Ele-prof.ru

Электро отопление
3 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Выбор уставок срабатывания ЛЗШ

Выбор уставок срабатывания ЛЗШ

Логическая защита шин предназначена для наискорейшиго отключения секций шин подстанции при протекании по ним токов короткого замыкания.

Работа ЛЗШ построена на логике блокирования вышестоящих выключателей. В нашем случае используем следующую логику блокирования:

1. РЗиА отходящих линий от секции шин блокируют свой ввод и секционный выключатель.

2. Секционный выключатель блокирует работу ЛЗШ обоих вводов.

При данном подходе к логике блокирования уставки ЛЗШ на вводах и секционном выключателе выставляються одинаковыми как по току так и по времени.

Коэффициент чувствительности ЛЗШ по отношению к минимальному току короткого замыкания на СШ 6 кВ должен быть 2.

Уставки ЛЗШ для РУ-6кВ:

Ток срабатывания ЛЗШ Ввода = 1350 А

Уставки ЛЗШ для ПС 35/6 кВ:

Ток срабатывания ЛЗШ СМВ = 1400 А

Ток срабатывания ЛЗШ Ввода №1 = 1400 А

Ток срабатывания ЛЗШ Ввода №2 = 1400 А

Время срабатывания ЛЗШ принимаеться равным 0,1 с для того чтобы обеспечить прохождение сигналов блокирования.

8. РАСЧЕТ УСТАВОК ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ АВТОМАТИКИ

Расчёт параметров срабатывания пусковых и контрольных органов АПВ

Рассчитаем двухкратное АПВ на фидере №6.

Согласно ПУЭ п. 3.3.6 на линиях с односторонним питанием возможно применение 2-ух кратного АПВ если это позволяет технологический процесс.

Поскольку от ВЛ нашей подстанции питаються только трансформаторные подстанции то применение двухкратного АПВ допустимо.

Расчитаем время срабатывания АПВ первого цикла:

Время деионизации для сетей 6 кВ tд=0.1 с, время готовности выключателя и время включения выключателя для микропроцессорных защит SIPROTEC 4 соответственно равны tгв=0.3 с и tвв=0.05 с, время готовности привода tгп=0.15 с. Время запаса примем равным tзап=0,75 с. Рассчитываем уставки времени АПВ по формулам (26), (27), (28):

Выбираем большую из уставок, т.е. t1АПВ=1 с.

Выполним ускорение защиты после АПВ, чтобы при неустранившемся коротком замыкании не создать в системе еще более неблагоприятную ситуацию, а так же для уменьшения влияния установившегося тока короткого замыкания на оборудование. По рекомендациям из литературы примем tуск=0.1 с.

Время срабатывания АПВ второго цикла выберем согласно рекомендациям ПУЭ:

АПВ вводов 6 кВ выполним воднократном исполнении согласно ПУЭ п. 3.3.2 и п. 3.3.6.

Расчет АПВ для остальных фидеров выполняется аналогично, результаты сведены в приложение 7.

Расчёт параметров срабатывания пусковых органов АВР

Рассчитаем АВР для секционного выключателя на 12 ячейке.

По формуле (31) напряжение срабатывания АВР:

Время срабатывания по формулам (32) и (33):

где t1=0,9 – время срабатывания защиты на вводе ПС;

где tсз=0,9 с – время срабатывания защиты, являющееся максимальным из всех времен срабатывания защиты на фидерах.

Из полученных двух значений уставок выбираем большее, следовательно, tсрАВР=2,8 с.

АВР на секционном выключателе на стороне высшего напряжения рассчитывается по тем же формулам. Параметры АВР являются следующими:

Карта уставок автоматики представлена в графической части.

Вывод по проделанной работе

В данной курсовой работе была рассчитана защита ПС 35/6 кВ на базе микропроцессорных терминалов SIPROTEC 4. Данное устройство защиты позволяет осуществить защиту линий, силовых трансформаторов, и различных электродвигателей. На базе этих терминалов были рассчитаны необходимые токовые защиты подстанции. Все защиты удовлетворяют правилам устройства электроустановок по чувствительности, а так же обладают должной селективностью. Для обеспечения большей надёжности питания потребителей были рассчитаны уставки автоматики повторного включения и автоматического ввода резерва.

Список литературы

1. Правила устройства электроустановок. Издание седьмое, переработанное и дополненное с изменениями. – М.: Главгосэнергонадзор России, 2004.

2. А.В. Ромодин, А.В. Кухарчук. Конспект лекций по дисциплине «Релейная защита и автоматизация систем электроснабжения». – Пермь, 2009.

3. Каталог SIPROTEC 4. Устройства релейной защиты.– М., 2009.

4. М.А.Шабад. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей: Монография. − Спб.: ПЭИПК, 2003

5. Н.В. Чернобровов, В.А. Семенов. Релейная защита энергетических систем. – М.: Энергоатомиздат, 1998.

6. Справочник по проектированию электроснабжения. Под ред. Ю.Г. Барыбина, Л.Е. Федорова и др. – М.: Энергоатомиздат, 1990.

В-3. Общие требования к расчету (выбору уставок) релейной защиты

Расчет релейной защиты заключается в выборе рабочих параметров срабатывания (рабочих уставок) как отдельных реле, так и многофункциональных устройств защиты. Во всех существующих и разрабатываемых устройствах защиты должна быть предусмотрена возможность плавного или ступенчатого изменения параметров срабатывания в определенных пределах. Но только правильный выбор и установка рабочего параметра превращают «реле» в «релейную защиту»конкретной электроустановки.

Традиционно выбор рабочих уставок («настройка») РЗА производится в расчете на «наихудший случай», учитывая что неправильное действие РЗА может привести к нарушению электроснабжения. И даже при том, что действие было оформлено как заранее допущенное (см. выше), ущерб от неселективного срабатывания и, тем более, отказа РЗА может вызвать непредвиденные тяжелые последствия и для потребителей, и для электроснабжающего предприятия. По современным зарубежным данным последствия неправильных действий РЗА, в том числе по причинам неправильного выбора рабочих уставок, оцениваются в миллионах долларов США.

К сожалению, в последние годы у нас заметно уменьшился выпуск изданий, посвященных расчетам (выбору рабочих уставок срабатывания) устройств релейной защиты, в том числе устройств РЗ с относительной селективностью, используемых в распределительных сетях. Информационные материалы предприятий изготовителей устройств РЗА не приводят необходимых методических указаний и примеров расчетов, поскольку изготовитель не знает того, конкретно где будет установлено каждое устройство РЗА.

Читайте так же:
Быстродействующий выключатель постоянного тока принцип действия

Для выполнения расчета релейной защиты (выбора рабочих уставок) прежде всего необходимы полные и достоверные местные исходные данные, к которым относятся:

первичная схема защищаемой сети и режимы ее работы (с указанием, как создаются рабочие и ремонтные режимы — автоматически или неавтоматически);

сопротивление и ЭДС (или напряжения) питающей системы для максимального и минимального режимов ее работы (или мощности КЗ);

режимы заземления нейтралей силовых трансформаторов; параметры линий, трансформаторов, реакторов и т.д.;

значения максимальных рабочих токов линий, трансформаторов и т.п. в рабочих, ремонтных и послеаварийных режимах;

характеристики электроприемников (особенно крупных электродвигателей); типы выключателей;

типы и параметры измерительных трансформаторов тока и трансформаторов напряжения с указанием мест их установки в схеме сети;

типы и параметры срабатывания (уставки) существующих устройств защиты и автоматики на смежных элементах (как питающих, так и отходящих);

типы и принципиальные схемы устройств релейной защиты и автоматики, подлежащих расчету.

Для обеспечения селективности РЗ рабочие уставки защит с относительной селективностью на смежных элементах (линиях, трансформаторах)должны быть согласованы между собой. Для максимальных токовых защит речь идет о согласовании по току (чувствительности) и по времени. Поэтому выбор уставок следует производить, как правило, не для одного элемента, а для участка сети, причем «попарно». В каждой паре одна, например, линия и её защита будут называться «предыдущими» или нижестоящими (downstream), а другая линия (защита), расположенная ближе к источнику питания — «последующей» или вышестоящей (upstream) . В течение производства расчета пары и названия элементов будут изменяться, т.е. та РЗ, которая была вышестоящей (последующей) может стать предыдущей в паре с РЗ питающей линии (трансформатора). Выбор уставок в такой сети, таким образом, ведется от наиболее удаленного элемента по направлению к источнику питания.

При необходимости расчета уставок защиты одного вновь включаемого элемента надо согласовать выбранные уставки с уставками существующих защит, по возможности не изменяя последних. При использовании РЗ с аналоговыми реле, которые пока составляют большинство, следует избегать «сменных уставок», изменяемых в связи с изменением режима сети, так как производить смену уставок этих реле автоматически — сложно, а вручную — требует много времени и повышает вероятность ошибок в настройке защиты.

В общем случае релейная защита не должна ограничивать возможности полного использования основного электрического оборудования сети. Однако при разработке режимов работы сети, в свою очередь должны учитываться и технические возможности типовых устройств релейной защиты. Не исключено, что по результатам расчета уставок некоторые редкие режимы могут быть запрещены, чтобы не усложнять релейную защиту.

При выборе первичных схем электроустановок и сетей следует учитывать условия выполнения более простой и надежной релейной защиты и возможности предотвращения или ликвидации нарушений, обеспечиваемые автоматикой. Последнее также подчеркивает необходимость комплексного рассмотрения вопросов релейной защиты и противоаварийной автоматики сети (АПВ, АВР, делительных устройств, автоматического секционирования и др.).

Немаловажное значение имеет оформление материалов расчета релейной защиты и автоматики.

Расчет уставок должен состоять, как правило, из разделов:

  1. Исходные данные (с указанием источников информации).
  2. Расчет токов КЗ.
  3. Выбор уставок (с необходимым графическом материалом в виде схем, карт селективности и др.).
  4. Результаты расчета. Этот раздел должен содержать окончательно выбранные уставки и другие данные для регулировки (максимальные токи КЗ, коэффициенты возврата реле и т.п.).

Рекомендуется прикладывать к расчету схему сети с условными обозначениями типов релейной защиты и указанием выбранных уставок. В характерных точках сети на схеме могут быть приведены значения токов КЗ.

На основании расчета составляются задания на наладку защиты каждого из элементов сети.

Задание на наладку защиты должно содержать:

  1. наименование и технические данные защищаемого элемента (необходимые для расчета токов КЗ и уставок защиты);
  2. тип, коэффициент трансформации, схему соединения и место установки трансформаторов тока и, при необходимости, трансформаторов напряжения;
  3. номера принципиальных схем релейной защиты, автоматики и управления защищаемого элемента, дату их выпуска и наименование организации, выпустившей эти схемы (или одну общую схему);
  4. рабочие уставки основных реле тока и напряжения (с указанием номеров позиций в схеме и типов реле) в первичных и вторичных величинах, коэффициенты возврата, максимальные вторичные величины для проверки надежности работы контактной системы реле; для токовых реле, имеющих ступенчатую регулировку тока срабатывания, дополнительно указываются ориентировочные числа витков или номера контактных разъемных соединений, требующие уточнения при настройке реле; для токовых реле, имеющих обратную зависимость времени действия от тока, дополнительно указываются ток и время срабатывания, соответствующие независимой части характеристики, а при необходимости особенно точной настройки — ещё несколько контрольных точек (тока и времени) в зависимой части характеристики (например, при вынужденном уменьшении ступени селективности); для цифровых реле (терминалов) дополнительно указываются наименования времятоковых характеристик, их коды и другие параметры настройки;
  5. для аналоговых реле направления мощности задаются максимальные токи и напряжения, при которых должен отсутствовать «самоход»на срабатывание реле, мощность срабатывания (чувствительность) при угле максимальной чувствительности, значение максимального тока для проверки надежности работы контактов (формы задания для более сложных реле и панелей защиты приведены в соответствующих инструкциях по наладке);
  6. рабочие уставки вспомогательных реле: время замыкания реле времени, время срабатывания и возврата специальных промежуточных реле с замедлением действия, ток срабатывания специальных промежуточных реле и реле времени, включаемых в цепи трансформаторов тока.
Читайте так же:
Как выключается выключатель вверх или вниз

В примечании к заданию могут указываться расчетные условия, для которых выбраны рабочие уставки: максимальные рабочие токи защищаемого элемента, режимы его работы и т.п. При необходимости указываются сменные уставки. В задании следует привести конкретные указания по эксплуатации устройств релейной защиты и автоматики (если таковые имеются), которые затем будут включены в инструкцию для оперативного дежурного персонала.

Задание должно быть согласовано с организацией, эксплуатирующей энергетический объект, от которого получает питание защищаемый элемент.

Все сделанные расчеты и задания на наладку должны регистрироваться в специальных журналах.

Особенности расчетов уставок срабатывания и содержания заданий на наладку цифровых устройств РЗА.

Для цифровых устройств РЗА рассчитываются и задаются уставки для каждого из имеющихся наборов уставок, один из которых может называться основным (первичным), другой — резервным (вторичным). Могут быть приняты иные названия. Необходимо указать при каких условиях и какими способами происходит перевод цифровой защиты с одного набора на другой. Для многофункциональных цифровых реле и терминалов необходимо указывать уставки для всех функций с отметкой об использовании или неиспользовании, для всех ступеней, для выбранных рабочих характеристик с обозначением их кодов. Могут быть и другие особенности, которые рассматриваются в соответствующих разделах книги. По мере развития микропроцессорной техники возможно появление новых цифровых реле и терминалов со своими особенностями, которые обязательно отмечаются в информационных материалах предприятий — изготовителей.

Для правильной организации труда специалиста по расчетам РЗА на его рабочем месте должен быть персональный компьютер (подчеркиваем: персональный),

соответствующий современным требованиям. В ПК должны храниться (и по мере необходимости корректироваться) справочные материалы, получаемые от изготовителей аппаратуры РЗА, которая используется или может использоваться на данном энергопредприятии. Здесь же должны храниться местные справочные материалы: сборник параметров основных элементов энергосистемы или электросети (постоянно корректируемый и пополняемый по мере сооружения новых линий, установки новых трансформаторов); схемы сети; таблицы максимальных рабочих токов линий и трансформаторов; карта уставок, представляющая собой упрощенную принципиальную схему сети с обозначением типов релейной защиты и автоматики и их уставок (в крупных сетях выполняют несколько карт уставок: для сетей 110, 35, 10 кВ и т.п.).

Расчетчику на рабочем месте полезно иметь небольшую личную библиотеку, в которой должен быть краткий математический справочник, современный электротехнический справочник, литература по релейной защите и автоматике электрических станций и сетей, а также список телефонов и адресов (в том числе электронных) тех организаций, где можно оперативно получить необходимую консультацию.

И, наконец, необходимо подчеркнуть, что расчеты релейной защиты требуют не только определенных знаний и навыков, но и в большой степени аккуратности и внимательности.

20 Октябрь, 2014 12505 Печать

Кто должен считать уставки?

Добрый день коллеги! Недавно возник вопрос по разграничению принадлежности расчетов уставок РЗА. Ситуация следующая: мы проектируем ПС 110/10кВ. Естественно все уставки на ней считаем сами. По ВЛ-110 подключаемся к МРСК (ФСК). И вот тут вопрос на их подстанциях мы должны пересчитывать уставки в связи с подключением нашей ПС, или все же они сами знают "что растет в их огороде" и расчет производят своими силами? Есть ли какие- либо нормативные документы по разграничению работ? Может у кого есть боевой опыт в решении данных споров? Вообще кто как думает?
Просто такое ощущение, что как это у нас в России и бывает, хочешь подключиться к 1фидеру — должен реконструировать всю секцию))).

2 Ответ от Fiksius 2011-06-10 12:25:59

  • Fiksius
  • Пользователь
  • Неактивен
  • Зарегистрирован: 2011-01-12
  • Сообщений: 738
  • Репутация : [ 0 | 0 ]
Re: Кто должен считать уставки?

Присоединяюсь к вопросу.
Ладно, если речь идет про основные защиты ВЛ, но вот когда заказчик требует пересчитать резервные защиты. Меняешь, допустим, АТ на узловой ПС на большей мощности — естественно плывут токи в прилегающей сети — логично, что надо скоректировать защиты, но вот, например, чтобы пересчитать 3ю ступень ТЗНП на ПС А, надо пересчитать уставки второй на ПС Б, а для этого пересчитать уставки 1й на ПС В.
Если нет специальных программ, то подобный расчет может больше месяца занять. А смысл его? Ведь, если где нить не пройдет чувствительность ты все равно не сможешь своим проектом поменять защиты во всей сети.
На курсах в ПЭИПК говорили, чтоб в проектах только основные и первые ступени резервных считали, все равно РДУ свой расчет выполнит.

Читайте так же:
Накладки для выключателя джутовая филигрань

3 Ответ от Cas8585 2011-06-10 12:33:33 (2011-06-10 12:34:08 отредактировано Cas8585)

  • Cas8585
  • Пользователь
  • Неактивен
  • Зарегистрирован: 2011-01-19
  • Сообщений: 74
  • Репутация : [ 0 | 0 ]
Re: Кто должен считать уставки?

По идее РДУ и содержит своих расчетчиков чтобы при изменении сети пересчитывать уставки. Если бы все в своих проектах все просчитывали, то путаница бы началась с актуальностью уставок. Но вот где это документально запечатлено?

4 Ответ от ShSF 2011-06-10 12:41:42 (2011-06-10 12:56:41 отредактировано ShSF)

  • ShSF
  • Пользователь
  • Неактивен
  • Зарегистрирован: 2011-01-17
  • Сообщений: 713
  • Репутация : [ 0 | 0 ]
Re: Кто должен считать уставки?

Считает, тот в чём оперативном управлении находятся ВЛ. Определено в стандарте «Релейная защита и противоаварийная автоматика. Организация взаимодействия служб релейной защиты и автоматики в ЕЭС России». И закреплено в «Положениях по взаимоотношениях между …..» РДУ-ФСК, РДУ-МРСК/ТГК. Такие же положения должны быть и между ФСК-МРСК, ФСК – ОГК/ТГК и тому подобное. Хотя не факт, что есть, но должны быть.
Если в управлении РДУ, то вся необходимая для расчета уставок информация (проектные данные, уставки на ПС, параметры ВЛ и т.п )должны быть переданы в РДУ за 6 месяцев до включения ПС. (Раньше бы написал, что такого нет, а не могу. В мае получили все, что нужно для включения ВЛ в ноябре. Свершилось!! 🙂 ). За 2 месяца до включения РДУ должно выдать все уставки.

Пока писал, появились еще хорошие вопросы. Так вот кто планирует включения про эти моменты не задумывается. Раз ВЛ – то только уставки это ВЛ. Все, что написал выше относится и к этим вопросам.
Между всеми вышеупомянутыми организациями должны быть утверждены перечни:
1. Устройств РЗА находящихся в оперативном ведении уставки для которых выдает РДУ
2.Устройств РЗА находящихся в оперативном ведении РДУ уставки для которых считает «СУБЪЕКТ» и согласовывает с РДУ.
Все что не попало в них считает СУБЪЕКТ сам. Естественно, что находится в управлении РДУ считает РДУ.
Еще может быть отдельный перечень устройств РЗА не находящихся в ведении РДУ, но уставки для которых считает РДУ. У нас по крайней мере так.
.

Пример расчета уставок кабельной линии 10 кВ с ответвлениями

В данной статье будет рассматриваться пример расчета уставок токовых защит для кабельной линии 10 кВ с ответвлениями.

Согласно ПУЭ 7-издание пункт 3.2.93 на линиях с односторонним питанием от многофазных КЗ должна предусматриваться двухступенчатая токовая защита.

Первая ступень – токовая отсечка (ТО) без выдержки времени, вторая ступень максимально-токовая защита (МТЗ) с независимой или зависимой характеристикой выдержки времени.

В конце каждого ответвления установлены трансформаторы типа ТМГ 10/0,4 кВ, защищенные предохранителями типа ПКТ. Расчетная схема кабельной линии 10 кВ представлена на рис.1.

Рис.1 – Расчетная схема кабельной линии 10 кВ

1. Параметры питающей системы:

  • Uc.ном = 10,5 кВ – среднее номинальное напряжение системы;
  • Iк.мах. = 5500 А – ток КЗ системы в максимальном режиме на шинах 10 кВ;
  • Iк.min. = 5030 А – ток КЗ системы в минимальном режиме на шинах 10 кВ;

2. Характеристики трансформаторов 10,5/0,4 кВ

Тип тр-ровМощность Sном., кВАНоминальное напряжение, кВНапряжение короткого замыкания Uк, %
ВННН
ТМГ-160/1016010,50,44,5
ТМГ-250/1025010,50,44,5
ТМГ-400/1040010,50,44,5

3. Параметры линий:

Значения активных и реактивных сопротивлений для кабеля марки АСБ-10 сечением 35 мм2 определяем по таблице 2-5 [Л1.с 48].

  • Rуд.=0,894 Ом/км – удельное активное сопротивление;
  • Худ. = 0,095 Ом/км – удельное реактивное сопротивление;
  • L1 = 1500 м – длина кабельной линии КЛ-1;
  • L2 = 1000 м – длина кабельной линии КЛ-2;

Таблица 2.5 - Значения активных и реактивных сопротивлений кабелей

4. Для защиты кабельной линии применяется микропроцессорный терминал типа Sepam 1000+S40 .

5. Трансформаторы тока ТОЛ-СЭЩ-10-100/5:

  • Iтт1ном. = 100 А –номинальный первичный ток ТТ;
  • Iтт2ном. = 5 А –номинальный вторичный ток ТТ;
  • nт = Iтт1ном./ Iтт2ном. = 100/5 = 20 – номинальный коэффициент трансформации ТТ.

Расчет тока трехфазного КЗ

1.1. Определяем максимальный рабочий ток для трансформаторов 10,5/0,4 кВ:

1.1. Определяем максимальный рабочий ток для трансформаторов 10,5/0,4 кВ

1.2. Определяем полное сопротивление двухобмоточных трансформаторов 10,5/0,4 кВ по выражению 25 [Л2. с. 27]:

1.2. Определяем полное сопротивление двухобмоточных трансформаторов 10,5/0,4 кВ

  • Uном. – номинальное напряжение трансформатора, кВ;
  • Sном. – номинальная мощность трансформатора, кВА;

Еще в технической литературе вы можете встретить, вот такую формулу по определению полного сопротивления трансформатора.

Как мы видим результаты совпадают.

1.3. Определяем сопротивление системы в максимальном режиме по выражению 3 [Л2. с. 5]:

1.4. Определяем сопротивление кабельных линий с учетом длины, по формулам представленным в [Л5. с. 21]:

1.4. Определяем сопротивление кабельных линий с учетом длины

1.5. Рассчитаем ток трехфазного КЗ в точке подключения трансформаторов (точка К2), ближних к источнику питания (в конце кабельной линии КЛ-1):

1.6. Рассчитаем ток трехфазного КЗ в точке К3 в конце кабельной линии КЛ-2:

Подбор теплового реле для защиты электродвигателя от перегрузки

Правильно подобрать тепловое реле — одно из важнейших условий защиты электродвигателя от перегрузки при защите элктродвигателя с помощью магнитного пускателя и теплового реле.

Защита электродвигателя от перегрузки должна устанавливаться в тех случаях, когда возможна перегрузка механизма по технологическим причинам, а также при тяжелых условиях пуска и для ограничения длительности пуска при пониженном напряжении. Защита должна выполняться с выдержкой времени и может быть осуществлена тепловыми реле.

В статье приведена методика и таблица выбора тепловых реле для защиты электродвигателей.

Читайте так же:
Где расположить выключатель для ванной

Расчет токовой отсечки линии

Согласно [Л3, с.39] селективность токовой отсечки без выдержки времени установленной на линии обеспечивается выбором ее тока срабатывания Iто.с.з. большим, чем максимальное значение тока КЗ Iк.з.макс. при повреждении в конце защищаемой линии.

При расчете ТО линии, по которой питается несколько трансформаторов, ТО должна отстраиваться от КЗ на выводах ближайшего трансформатора для обеспечения селективности между ТО и защитами трансформаторов [Л4, с.22] (см. пример 12 [Л3, с.102]).

2.1. Определяем ток срабатывания токовой отсечки по выражению 1-17 [Л3, с.39]:

где: kн – коэффициент надежности, для цифровых терминалов, в том числе Sepam принимается в пределах 1,1 – 1,15;

Токовую отсечку нужно отстраивать не только от максимального значения тока КЗ, но и отстраивать от бросков тока намагничивания (БТН) силовых трансформаторов согласно [Л3, с.41].

Данные токи возникают в момент включения под напряжения ненагруженного трансформатора и могут достигать значения 5-7*Iном.тр.

Однако как показывает практика, выбор тока срабатывания ТО по условию отстройки от максимального значения тока КЗ, обеспечивает и отстройку от бросков тока намагничивания.

2.2. Для проверки себя, выполним условие отстройки ТО от бросков тока намагничивания по выражение 4.12 [Л4, с.22]:

  • kбтн = 5 — 7 – коэффициент броска тока намагничивания;
  • ∑Iном.тр. – сумма номинальных токов всех трансформаторов, питающихся по линии, А;

2.3. Определяем вторичный ток срабатывания реле по формуле 1-3 [Л3, с.18]:

где: kсх=1 — когда вторичные обмотки трансформаторов тока, выполнены по схеме «полная звезда» и «неполная звезда»;

2.4. Определяем коэффициент чувствительности при двухфазном к.з. в минимальном режиме по выражению 1-5 [Л3, с.19]:

Согласно ПУЭ 7 издание пункт 3.2.21.2 kч.то > 1,5.

Принимает ток срабатывания ТО Iто.с.з.=2849 A, время срабатывания ТО t = 0 сек.

Выбор теплового реле

Реле предназначено для обеспечения защиты электродвигателей от токовых перегрузок недопустимой продолжительности. Они также обеспечивают защиту от не симметрии токов в фазах и от выпадения одной из фаз. Выпускаются электротепловые реле с диапазоном тока от 0.1 до 86 А. Реле РТЛ могут устанавливаться как непосредственно на пускатели ПМЛ, так и отдельно от пускателей (в последнем случае они должны быть снабжены клеммниками КРЛ). Разработаны и выпускаются реле РТЛ и клеммники КРЛ которые имеют степень защиты ІР20 и могут устанавливаться на стандартную рейку. Номинальный ток контактов равен 10 А. Выбор теплового реле осуществляется по следующим условиям:

Общая часть

Требуется выполнить расчет уставок для защиты асинхронного двигателя мощностью 315 кВт для насосной станции ускоренного охлаждения листа на металлургическом комбинате.

Питание двигателя осуществляется от ячейки типа КУ-10Ц производства ООО «Высоковольтный союз», кабелем АПвЭВнг – 3х95 мм2, длина кабельной линии составляет 600 м. Для защиты двигателя будет применяться терминал защиты 7SJ6226-5EB21-3HFO фирмы “Siemens”. Схема главных цепей шкафа КРУ представлена на рис.1.

Рис.1 –Схема главных цепей шкафа КРУ

Данный терминал позволяет выполнить защиту асинхронного двигателя, согласно ПУЭ для двигателей до 2 МВт, а именно:

  • токовая отсечка срабатывает без выдержки времени (основная защита), защищает от многофазных КЗ, согласно ПУЭ раздел 5.3.46 пункт 1;
  • защита от однофазных замыканий на землю, действует на отключение АД, согласно ПУЭ раздел 5.3.48;
  • защита от токов перегрузки нужно предусматривать, если по технологическим процессам, возможна перегрузка двигателя, согласно ПУЭ раздел 5.3.49, в моем случае защита работает на отключение, так как двигатель работает без постоянного дежурного персонала, более подробно все нюансы выполнения данной защиты описано в ПУЭ раздел 5.3.49;

Для токовых защит подключаем трансформаторы тока к терминалу, см. рис.2.

Рис.2 – Токовые цепи терминала защит 7SJ6226-5EB21-3HFO

Рис.2 – Токовые цепи терминала защит 7SJ6226-5EB21-3HFO

в связи с тем что по условиям технологического процесса самозапуск данного двигателя не предусматривается, нужно выполнить защиту минимального напряжения, согласно ПУЭ раздел 5.3.53. Чтобы реализовать данную защиту нужно завести в терминал цепи напряжения, см. рис.3.

Рис.3 – Цепи напряжения терминала защит 7SJ6226-5EB21-3HFO

Рис.3 – Цепи напряжения терминала защит 7SJ6226-5EB21-3HFO

Обязательно рекомендую перед началом расчета уставок ознакомится с разделами ПУЭ 5.2.43 – 5.3.54 «Защита асинхронных и синхронных электродвигателей напряжением выше 1».

Итак, разобравшись какие нужно предусматривать защиты для асинхронного двигателя, перейдем непосредственно к расчету. Расчет будет выполняться по методике представленной в книге: «Выбор уставок срабатывания защит асинхронных электродвигателей напряжением выше 1 кВ» А.М. Александров, 2000 г.

5.5. Отсечки на линиях с двусторонним питанием

Для определения тока срабатывания отсечек необходимо определить токи I К З( В)отG1 и I КЗ(А)отG2 .

Ток срабатывания защиты вычисляется по наибольшему из этих токов:

Во избежание неправильной работы отсечки при качаниях её ток срабатывания должен отстраиваться и от токов качания I кач :

где k Н – коэффициент надежности, k Н = 1,2. 1,3;

XAB – суммарное сопротивление от генератора А до В: XGA + XGB + XC ;

Читайте так же:
Как правильно установить концевой выключатель

– сверхпереходное сопротивление генераторов;

XC – сумма сопротивлений всех остальных элементов, включенных между шинами генераторов.

Ток срабатывания выбирается по большему из двух значений (5.4) и (5.5).

Расчет уставок для цифровых устройств релейной защиты

Параметры срабатывания любого устройства релейной защиты должны отвечать требованиям, изложенным ПУЭ [1] (см. главы 3.2, 5.3).

Для правильного выбора уставок срабатывания в руководствах по эксплуатации цифровых устройств релейной защиты, выпускаемых НТЦ «Механотроника», традиционно приводились методики их расчета только для наиболее сложных алгоритмов защиты.

В связи со значительным увеличением количества выпускаемых цифровых устройств и выдвижением новых требований организациями, проводящими аттестацию цифровых устройств для применения их на объектах ОАО «ФСК ЕЭС», в эксплуатационную документацию были введены методики расчета уставок для всех алгоритмов защиты, предусмотренных в цифровых устройствах производства НТЦ «Механотроника».

Выбор автоматического выключателя

Поскольку первые две функции могут осуществляться обычными автоматическими выключателями, многие пользователи применяют их для защиты своих электродвигателей. Основным недостатком такого способа является отсутствие защиты от дисбаланса, обрыва фаз и скачков напряжения. Выбор автомата защиты осуществляется по его время токовой характеристике и по максимальному пусковому току электродвигателя.

Трехфазный автоматический выключатель

Трехфазный автоматический выключатель

Чтобы правильно подобрать автоматический выключатель по категории и номинальному току, нужно изучить его время токовую характеристику, о которой подробно рассказывается на одной из страниц данного сайта. Категории автоматов (А, B, C, D) определяются соотношением тока отсечки электромагнитного расцепителя к номинальному значению. Нужно иметь в виду, что время токовая характеристика категории не зависит от номинала автоматического выключателя.

Времятоковая характеристика автоматических выключателей категории «C»

Для предотвращения ложного срабатывания автоматического выключателя при запуске электродвигателя необходимо, чтобы кратковременный пусковой ток (Iпуск) не превышал значение отсечки (мгновенного срабатывания, Iмгн.ср) автомата. Отношение пускового (Iпуск) и номинального тока (In) можно узнать из бирки или паспорта электродвигателя, максимальное значение Iпуск/ In=7.

Если известна только мощность электродвигателя, то рассчитать номинальный ток можно по формуле In= Рn/(Un*√3*η*cosφ), где Рn – мощность, Un – напряжение, η – КПД, cosφ – коэффициент реактивной мощности двигателя.

Бирка электродвигателя с указанием мощности

5.3. Отсечки мгновенного действия на линиях с односторонним питанием

5.3.1. Ток срабатывания отсечки

По условию селективности защита не должна работать за пределами защищаемой линии АВ, в токе В (см. рис. 5.3.1):

где I К(В)макс – максимальный ток КЗ в фазе линии при КЗ на шинах подстанции В ;

k Н – коэффициент надежности, 1,2. 1,3 – для отсечек ЛЭП с реле типа РТ.

5.3.2. Зона действия отсечки

Зона действия ТО определяется графически (рис. 5.3.1) или по формуле:

где XW – сопротивление линии;

XC – сопротивление системы.

ПУЭ рекомендуют применять отсечку, если её зона действия охватывает не меньше 20% защищаемой линии.

Для устранения мертвой зоны направленных защит отсечка применяется и при меньшей зоне действия.

При схеме работы линии блоком с трансформатором отсечку отстраивают от тока КЗ за трансформатором (рис. 5.3.2). В этом случае отсечка защищает всю линию и весьма эффективна.

5.3.3. Время действия отсечки

При применении быстродействующих промежуточных реле ( с временем срабатывания 0,02 с) t ТО =0,04. 0,06.

В схемах с промежуточными реле в расчетах не учитывается апериодическая составляющая тока, поскольку она затухает очень быстро, за 0,02. 0,03 с .

На линиях, защищенных от перенапряжений трубчатыми разрядниками, отсечка может срабатывать при их действии. Время срабатывания разрядника: tP =0,01. 0,02 с, а при их каскадном действии – 0,04. 0,06 с. В этом случае применяют промежуточные реле с временем действия – 0,06. 0,08 с.

Расчет уставок защиты вакуумного выключателя

Рабочий проект Электроснабжение и освещение котельной Добавлен за последнюю неделю

Электроснабжение и освещение блочно-модульной котельной 18 МВтЭлектроснабжение и освещение блочно-модульной котельной 18 МВт

Проектом разработано внутреннее электроснабжение котельной. Установленная мощность приемников котельного зала — 327,5 кВт, расчетная — 271,3 кВт.

Страна Россия

Формат pdf

Рабочий проект автоматизации котельной, работающей на газообразном топливе в автоматическом режиме.Рабочий проект автоматизации котельной, работающей на газообразном топливе в автоматическом режиме. В качестве аварийного топлива используется дизельное топливо.

Формат pdf

Страна Россия

Проект пожежної сигналізації Рабочий проект пожарной сигнализации приюта для бездомных животных

Страна Украина, язык — украинский

Формат pdf

Данный комплект чертежей разработан на основании задания технологической группы.Данный комплект чертежей разработан на основании задания технологической группы.

Район строительства-Республика Коми, г. Воркута, пос. Воргашорский.

Формат dwg

Проект пожарной сигнализации АЗССтроительство АЗС. Рабочий проект в dwg

Наружное противопожарное водоснабжениеФормат dwg pdf

Для нужд пожарного водопровода проектом предусматривается устройство двух резервуаров по 200 м3 каждый, а также насосная станция.

В архмиве 3d модель насоса HYDRO MX-A

СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ЖИЛЫХ И ОБЩЕСТВЕННЫХ ЗДАНИЙ

Системы электрооборудования жилых и общественных зданий

Программа расчета балок Мост_Х1. Программа «Мост_Х» предназначена для определения грузоподъёмности балочных разрезных пролётных строений автодорожных мостов и путепроводов, находящихся на прямом в плане участке автодороги.

Формат Exel

Программа в свободном доступе, скачать можно после регистрации

Блочно-модульная котельная для здания пришахтинского овдФормат dwg

г. Караганда. Казахстан

Блочно-модульная котельная для здания пришахтинского овд

Планировка детского лагеряФормат dwg

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector