3 **** П О В Р Е Ж Д Е Н И Я **** В24 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 1761-1769 IA 14972 -78 IB 14972 162 IC 14973 42 I1 14972 -78 I2 0 0 3I0 0 0 UA 0.78 -39 UB 0.78 -159 UC 0.78 81 U1 0.78 -39 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 Режим работы сети 110кВ – отключение линии 220кВ с максимальной подпиткой. Режим работы сети 6кВ – все включено. Расчетный вид и место КЗ – двухфазное КЗ на шинах нов. РУ 6,3кВ. Протокол расчета: ====================== АРМ СРЗА г.Новосибирск ПК БРИЗ ====================== ЗАДАНИЕ- СЕТЬ-ЮТС_полная_1508_1209 (1) ДАТА-05.05.2020. ВРЕМЯ-18:25:49. #1 **** П О В Р Е Ж Д Е Н И Я **** В24 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 11742 98 I2сум 11742 -82 3I0сум 0 0 IАсум 0 0 IВсум 20337 8 IСсум 20337 -172 IАВсум 20337 -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 1761-1769 IA 331 104 IB 12829 -167 IC 12840 11 I1 7244 -78 I2 7575 102 3I0 0 0 UA 3.79 -0 UB 2.38 -168 UC 1.56 160 U1 2.21 -7 U2 1.61 8 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 99

ПРИЛОЖЕНИЕ Г РАСЧЕТ ТОКА ОДНОФАЗНОГО КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ НА ЗЕМЛЮ НА СТОРОНЕ 110 КВ РАССМАТРИВАЕМОЙ ПС Рисунок Г.1 – Часть расчетной схемы Протокол расчета: ====================== АРМ СРЗА г.Новосибирск ПК БРИЗ ====================== ЗАДАНИЕ- СЕТЬ-ЮТС_полная_1508_1209 ДАТА-28.04.2020. ВРЕМЯ-13:48:26. #9 **** П О В Р Е Ж Д Е Н И Я **** 1759 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=123.7/-1 Z1=1.274+j7.645 Z2=1.277+j7.669 Z0=1.596+j8.689 I1сум 2932 99 I2сум 2932 99 3I0сум 8795 99 IАсум 8795 99 IВсум 0 0 IСсум 0 0 IАВсум 8795 99 IВСсум 0 0 IСАсум 8795 -81 ---------------------------------------------------------------------------- 100

Рецензии:

Авторизуйтесь, чтобы добавить рецензию

- у работы пока нет рецензий -

Отзывы:

Авторизуйтесь, чтобы оставить отзыв