Расчет уставок релейной защиты 10кв excel
Сайт о релейной защите и цифровых технологиях в энергетике
Сегодня на больших подстанция 110 кВ любят применять ТТ с номинальным вторичным током 1А. В принципе идея неплохая, так как цифровым защитам этого вполне хватает, но при этом, на той же ПС, ЗРУ 6-10 кВ оснащаются стандартными пятиамперными ТТ. В итоге, чтобы сделать диффзащиту силового трансформатора нужно сначала программно выровнять вторичные токи, что в таких пределах позволяют сделать не все устройства.
В общем факторов первичной схемы, влияющих на расчет уставок много и к тому, что будет на реальном объекте ни один ВУЗ вас не подготовит.
Посудите сами, вы можете приобрести какой-нибудь иностранный САПР за 25 000 USD, но кто вам гарантирует, что он считает в соответствии с российскими нормами? Даже российские программы для расчета сетей стоят от 100 000 руб. за рабочее место, что не каждая фирма может себе позволить.
Кстати это положение дел на рынке навело меня на создание программы Гридис-КС, для построения карт селективности. С одной стороны, стоит он недорого и позволяет упростить ту часть расчета уставок, которую неудобно делать в EXCEL. С другой стороны, мы с коллегами попытались заслужить доверие пользователя, публикую данные об оцифровки каталожных защитных кривых, вплоть до указания значений погрешности.
Ну, а если у вас нет программы для расчета, вам придётся ее создать самим. Лучше всего в EXCEL, но кто-то использует и MathCad, и даже MatLab.
Мой вам совет, если хотите заниматься расчетами уставок профессионально, то изучайте EXCEL. Заодно поможете себе при оформлении проекта
МИФ 6. Расчет всегда будет идеальным
Вот мы и подошли к самой жести. Бывает так, что ты сделал все что мог, но расчет все равно не сходится. Не выходит каменный цветок! Ступень селективности получается слишком маленькая. Или чувствительность в зоне дальнего резервирования не обеспечивается. Или что-то еще. Что делать в этом случае?
Во-вторых, вы должны письменно предупредить заказчика о всех возможных последствиях, а также предложить (!) возможные варианты решения, включая замену ТТ и релейной защиты, а если это не поможет, то и первичного оборудования (например, кабелей) или даже изменение схемы. Однако, будьте готовы к тому, что менять никто ничего не будет. Часто уставки считают, когда основное оборудование уже заказано, а может даже установлено на объекте. В этом случае вам придется играть теми картами, что есть.
Письменно все должно быть оформлено, чтобы оставались следы. Это, я думаю, объяснять не нужно.
Однако, все же следует определить для себя некие “красные” границы, которые переступать нельзя. Иногда лучше потерять перспективы заработать и даже саму работу, но сохранить репутацию грамотного специалиста. Мир энергетики очень тесен и ваши косяки могут еще долго “отсвечивать” в будущем. В общем тут дело тонкое…
Ну и в-четвертых, нужно смириться с тем, что проект не всегда получается идеальным и по всем нормам. Это сложно.
Меня, например, очень раздражает, когда что-то выбивается из красивой картины. Остается чувство незавершенности. Но это реальность, которая сильно отличается от книг.
Какие выводы можно сделать по всему этому словоблудию?)
Настоящий расчет уставок одновременно и проще, и сложнее, чем его преподносят в книгах. Он просто другой. И кто бы что не говорил, это очень интересный и творческий процесс, который еще долго нельзя будет полностью автоматизировать.
Это значит, что у каждого проектировщика будет свой стиль, сформированный под влиянием множества “нестандартных” сложностей.
Ваше право выбирать как их решать, но всегда помните, что именно вы в конце концов отвечаете за результат!
В ячейках забиты формулы, подставляя исходные данные получаете результаты расчета.
Архипов В.Н. Справочник по наладке контрольно-измерительных приборов и систем возбуждения на электростанциях и подстанциях
- формат djvu
- размер 9.13 МБ
- добавлен 20 декабря 2009 г.
В. Н. Архипов, Э. А. Вишневецкий, В. П. Омельченко и др. – М.: Энергия, 1973. – 338 с. Описывается наладка контрольно-измерительных приборов и устройств технологических защит, а также наладка систем возбуждения и устройств регулирования возбуждения синхронных машин. Справочник составлен инженерами Главэлектромонтажа Минэнерго СССР
Баташов А.И., Зубарев Н.М. Трансформаторы. Основные понятия. Обозначения. Примеры расчетов параметров и задания
- формат pdf
- размер 497.13 КБ
- добавлен 27 ноября 2011 г.
Методические указания для практических заданий. Для студентов специальности 140205 "Электроэнергетические системы и сети" и "Электроснабжение". ВСГТУ - Улан-Удэ, 2006. - 48 с. В методических указания даются основные понятия, касающиеся трансформаторов, приводится методика расчета параметров схемы замещения, указаны справочные материалы и варианты заданий
Бодунген И.Н. Порубанский Ю.А. Наладка оборудования электрических подстанций
- формат djvu
- размер 1.03 МБ
- добавлен 10 августа 2011 г.
Москва. Госстройиздат. 1963 год. 169 страниц. В книге излагаются методы испытания и наладки комплекса электрического оборудования подстанций напряжением до 35 кВ перед вводом их в эксплуатацию. Рассмотрены способы испытаний силовых и измерительных трансформаторов, выключателей, реакторов, разрядников и другого электрооборудования подстанций. Описаны проверка реле и схем наиболее часто применяемых видов защит трансформаторов и кабельных линий, про.
Вайнштейн Р.А., Шестакова В.В., Коломиец Н.В. Программные комплексы в учебном проектировании электрической части электростанций
- формат pdf
- размер 1.41 МБ
- добавлен 18 августа 2011 г.
Учебное пособие. - Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2009. - 123 с. В учебном пособии рассматриваются математические модели элементов энергосистем для расчета установившихся режимов и переходных процессов, принципы моделирования действий релейной защиты и автоматики в программном комплексе "Мустанг", технология ввода данных моделей элементов энергосистемы для расчета установившихся режимов и переходных процессов. Предназначен.
Васильева В.Я., Дробиков Г.А., Лагутин В.А. Эксплуатация электрооборудования электрических станций и подстанций
- формат djvu
- размер 11.67 МБ
- добавлен 21 февраля 2010 г.
Чебоксары: Изд-во Чуваш. ун-та, 2000 г. , 864 с. Рассмотрены конструкции современного силового оборудования электростанций и подстанций, причины дефектов основных элементов конструкции, способы их контроля и устранения, техническое обслуживание. Описаны виды повреждений и анормальные режимы работы синхронных генераторов, трансформаторов и ЛЭП, типы основных и резервных защит, отечественные и зарубежные системы защит и их эксплуатация. Большое вни.
Григорьян Ф.Е., Перцовский Е.А. Расчет и проектирование глушителей шума энергоустановок
- формат pdf
- размер 12.57 МБ
- добавлен 24 декабря 2009 г.
1980. , 120 стр. Рассмотрены основные источники шума и методы его снижения на ТЭС, газо-перекачивающих станциях и других энергопредприятиях. Приведены новые методы акустического расчета и проектирования глушителей шума. Дается справочный материал, облегчающий выбор наиболее эффективных конструкций глушителей. Для проектировщиков и эксплуатационного персонала энергооборудования, а также для лиц занимающихся технической акустикой и охраной труда.
Долин А.П. Шонгин Г.Ф. Открытые распределительные устройства с жесткой ошиновкой
- формат djvu
- размер 736 КБ
- добавлен 11 декабря 2009 г.
Энергоатомиздат 88г. 192с. Рассмотрены конструкции жесткой ошиновки ОРУ 110-750 кВ. Приведены компоновки, планы, схемы заполнения, разрезы ОРУ с жесткими шинами. Дан анализ решений в отечественной и зарубежной практике проектирования. Рассмотрены особенности выбора и расчета ошиновки ОРУ, теоретические и экспериментальные результаты.
Котов О.М. Курсовое проектирование понизительной подстанции: Методические указания
- формат pdf
- размер 674.17 КБ
- добавлен 10 марта 2009 г.
Екатеринбург: УГТУ, 2000. 53 с. Методические указания включают задание на курсовое проектирование. В приложении приведены примеры расчета основных разделов пояснительной записки, а также справочный материал.
Лейтес Л.В. Электромагнитные расчеты трансформаторов и реакторов
- формат djvu
- размер 4.46 МБ
- добавлен 02 сентября 2009 г.
М.: Энергия. 1981. 392 с. Рассмотрены методы расчета электромагнитных процессов в силовых трансформаторах и реакторах.
Лисовский Г.С., Хейфиц М.Э. Главные схемы и оборудование подстанций 35-750 кВ
- формат pdf
- размер 13.15 МБ
- добавлен 16 апреля 2010 г.
Под ред. М. Э. Хейфица. Изд. 2-е, перераб. и доп., М., «Энергия», 1977. 464 с. с ил. В книге дается классификация и требования к схемам электрических соединений подстанций 35—750 КВ на основании обобщения опыта проектирования в СССР и за рубежом. Приводится методика расчета эксплуатационной надежности схем подстанций и выбора основного оборудования. Первое издание вышло в 1970 г. Во втором издании учтены новые решения, правила и нормы. Книга.
Линия электропередач осуществляет транспорт электроэнергии из точки А до точки В. На напряжении 6-35кВ ЛЭП выполняются с компенсированной или изолированной нейтралью. Данное обстоятельство накладывает определенные особенности выполнения устройств РЗА.
Например, в данных сетях допустима длительная (до нескольких часов) работа при однофазном замыкании на землю (ОЗЗ). В данном случае нагрузку переводят на другую линию, после чего происходит отключение. Также возможны варианты, когда защита от ОЗЗ на землю действует только на сигнал, либо вообще отсутствует.
Защита от двухфазных и трехфазных замыканий КЗ обеспечивается установкой комплектов РЗА в двух фазах из трех: фазе А и фазе С. Так как однофазное КЗ не критичное, то при двухфазном или трехфазном КЗ всегда отключится вся линия.
- ф.А+В => отключится по ф.А линия
- ф.А+С => отключится по двум фазам
- ф.В+С => отключится линия по ф.С
Другое дело, если произойдет двойное замыкание на землю. Это когда на двух параллельных линиях замыкается по одной разноименной фазе. В итоге у нас получается, что всего имеем 6 вариантов короткого замыкания:
- в 2 случаях отключается одна линия
- в 2 случаях другая линия
- и еще в 2 случаях происходит отключение сразу 2 линий
Получается, что в 4 вариантах из 6 одна из линий остается в работе. Это является преимуществом данного способа подключения. Другое дело, если при расшиновке фаз, вдруг не туда посадят А и В, или В и С. Тогда варианты станут плачевнее и вероятность аварий увеличится.
Скромный пример, замеряли ток на секции, или на движке каком-то, через клеммник ТТ в релейном отсеке. И после пуска и набора нагрузки выявили, что отображается у нас самая настоящая ерунда. В итоге выяснилось, что фаза B и нуль от ТТ были перепутаны местами. Как говорится, выявили дефект к устранению. Для этого и существует наладка, чтобы после монтажа проверить готовность и сдать эксплуатации к безаварийной работе.
Вопрос на засыпку? А почему двойным замыканием на землю не считается вариант двойного замыкания на одноименные фазы?
Теперь перейдем к рассмотрению и беглому рассчету следующих защит: МТЗ, ТО, ОЗЗ. Беглому, так как существует столько нюансов, что люди не один десяток книг на эту тему написали. Защиты могут выполняться, как отдельно на реле, так и в комплексе, как часть микропроцессорного терминала. Для защиты линии может быть использована трехступенчатая токовая защита, где:
- 1 ступень (токовая отсечка мгновенная) 3I>>>
- 2 ступень (то с выдержкой времени) 3I>>
- 3 ступень (мтз) 3I>
У ТО уставка по току самая большая - это грубая защита, а мтз более гибкая и позволяет выполнять функции дальнего резервирования.
МТЗ линии 6-35 кВ
Я уже рассматривал МТЗ, но, повторение - мать ученья. Максимальная токовая защита с выдержкой времени выступает в качестве первой ступени трехступенчатой защиты линии. Для расчета необходимо рассчитать ток срабатывания защиты, ток уставки, выдержку времени и отстроиться от соседних защит.
1) На первом этапе определяем ток срабатывания защиты с учетом токов самозапуска и других сверхтоков, которые протекают при ликвидации КЗ на предыдущем элементе:
в данной формуле мы имеем следующие составляющие:
Iс.з. - ток срабатывания защиты 2РЗ, величина, которую мы и определяем
kн - коэффициент надежности, который на самом деле можно считать скорее коэффициентом отстройки для увеличения значения уставки; для микропроцессорных равен 1,05-1,1, для электромеханических 1,1-1,4.
kсзп - коэффициент самозапуска, его смысл в том, что при КЗ происходит просадка напряжения и двигатели самозапускаются. Если нет двигателей 6(10) кВ, то коэффициент принимается 1,1-1,3. Если нагрузка есть, то производится расчет при условии самозапуска ЭД из полностью заторможенного состояния. Коэффициент самозапуска определяется, как отношение расчетного тока самозапуска к максимальному рабочему току. То есть зная ток самозапуска, можно не узнавать максимальный рабочий ток, хотя без этого знания не получится рассчитать ток самозапуска - в общем, сократить формулу не удастся особо.
kв - коэффициент возврата максимальных реле тока; для цифровых - 0,96, для механики - 0,65-0,9 (зависит от типа реле)
Iраб.макс. - максимальный рабочий ток с учетом возможных перегрузок, можно узнать у диспетчеров, если есть телефон и полномочия. Для трансформаторов до 630кВА = 1,6-1,8*Iном, для трансформаторов двухтрансформаторных подстанций 110кВ = 1,4-1,6*Iном.
2) На втором этапе определяем ток срабатывания защиты, согласуя защиты Л1 и Л2:
Iс.з.посл. - ток срабатывания защиты 2РЗ
kн.с. - коэффициент надежности согласования, величина данного коэффициента от 1,1 до 1,4. Для реле РТ-40 - 1,1, для РТВ - 1,3. 1,4.
kр - коэффициент токораспределения, при одном источнике питания равен единице. Если источников несколько, то рассчитывается через схемы замещения и сопротивления элементов.
Первая сумма в скобках - это наибольшая из геометрических сумм токов срабатывания МТЗ параллельно работающих предыдущих элементов. Вторая сумма - геометрическая сумма максимальных значений рабочих токов предыдущих элементов, кроме тех, с которыми происходит согласование.
3) На третьем этапе выбираем наибольший из токов, определенных по условиям 1) и 2) и рассчитываем токовую уставку:
kсх - коэффициент схемы, данный коэффициент показывает во сколько раз ток в реле больше, чем ток I2 трансформатора тока при симметричном нормальном режиме работы; при включении на фазные токи (звезда или разомкнутая звезда) равен 1, при включении на разность фазных токов (треугольник) равен 1,73.
nт - коэффициент трансформации трансформатора тока.
4) Далее определяется коэффициент чувствительности, который должен быть больше или равен значения, прописанного в ПУЭ.
Отношение минимального тока, протекающего в реле, при наименее благоприятных условиях работы, к току срабатывания реле (уставке). Для МТЗ значение kч должно быть не менее 1,5 при кз в основной зоне защиты и не менее 1,2 при кз в зонах дальнего резервирования.
5) Определяемся с уставкой по времени
Смысл уставок по времени в следующем: если у нас КЗ как на рисунке выше, то сначала должен отключиться выключатель Л1 (находящийся ближе к КЗ), это необходимо, чтобы оставить в работе неповрежденные участки системы.
То есть tс.2рз=tс.1рз+dt, где дельта t - ступень селективности. Эта величина зависит от быстродействия защит (в частности точности работы реле времени) и времени включения-отключения выключателей.
Если предыдущая РЗ является токовой отсечкой или же РЗ выполнена на электронных (полупроводниковых) реле - dt можно принять 0,3с. Если же в РЗ используются электромеханические реле, то dt может быть 0,5. 1,0. Для различных реле эта величина может доходить до нескольких секунд.
Как было написано выше, особенностью МТЗ является накапливание выдержек времени от элемента к элементу. И чем больше величина dt, тем большей будет отдаленная уставка. Для решения этой проблемы следует устанавливать цифровые РЗ (dt=0,15. 0,2с) и одинаковые выключатели. Ведь, если выключатели одного типа, то и время срабатывания у всех одинаковое. А если, оно невелико, то и суммарная величина будет мала.
В общем выбор мтз состоит из трех этапов:
- несрабатывание 2РЗ при сверхтоках послеаварийных режимов
- согласование 2РЗ с 1РЗ
- обеспечение чувствительности при КЗ в конце Л1(рабочая зона) и в конце Л2 (зона дальнего резервирования)
Расчет токовой отсечки линии
ТО может выполняться как с выдержкой времени (токовая отсечка с замедлением), так и без нее. При расчете ТО отстраивается от максимального тока короткого замыкания в конце защищаемой линии. ТО трансформатора также отсраивается от броска тока намагничивания. Формулы и более подробно про токовую отсечку написано здесь.
Для предотвращения воздействия сверхтоков и коротких замыканий, которые нельзя отключать с выдержкой времени, используется неселективная ТО без выдержки времени. Это применимо для защиты синхронных машин от КЗ на шинах, которое может привести к нарушению устойчивости параллельной работы ТГ с энергосистемой и нарушению энергоснабжения. Формула для определения тока срабатывания неселективной ТО:
В вышеприведенной формуле:
Uс.мин - междуфазное напряжение системы в минимальном режиме работы (0,9. 0,95), В
kн - уже знакомый коэффициент надежности = 1,1. 1,2
zс.мин - сопротивление системы до места установки отсечки, Ом
ko - коэффициент зависимости остаточного напряжения в месте установки отсечки от удаленности 3ф КЗ, определяется по зависимости графической
Остаточное напряжение - это напряжение, при котором обеспечивается динамическая стойкость работы синхронных генераторов (Uост>0,6) и электродвигателей (Uост>0,5).
Данная неселективная ТО применяется совместно с автоматикой (АВР, АПВ), что обеспечивает быстродействие при отключениях опасных кз. Однако, для совместной работы необходимо выполнить ряд мероприятий:
- отстроить ТО от токов намагничивания трансформаторов,
- отстроить ТО от кз на шинах НН трансформаторов, находящихся в её зоне действия
- согласовать ТО с предохранителями, выключателями и другими устройствами, находящимися в её зоне действия
Защита от однофазных замыканий на землю
При расчетах защиты от ОЗЗ следует знать способ заземления нейтрали и в зависимости от этого производить дальнейшие действия. В сетях 6-35 кВ применяется токовая защита нулевой последовательности. Условия её выбора состоит в определении тока срабатывания защиты и определении коэффициента чувствительности
В данной формуле
Iс.фид.макс - собственный емкостной ток фидера
kн - коэффициент надежности равный 1,2
kбр - коэффициент броска емкостного тока при возникновении ОЗЗ
Iс.сумм - суммарный емкостной ток сети, который можно определить по формулам ниже:
для изолированной нейтрали:
В сети с изолированной нейтралью допускается работа, если емкостной ток не превышает:
Если же значение емкостного тока превышает полученное значение, то необходимо компенсировать его с помощью реактора, то есть перейти на другой тип заземления нейтрали.
Данные токов также можно узнать в специализированных организациях. Или же определить экспериментальным путем, что дает наиболее точное и реальное значение.
Пример расчета РЗ линии 10кВ
Ну и напоследок небольшой пример расчета рза трансформатора и кабеля по схеме, приведенной на рисунке ниже:
1)На первом этапе мы составили схему замещения, которая представлена справа от самой схемы.
2)На втором этапе мы рассчитываем параметры схемы замещения )(сопротивления шин, кабеля, трансформатора) и приводим их к одному напряжению:
3) Далее определим токи трехфазного короткого замыкания в точках К1, К2 и К3
4) Выберем параметры защит для трансформатора
МТЗ. определяем по формуле, которая была выше по тексту ( 9А - номинальный ток трансформатора)
ТО. Проверяем два условия (в примере приняли цифровую защиту), второе условие - отстройка от броска тока намагничивания:
5) Выберем аналогично защиту для кабельной линии плюс ОЗЗ. С учетом, что ток емкостной равен например 1,1 А/м. Получим следующее:
Ксзп - коэффициент самозапуска, представляющий собой отношение тока при самозапуске электродвигателей к предаварийному рабочему току; значение его зависит от вида нагрузки и может колебаться в очень широких пределах от 1 до 4;
Iрабmax – максимальное значение рабочего тока (тока нагрузки) защищаемого участка
Время срабатывания защиты tсзвыбирается из следующих условий:
· Обеспечения термической стойкости трансформатора, для чего tсз не должно превышать допустимых значений;
· Обеспечения селективности по отношению к защитам предыдущих и последующих элементов.
По условию селективности для защит с независимыми характеристиками время срабатывания последующей защиты определяется по условию (29) [3, с.85]:
tсз2пред – время срабатывания предыдущей защиты 2;
Dt – ступень селективности, значение которой для микропроцессорных устройств принимается равной 0,3.
Чувствительность МТЗ характеризуется коэффициентом чувствительности Кч, который определяется как отношение минимального двухфазного КЗ в конце защищаемой зоны к току срабатывания защиты.
Согласно [2, с.267] Кч должен быть не менее 1,5.
Ток срабатывания токовой отсечки (ТО) определяем по выражению:
Кн – коэффициент надёжности (1,2-1,3);
I (3) кmaxкл – трёхфазный ток КЗ в конце защищаемой зоны.
Коэффициент чувствительности ТО определяется по выражению:
I (2) кmin – минимальный двухфазный ток КЗ в начале защищаемой зоны;
Iс.о. – ток срабатывания ТО.
Допускается проверка Кч по трёхфазному току КЗ.
1.5.1. Расчёт уставок МТЗ и ТО отходящих линий 10 кВ
Приведём пример расчёта уставок КЛ- №401
По данным Городского РЭС КЛ-№401 питает в нормальном режиме три ТП, ТП-1 мощностью 250 кВА ,ТП-2 мощностью 2x250 кВА и
ТП-3 мощностью 160 кВА.
Максимальный рабочий ток линии определяем по выражению:
åS – сумма мощностей установленных ТП;
Uср – среднее напряжение (10,5 кВ).
Определяем ток срабатывания защиты (МТЗ):
Принимаем Кн = 1,1; Ксзп = 2,5; Кв = 0,96;
Определяем коэффициент чувствительности в основной зоне:
Согласно таблице 1.2.2. двухфазный ток КЗ в конце линии равен 3687.55 А.
Коэффициент чувствительности удовлетворяет заданным требованиям.
Время срабатывания защиты линии принимаем :
tсз = 0,2 с.
Определяем ток срабатывания ТО:
I (3) кmax – максимальное значение тока трёхфазного КЗ;
Кн =1,2 – коэффициент надёжности;
Определяем коэффициент чувствительности:
Коэффициент чувствительности удовлетворяет заданным условиям.
Для остальных отходящих линий 10 кВ, ток срабатывания защит и коэффициент чувствительности определяется аналогично.
Читайте также: