Пояснительная записка_Белов А.Н. (1232533), страница 4
Текст из файла (страница 4)
Условие выполнено.
В пункте 3.3 был найден максимальный рабочий ток, 
, согласно значению этого тока, выберем коэффициент трансформации для данного трансформатора тока, ближайшее значение из ряда номинальных первичных токов равно 100 А, а следовательно коэффициент трансформации будет равен:
, (3.2.6)
где 
и 
– номинальный первичный и вторичный ток.
Согласно ПУЭ раздел «Учет с применением измерительных трансформаторов тока», пункт 1.5.16. [3] класс точности трансформаторов тока должен быть не более 0,5. Но если мы обратимся в каталог выбора трансформатора тока, от производителя, то мы убедимся, что и по этому критерию выбранный трансформатор тока соответствует параметрам, так как класс точности может быть и меньше, а именно 0,2: 0,5S; 0,2S.
Данный трансформатор тока соответствует всем требованиям и его можно применять при установке в распределительном устройстве 220 кВ.
3.4 Выбор трансформаторов напряжения
Требований при выборе трансформатора напряжения значительно меньше, чем при выборе, например выключателя, но их так же необходимо выполнить. Для проверки возьмем трансформатор напряжения ЗНГ-УЭТМ-220, от производителя «Энергомаш (Екатеринбург) – Уралэлектротяжмаш».
Данный трансформатор является индуктивно антирезонансным элегазовым. Предназначен для передачи информационного сигнала приборам измерения, устройствам защиты, сигнализации и управления.
Прежде чем перейти в проверке выбранного трансформатора напряжения, необходимо отобразить его основные технические данные.
Таблица №3.3 Основные технические данные трансформатора тока ТРГ-220
| Номинальное первичное напряжение, кВ | 220/ |
| Номинальное напряжение основных вторичных обмоток, В | 100/ |
| Номинальное напряжение дополнительной вторичной обмотки, В | 100 |
| Количество и назначение вторичных обмоток, шт.: | |
| Основная для измерения и питания цепей учета электроэнергии (далее У) | 1 |
| Основная для измерения и защиты (далее И) | 1 |
| Дополнительная для защиты от замыканий на землю (далее Д) | 1 |
| Классы точности вторичных обмоток | |
| Обмотки У | 0,2; 0,5; 1; 3 |
| Обмотки И | |
| Обмотки Д | 3Р; 6Р |
Выбор трансформатора напряжения будет производиться по двум условиям [4]:
-
по номинальному напряжению;
-
по классу точности.
При выборе трансформатора напряжения по номинальному напряжению используем тот же принцип что и в разделе 3.1, получаем следующие:
(3.4.1)
Условие выполнено.
Согласно ПУЭ раздел «Учет с применением измерительных трансформаторов тока», пункт 1.5.16. [3] класс точности трансформаторов напряжения должен быть не более 0,5. Данный трансформатор имеет класс точности от 0,2 до 3. Мы выберем пороговое значение равное 0,5.
Выбранный трансформатор напряжения удовлетворил всем основным требованиям, следовательно, его можно использовать для установки в распределительном устройстве 220 кВ.
Выбранный трансформатор напряжения имеет номинальное первичное напряжение равное 
кВ, а так же номинальное напряжение основных вторичных обмоток равное 
В. От суда можно определить коэффициент трансформации трансформатора напряжения:
, (3.4.2)
где 
и 
– номинальное первичное и вторичное напряжение.
4 ВЫБОР СОСТАВА ЗАЩИТ СЕКЦИОННОГО ВЫКЛЮЧАТЕЛЯ 220 кВ
Согласно нормам технологического проектирования, раздел номер 9.13 «Релейная зашита и автоматика на шиносоединительном и секционном выключателях 110 кВ и выше» [5]:
-
на секционном выключателе должна быть предусмотрена ступенчатая
защита от междуфазных и от однофазных коротких замыканий;
-
на секционном выключателе должно быть предусмотрено однократное АПВ (Автоматическое Повторное Включение).
Следовательно, необходимо подобрать такие устройства релейной защиты и автоматики, которые бы удовлетворяли эти требованиям, а еще лучше, чтобы были выполнены дополнительные функции, которые смогут повысить уровень надежности, например устройство резервирования отказа выключателя.
Но прежде чем преступить непосредственно к выбору состава защит, необходимо проанализировать сложившуюся ситуацию отрасли релейной защиты.
По данным ОАО «Россети» на 01.01.2015 [6] в эксплуатации находится около 1,7 миллионов устройств релейной защиты и автоматики, при этом, в процентном соотношении, доля электромеханических устройств составляет 77,45 % и лишь 4,12 % микроэлектронных, и 18,43 % микропроцессорных устройств.
Но в тоже время, процентное соотношение случаев правильной работы устройств релейной защиты и автоматики от общего количества равно 99,8%, что свидетельствует об обеспечении достаточной надежности работы релейной защиты и автоматики.
Далее можно привести выдержку из данных ОАО «Россети» [6]:
«Наблюдается тенденция к снижению количества устаревших устройств РЗА (58,26% в 2013 году, 56,85% в 2014 году). Тем не менее, процент случаев неправильного срабатывания по причине старения устройств составляет недопустимо большую долю (34%) от общего числа неправильных срабатываний.
Основной парк устройств РЗА составляют электромеханические устройства (77,5%), из них в эксплуатации находится 69,2% устройств со сроком службы, превышающим нормативный. Также в эксплуатации находится большое количество устройств РЗА на микроэлектронной базе со сроком службы, превышающим нормативный (64,5%).»
Данные ОАО «Россети», находящиеся в открытом доступе, указывают на необходимость замены устройств релейной защиты, находящихся в эксплуатации, более новыми.
Именно поэтому для установки новых устройств релейной защиты и автоматики на секционном выключателе стоит выбрать микропроцессорные терминалы.
Для защиты нашего секционного выключателя выбираем устройство релейной защиты и автоматики типа ШЭ2607 016, от отечественного производителя ООО НПП «ЭКРА». Данное устройство предназначено для применения в качестве резервных или единственной защиты ВЛ напряжением 110-220 кВ и управлением линейным или обходным выключателем.
Содержит один комплект, которые реализует функции ДЗ, ТНЗНП, ТО, МТЗ, АУВ, АПВ и УРОВ
Данный терминал имеет следующие особенности:
Питание оперативным постоянным током терминала, цепей электромагнитов включения и первой группы электромагнитов отключения, а также цепей второй группы электромагнитов отключения выключателя выполнены от отдельных автоматических выключателей. Благодаря этому обеспечивается возможность отключения выключателя даже при неисправном терминале.
Ниже приведены основные технические параметры.
Таблица №4.1 Основные технические параметры терминала ШЭ2607 015
| Уставка по осям X и R характеристик PC IV ступеней ДЗ, Ом |
|
| Время срабатывания I ступени ДЗ, с | 0,0…15 |
| Время срабатывания II-III ступеней ДЗ, с | 0,05…15 |
| Время срабатывания IV-V ступеней ДЗ, с | 0,0…15 |
| Ток срабатывания реле тока I-VI ступеней ТНЗНП, А |
|
| Время срабатывания I ступени ТНЗНП, с | 0,01…15 |
| Время срабатывания II-VI ступеней ТНЗНП, с | 0,05…15 |
| Ток срабатывания реле тока I-II ступеней МТЗ, А |
|
| Ток срабатывания реле тока ТО, А |
|
| Ток срабатывания реле тока УРОВ, А |
|
| Количество независимых групп уставок, не более | 8 |
5 РАСЧЕТ УСТАВОК ЗАЩИТ СЕКЦИОННОГО ВЫКЛЮЧАТЕЛЯ 220 кВ
В пункте №4 был выбран микропроцессорный терминал релейной защиты и автоматики серии ШЭ2607 016. Данный терминал имеет следующий перечень защит и устройств автоматики:
- дистанционная защита;
- токовая направленная защита нулевой последовательности;
- токовая отсечка;
- максимальная токовая защита;
- устройство резервирования при отказе выключателя;
- автоматика управления выключателем;
- автоматическое повторное включение.
5.1 Расчет уставок устройства резервирования при отказе выключателя
Устройство резервирования отказа выключателя (УРОВ) предназначается для ликвидации повреждений, которые сопровождаются отказом выключателя. УРОВ запускается защитой отказавшего выключателя и действует на отключение всех выключателей данной подстанции, через которые ток короткого замыкание проходит к месту повреждения [8].
В нашем случае необходимо резервировать секционный выключатель, изображенный на рисунке 5.1.
Рисунок 5.1 – Фрагмент схемы подстанции с прилегающими линиями
Зона действия данного УРОВ ограниченна трансформатором тока и секционным выключателем.
Согласно рекомендация по расчету уставок защит [9], ток срабатывания УРОВ определяется следующим образом:
, (5.1.1)
где 
– минимальный ток, протекающий в месте установки УРОВ, при междуфазных коротких замыканиях и коротких замыканиях на землю; 
– коэффициент трансформации тока, который был определен в пункте 3.3.4 и равен 
; 
– коэффициент чувствительности, равный 1,2 при коротком замыкании в зоне резервирования.
Согласно исходным данным, минимальный ток короткого замыкания, протекающий в месте установки УРОВ, равняется 3645 А.
Следовательно:
.
Выдержка времени УРОВ должна выбираться минимально допустимой, для уменьшения расчётных выдержек времени резервных защит и, в то же время достаточной для обеспечения надёжной, устойчивой работы системы. Согласно рекомендация по расчету уставок защит [9], выдержка времени действия УРОВ рассчитывается следующим образом:
, (5.1.2)
где 
– меньшая выдержка времени действия УРОВ “на себя”; 
– максимальное время отключение выключателя, которое определяется типом выключателя, в данном случает 
; 
– время возврата реле контроля протекания тока;
– время запаса.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
