Распределительный пункт 6(10) кВ. Общие сведения

Белгородский государственный технологический университет

Им. В.Г.Шухова

РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИЗАЦИЯ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Методические указания к выполнению расчетно графического задания по дисциплине «Релейная защита и атоматизация систем электроснабжения» для студентов, обучающихся по направлению 13.03.02 «Электроэнергетика и электротехника» профиль «Электроснабжение»

Тема расчетно-графического задания – «Релейная защита в распределительных сетях 6(10) кВ».

Составитель: Кузнецов Д. Б.

Белгород

БГТУ им. Шухова

2018 г.

СОДЕРЖАНИЕ:

1. Введение………………………………………………………………1

2. Распределительный пункт 6(10) кВ. Общие сведения……………4

3. Выбор трансформаторов тока……………………………………….5

4. Токовые защиты распределительных сетей. Общие сведения…...12

5. Расчет и выбор уставок токовых защит…………………………...13

6. Разработка электрической принципиальной схемы……………….30

7. Указания по выполнению расчетно-графического задания………38

Приложения…………………………………………………………….44

Литература……………………………………………………………...51

1. Введение.

Объектами автоматизации распределительных электрических сетей 6(10) являются: распределительные устройства низшего напряжения трансформаторных подстанций 6-10-35-110 кВ; линии напряжением 6-10 кВ с пунктами секционирования и резервирования; закрытые трансформаторные подстанции 6(10)/0,4 кВ и распределительные пункты, распределительные устройства напряжением 0,4 кВ ЗТП, комплектных ТП, вводные распределительные устройства потребителей.

Обеспечить нормальное функционирование электрических сетей невозможно без оснащения их надежной, чувствительной, селективной и быстродействующей релейной защитой. Применяемые в рапределительных сетях 6(10) кВ устройства релейной защиты должны быть максимально просты, надежны, экономичны н удобны в эксплуатации. Основными особенностями, определяющими выбор устройств релейной защиты в распределительных сетях, являются низкий уровень токов КЗ, которые во многих случаях соизмеримы с максимальными токами нагрузки, а также трудности согласования характеристик устройств релейной защиты линий и характеристик предохранителей высшего и низшего напряжений силовых трансформаторов.

В комплектных трансформаторных подстанциях напряжением 6(10)/0,4 кВ для защиты силовых трансформаторов со стороны высшего напряжения как правило применяются высоковольтные предохранители серии ПКТ. В крупных распределительных пунктах 6(10) кВ применяются устройства релейной защиты на эелектромеханических или микропроцессорных реле, действующие на отключение выключателя соответствующего присоединения и сигнализацию срабатывания.

При выполнении расчетно графического задания студенты должны овладеть основными методиками расчетов простейших защит отходящих линий, выбором трансформаторов тока, уметь согласовывать защиты с помощью карты селективности, разрабатывать электрические принципиальные схемы простейших защит.

Для студентов всех форм обучения.

Распределительный пункт 6(10) кВ. Общие сведения.

Распределительный пункт представляет собой распределительное устройство, состоящее из нескольких секций сборных шин, камер для оборудования, коридора управления и помещения для установки устройств защиты, автоматики и телемеханики. Сборные шины размещают в верхней части РП горизонтально на расстоянии не менее 0,5 м от перекрытия. Расстояние между сборными шинами различных фаз должно быть не менее 100 мм при напряжении 6 кВ и 130 мм при 10 кВ. Шины крепят к опорным изоляторам, установленным на металлических конструкциях или бетонных стенах. Секции шин РП разделяют секционным выключателем с секционными разъединителями.

Камеры РП в зависимости от вида установленного в них оборудования делятся на камеры выключателей, измерительных трансформаторов напряжения, разъединителей. В камерах выключателей установлены линейные разъединители с заземляющими ножами, трансформаторы тока, выключатели, шинные разъединители с заземляющими ножами. В камере трансформатора напряжения находятся трансформатор напряжения, предохранители и шинный разъединитель с заземляющими ножами, а также установлены заземляющие разъединители шин.

Во избежание ошибочных операций с разъединителями в камерах выключателей имеется блокировка, допускающая отключение разъединителей только при отключенном выключателе. Обычно применяют механическую блокировку.

В камерах с заземляющими разъединителями имеется дополнительная механическая блокировка, не позволяющая включить заземляющие ножи при включенном шинном или линейном разъединителе и, наоборот, шинный или линейный разъединитель при включенных заземляющих ножах.

В распределительном пункте имеются также измерительные приборы, реле защиты и автоматики, заземляющее устройство. Коридор управления представляет собой помещение, где установлены приводы выключателей и разъединителей.Широкое применение находят РП, совмещенные с трансформаторной подстанцией. В состав такой ТП входит распределительное устройство 6, 10 кВ, один или два силовых трансформатора и распределительное устройство 0.4 кВ.

Устройства релейной защиты, устанавливаются на верхних дверцах камер.

3. Выбор трансформаторов тока.

В сетях 6(10) кВ зависимости от назначения защиты и предъявляемых к ней требований применяются следующие схемы соединения измерительных преобразователей тока и цепей тока измерительных органов:

- трехфазная трехрелейная схема соединения в полную звезду (см. рисунок 1а);

- двухфазная двухрелейная схема соединения в неполную звезду (см. рисунок 1б).

Для данных схем подключения в нормальном режиме, а так же при трехфазных и двухфазных коротких замыканиях коэффициент схемы , показывающий в сколько раз токи в реле отличаются от токов которые протекают во вторичной обмотке трансформаторов тока, равен 1:

(1)

Рисунок1. Схемы соединения трансформаторов тока и реле.

а) трехфазная трехрелейная схема соединения в полную звезду

б) двухфазная двухрелейная схема соединения в неполную звезду

Все трансформаторы тока выбираются, как и другие аппараты, по номинальному току и напряжению установки и проверяются на термическую и динамическую устойчивость при коротких замыканиях. Кроме того, трансформаторы тока, используемые для включения релейной защиты, проверяются на величину погрешности, которая, не должна превышать 10% по току и 7° по углу. Для проверки по этому условию в информационных материалах заводов-поставщиков трансформаторов тока и в другой справочной литературе даются следующие специальные характеристики и параметры трансформаторов тока:

Кривые зависимости предельной кратности K(10) от сопротивления нагрузки (в Ом), подключенной к вторичной обмотке.

Кривые зависимости предельной кратности K(10) от мощности нагрузки (в В*А), подключенной к вторичной обмотке.

10%-ной кратностью m называется отношение, т. е. кратность, первичного тока, проходящего через трансформатор тока, к его номинальному току, при которой токовая погрешность трансформатора тока f составляет 10% при заданной нагрузке . Угловая погрешность при этом достигает 7°. Таким образом, зная кратность первичного тока, проходящего через трансформатор тока m=I1 / I1ном, можно по кривым 10%-ной кратности для данного типа трансформатора тока определить допустимую нагрузку при которой погрешность трансформатора тока не будет превышать 10%. Основные кривые зависимости предельной кратности К(10) от сопротивления или мощности нагрузки во вторичных цепях представлены в Приложении.

Порядок выбора трансформатора тока следующий:

а) определяют максимальный рабочий ток защищаемого элемента;

б) по максимальному рабочему току и номинальному напряжению защищаемого элемента выбирают трансформатор тока с соответствующим первичным номинальным током

в) определяют расчетный первичный ток , исходя из следующих соображений:

- для токовых отсечек и максимальных токовых защит с независимой выдержкой времени

- для максимальных токовых защит с ограниченно зависимой выдержкой времени

- для токовых направленных защит ,

в защитах на переменном оперативном токе для дешунтируемых электромагнитов отключения УАТ , где - - ток срабатывания электромагнита, равный 1,5-3,0 А.

г) определяют предельную кратность К(10).

(2)

д) по соответствующим кривым предельной кратности для выбранного трансформатора тока находят допустимое значение вторичной нагрузки .

е) определяют действительную расчетную нагрузку , которая должна равняться или быть меньше допустимой, т.е.

. (3)

Сопротивление складывается из сопротивления реле сопротивления проводов , переходного сопротивления в контактных соединениях. . Полное сопротивление реле определяется по потребляемой мощности S:

- ток, при котором задана потребляемая мощность, 5А. Значения потребляемой мощности даются в справочниках для каждого типа реле. Сопротивление проводов, соединяющих трансформатор тока с реле, где l - длина провода, м; s - сечение провода, мм2; у - удельная проводимость, м/ (Ом*мм), для меди равна 57, для алюминия - 35. Для каждого конкретного случая нагрузка трансформатора будет зависеть также от схемы соединения трансформаторов тока и обмоток реле и вида короткого замыкания (см. таблицу 1). Для каждой схемы необходимо рассматривать тот вид короткого замыкания, при котором нагрузка максимальная.

Таблица 1. Определение расчетной вторичной нагрузки во вторичных цепях трансформаторов тока.

Пример 1. Выбрать трансформаторы тока, устанавливаемые в камере КСО с вакуумным выключателем BB/TEL-10-20/1000. Применить двухфазную двухрелейную схему соединения в неполную звезду. Линия защищается токовыми защитами на электромеханических реле серии РТ-40. Максимальный рабочий ток в линии . Номинальное напряжение сети . Уставки токовых защит линии:

- токовая отсечка . Выполнена на реле максимального тока РТ40/50,

- максимальная токовая защита (МТЗ) . Выполнена на реле максимального тока РТ40/10 и реле времени РСВ-13-18. В токовые цепи подключен блок управления вакуумным выключателем BU/TEL-220-05А. Максимальная длина медных проводов сечением 2,5 мм.кв L=5 м.

Решение. Схема подключения вторичных цепей трансформаторов тока представлена на рисунке 2.

Рисунок 2. Токовые цепи ячейки отходящей линии.

ТА.А – трансформатор тока в фазе А, ТА.С – трансформатор тока в фазе С, КА1, КА2 – реле тока РТ40/10, КА3, КА4 – реле тока РТ40/50, КТ – реле времени РСВ-13-18-5, А2 - блок управления вакуумным выключателем BU/TEL-220-05А.

1. Предварительно выбираем трансформаторы тока ТПЛ-10К с коэффициентом трансформации 100/5 (ближайший из стандартного ряда коэффициентов трансформации, соответствующий ).

2. Для проверки трансформаторов тока по кривым предельной кратности необходимы справочные данные аппаратуры, подключенной во вторичные цепи трансформаторов тока:

- Потребляемая мощность для реле РТ40/10 0,5 В*А, для реле РТ40/50 0,8 В*А, для токовых цепей реле времени РСВ 13-18 не более 7 В*А. Полное входное сопротивление токовых цепей одной из фаз в режиме ожидания отключения блока BU/TEL-220-05А не более 0,09 Ом.

Кривая предельной кратности (кривая 2) для трансформаторов тока ТПЛ-10К представлена на рисунке 3.

Рисунок 3. Кривые предельной кратности трансформаторов тока ТПЛ-10К: 1-5/5-50/5, 2-100/5-400/5, 3-800/5, 4-1000/5, 5-1500/5.

3. Рассчитаем предельную кратность К(10) по фоормуле (2). Значение .

4. Определим действительную расчетную нагрузку . Полное сопротивление реле определяется по потребляемой мощности S: , где – номинальный вторичный ток. Для реле РТ40/10 . Для реле РТ40/50 . Для реле времени РСВ-13-18 . Сопротивление блока управления, как указано выше, .

Сопротивление медных проводов

Согласно табл. 1 п. 2 для схемы, приведенной на рисунке 2 наибольшее значение расчетной вторичной нагрузки при двухфазном коротком замыкании для фаз АВ или ВС. В нашем случае

5. По кривой 2 рисунка 3 при допустимая нагрузка составит около 1 Ом. Для выбранного предварительно типа трансформаторов тока с коэффициентом тансформации 100/5 условие выполняется.

Пример 2. Для условий примера 1 провести проверку предварительно выбранных трансформаторов тока ТОЛ-СЭЩ-10 100/5 по кривым предельной кратности, представленным на рисунке 4.

Рисунок 4. Кривые предельной кратности трансформаторов тока ТОЛ-СЭЩ-10 для трансформаторов тока 10/5…300/5, номинальной нагрузкой 15 В*А и номинальными предельными кратностями 10, 15, 20.

Кривые рис. 4 представлены для допустимых нагрузок в В*А. В п.4 примера 1 рассчитано Тогда:

, где – номинальный вторичный ток.

Для условие выполняется для кривых с номинальными предельными кратностями 15 и 20.

4. Токовые защиты распределительных сетей. Общие сведения.
Защита от КЗ элементов сети 6 и 10 кВ распределительных сетей осуществляется преимущественно с помощью токовых защит.

Токовые защиты подразделяются на ТО (токовая отсечка) и МТЗ (максимальная токовая защита). ТО и МТЗ различаются между собой способом обеспечения селективности. Селективность МТЗ достигается с помощью выдержек времени, а ТО - выбором тока срабатывания.

Ток срабатывания ТО отстраивают от тока КЗ в конце зоны действия. Зона действия ТО без выдержки времени по условию обеспечения селективности не должна выходить за пределы защищаемого элемента. МТЗ отстраивают от максимального тока нагрузки присоединения. МТЗ должна быть согласована с токовыми защитами предыдущих присоединений по току и по времени.Согласование по току заключается в том, что ток срабатывания должен быть больше тока срабатывания предыдущих присоединений с учетом тока нагрузки.

Согласование по времени заключается в том, что время срабатывания МТЗ должно быть больше времени срабатывания МТЗ предыдущих присоединений.

Согласование по току и по времени зависит от вида времятоковых характеристик. На практике возникает необходимость согласования токовых защит отходящих линий с плавкими вставками предохранителей 6(10) кВ и 0,4 кВ и автоматическими выключателями 0,4 кВ.

5. Расчет и выбор уставок токовых защит.

5.1 Расчет уставок токовой отсечки. Токовая отсечка без выдержки времени (первая ступень токовой защиты) предназначена для ускорения отключения близких КЗ. Ее уставка (ток срабатывания) выбирается из условия отстройки (несрабатывания) от КЗ на смежных присоединениях: линиях, трансформаторах, т.е. от максимального трехфазного тока КЗ в конце защищаемой линии или на выводах НН трансформатора.Ток срабатывания ТО выбирается больше максимального тока, протекающего по защищаемой линии при внешних повреждениях (точка К2, рис. 5):

Рисунок 5. К расчету уставок токовой отсечки.

Для токовой отсечки, аппаратура которой установлена в ячейке отхоящей линии 10 кВ, изображенной на рисунке 5,

, (4)

где:

– значение (первичное) уставки токовой отсечки, А,

– коэффициент надежности, принимаемый для цифровых реле 1,15…1,2; для реле РТ40 или РСТ – Кн = 1,2…1.3; при использовании электромагнитного элемента реле РТ-80 Кн = 1,5…1,6; для реле РТМ – Кн = 1,8…2.0.

– значение максимального (3-фазного) тока КЗ в точке К2. Кроме отстройки токовой отсечки от максимального значения тока КЗ на конце линии, необходимо обеспечить несрабатывание при бросках тока намагничивания (БТН) силовых трансформаторов. Эти броски тока возникают в момент включения под напряжение ненагруженного трансформатора и могут в первые несколько периодов превышать номинальный ток трансформатора в 5—7 раз. Однако выбор тока срабатывания отсечки трансформатора по условию (4), как правило, обеспечивает и отстройку отсечки от бросков тока намагничивания.

Величина токовой отсечки должна обеспечивать ее несрабатывание при максимальных токах короткого замыкания за силовыми трансформаторами. Поэтому для линии рис. 5 должно выполняться условие:

(5)

– значение максимального (3-фазного) тока КЗ в точке К3 (за трансформатором).

– коэффициент трансформации.

После вычисления тока срабатывания ТО определяется ток срабатывания реле (вторичный), который устанавливается на реле. Значение тока срабатывания реле рассчитывается по выражению:

(6) где:

– ток срабатывания реле (вторичный), А,

– коэффициент схемы (в сетях 6 или 10 кВ, как правило ),

– коэффициент трансформации трансформатора тока.

Чувствительность отсечек проверяется по току двухфазного КЗ в месте установки защиты при минимальном режиме работы питающей системы, т.е. при токах КЗ в начале защищаемой линии. Для рис. 5:

(7) где:

– минимальный ток 2-фазного КЗ в точке 1. для токовых отсечек должен быть больше 1,2.

Пример 3. Рассчитаем уставку токовой отсечки для воздушной линии электропередачи (ВЛ), на которой установлены комплектные трансформаторные подстанции (КТП). Основные параметры ВЛ указаны в таблице 2. Для токовой отсечки применяются реле РТ40.

Таблица 2. Параметры ВЛ

Параметр	Значение
РП:
Номинальное напряжение, кВ:	10
Коэффициент трансформации трансформаторов тока, ***/5	100/5
Схема соединения трансформаторов тока и нагрузки	Двухрелейная в неполную звезду
Ток 3-фазного КЗ на шинах РП, точка К1, кА	2,3
КТП №1:
Номинальная мощность, кВА	160
Ток 3-фазного КЗ на стороне ВН, точка К2.1, кА	1,69
Ток 3-фазного КЗ за трансформатором, точка К2.2, кА	4,78
КТП №2:
Номинальная мощность, кВА	160
Ток 3-фазного КЗ на стороне ВН, точка К3.1, кА	1,37
Ток 3-фазного КЗ за трансформатором, точка К3.2, кА	4,66
КТП №3:
Номинальная мощность, кВА	63
Ток 3-фазного КЗ на стороне ВН, точка К4.1, кА	1,1
Ток 3-фазного КЗ за трансформатором, точка К4.2, кА	1,96
КТП №4:
Номинальная мощность, кВА	250
Ток 3-фазного КЗ на стороне ВН, точка К5.1, кА	0,979
Ток 3-фазного КЗ за трансформатором, точка К5.2, кА	6,36

Решение. Ток 3-фазного короткого замыкания на конце защищаемой линии (минимальный ток КЗ на стороне высшего напряжения, приведенный в таблице 2) в точке К5.1. Согласно (4):

Рассчитаем величину броска токов намагничивания силовых трансформаторов, установленных в КТП воздушной линии.

Величина превышает величину броска токов намагничивания трансформаторов КТП.

Максимальный ток 3-фазного короткого замыкания за трансформатором КТП №4, точка К 5.2. Ток 3-фазного КЗ в точке К 5.2, приведенный к стороне высшего напряжения составит

Рисунок 6. Схема воздушной линии электропередачи.

Условие (5) выполняется – отсечка не сработает при КЗ за трансформатором.

Проверим значение по чувствительности к току двухфазного КЗ в месте установки защиты при минимальном режиме работы питающей системы, т.е. при токах КЗ в начале защищаемой линии. Значение 3-фазного КЗ в месте установки защиты (точка К1) 2,3 кА. Рассчитаем значение 2-фазного КЗ: