Устройства релейной защиты и автоматики являются органической частью комплекса электрооборудования элементов электрических станций и подстанций. Без устойчивого функционирования устройств релейной защиты и автоматики невозможно обеспечить надёжное электроснабжение потребителей. Основа устойчивого функционирования устройств РЗиА закладывается при расчёте и выборе уставок.
Требования, предъявляемые к РЗиА, могут быть реализованы только при тщательном анализе взаимодействия проектируемых устройств, учёте особенностей технологии производства и распределении энергии, схем электрических соединений объектов, специфики работы потребителей, физических процессов, происходящих в нормальных, аварийных и послеаварийных режимах в первичных и вторичных цепях измерительных трансформаторов тока и напряжения.
При выполнении курсовой работы необходимо освоить выбор принципов и расчёт уставок защит элементов основного оборудования подстанций (линий, трансформаторов и электродвигателей).
Перед расчётом уставок релейной защиты предварительно определяют виды основных и резервных защит, подлежащих расчёту, затем выбирают уставки и определяют чувствительность защит. Найденные значения коэффициентов чувствительности должны отвечать требованиям Правил устройств электроустановок (ПУЭ).
ЗАДАНИЕ
Принципиальная схема электроснабжения подстанции изображена на рисунке 1. Подстанция подключена к энергосистеме С двумя параллельными линиями электропередач (ВЛ) W1, W2. На подстанции установлены два трансформатора Т1, Т2. Нагрузка распределена по двум трансформаторам равномерно. Работа трансформаторов раздельная. Секционный выключатель Q6 снабжен устройством автоматического ввода резерва (АВР).
Обобщенная нагрузка Sн каждой секции шин подстанции равна 70 % номинальной мощности трансформатора. От шин подстанции отходят кабельные линии, питающие асинхронные электродвигатели (ЭД).
Выполнить расчет:
- защит питающих линий электропередач;
- защит силовых трансформаторов;
- защит высоковольтных асинхронных электродвигателей;
- уставок автоматического включения резерва;
- а также проверить возможность самозапуска электродвигателей и при необходимости предусмотреть защиту минимального напряжения.
По результатам расчетов построить карту селективности релейной защиты.
Релейная защита и автоматика трансформаторов
... ствующим на РПН.. ТОКОВЫЕ ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ Трансформаторы малой мощности до 750 кВ*А при напряжении 10 кВ и до 3200 кВ*А при напряжении 35 кВ тупиковых подстанций, а также цеховые ... от возникших повреждений релейная защита должна обеспечивать полное отключение в течение сотых долей секунды. По своему назначению реле разделяют на реле управления и реле защиты. Реле управления обычно ...
Исходные данные приведены в таблицах 1,2.
Таблица 1
Параметры трансформатора ГПП
|
№ |
UВН, кВ |
UНН, кВ |
РДВ, кВт |
Тип тр-ра |
UКЗ, % |
||
|
мин |
макс |
||||||
|
7 |
115 |
6,6 |
1250 |
ТДН-10000/110 |
8,7 |
12,36 |
|
Таблица 2
Параметры трансформатора ГПП
|
№ |
SКЗ.max, МВА |
SКЗ.min, МВА |
Длина питающей лини, км |
Кратность пускового тока ЭД, КП |
Количество ЭД на секции, n |
Установка РЗ присоед. на шинах, tСЗ.ПР, с |
Время перерыва питания tП.П, с |
Коэффициент самозапуска, КСЗП |
Длна кабельной линии, LКЛ, км |
|
|
1 |
1500 |
1200 |
30 |
5 |
3 |
1,1 |
3 |
2,6 |
0,7 |
|
Рисунок 1 — Принципиальная схема электроснабжения подстанции
1. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Для расчета уставок защит необходимо предварительно рассчитать токи короткого замыкания в различных точках энергосистемы для максимального и минимального режимов энергосистемы.
Составим схему замещения (рисунок 2) для расчетной схемы представленной на рисунке 1.
Рассчитаем параметры схемы замещения энергосистемы.
Расчет производим в относительных единицах для максимального режима энергосистемы.
При расчетах принимается ряд допущений — не учитываются:
- токи намагничивания трансформаторов;
- емкостные токи ВЛ напряжением ниже 330 кВ и КЛ до 110 кВ;
- принимается, что система симметричная;
- токи короткого замыкания рассчитываются для режима холостого хода системы, т.е.
не нагрузка учитывается.
Принимаем, что сопротивления прямой последовательности элементов энергосистемы равны сопротивлениям обратной.
Рисунок 2 — Схема замещения
Сопротивление системы, Ом
(1.1)
Сопротивление линии электропередач, Ом
(1.2)
Сопротивление трансформатора, Ом
(1.3)
Сопротивление кабельной линии, Ом
(1.4)
Сопротивления первой и второй кабельных линий равны между собой, т.к. имеют одинаковую длину
Найдем токи трехфазного короткого замыкания в расчетных точках схемы.
Короткое замыкание в точке К1, кА:
(1.5)
Короткое замыкание в точке К2, кА:
(1.6)
Короткое замыкание в точке К3, кА:
(1.7)
Короткое замыкание в точке К4, кА:
(1.8)
Полученные значения токов КЗ занесем в таблицу 3. Результаты расчетов токов КЗ приведены к стороне 230 кВ трансформатора подстанции.
Таблица 3
Результаты расчетов токов КЗ
|
К1 |
К2 |
К3 |
К4 |
||
|
Max |
7,54 |
3,19 |
0,49 |
0,43 |
|
|
Min |
6,04 |
2,89 |
0,35 |
0,32 |
|
2. РАСЧЕТ УСТАВОК ТОКОВЫХ ЗАЩИТ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ
ПУЭ предусматривают на одиночных линиях с односторонним питанием от многофазных замыканий установку ступенчатых токовых защит. В этом задании достаточно предусмотреть установку двухступенчатой токовой защиты. Первая ступень — максимальная токовая отсечка мгновенного действия (ТО), а вторая — максимальная токовая защита (МТЗ), согласованная по селективности с МТЗ трансформатора (Т1 для линии W1).
Рекомендуется для максимального и минимального режимов работы энергосистемы произвести расчёт токов короткого замыкания (к.з.) для двух точек (в начале и конце линии), за трансформатором.
Токовая отсечка не защищает всю длину линии и не может использоваться как основная защита. Однако, в частном случае, когда защищаемая линия питает тупиковую подстанцию, отсечка может выполняться чувствительной при к.з. в любой точке линии. Для этого ток срабатывания отсечки отстраивается от тока к.з. за трансформатором Т1 приёмной подстанции.
Ток срабатывания токовой отсечки выбирается по следующему условию:
(2.1)
где kн — коэффициент надежности, kн=1,1ч1,3
Iк.max — максимальное значение тока к.з. за трансформатором подстанции, кА
По условию отстройки от броска намагничивающего тока силового трансформатора Т1:
(2.2)
Номинальный ток трансформатора равен:
(2.3)
Выбираем большее из двух полученных результатов.
Чувствительность токовой отсечки характеризуется коэффициентом чувствительности (kч) при к.з. в конце линии. Он считается приемлемым, если превышает 1,5. Время срабатывания отсечки (tотс) определяется типом используемых реле тока и промежуточных реле и не превышает 0,1с.
(2.4)
Коэффициент чувствительности удовлетворяет условиям ПУЭ.
Ток срабатывания второй ступени токовой защиты — МТЗ линии отстраивается от максимального тока нагрузки линии с учётом работы АВР выключателя Q6. Рекомендуется выбрать его по выражению (для линии W1):
(2.5)
где kн — коэффициент надежности, kн = 1,1ч1,3
kвозв — коэффициент возврата реле тока, kвозв = 0,85
Iнагр.w1, Iнагр.w2 — рабочие токи линий W1, W2
Рабочие токи линий находятся по следующей формуле:
(2.6)
где Uном — номинальное напряжение обмотки высокого напряжения трансформатора подстанции
Селективность действия МТЗ будет обеспечена по следующему условию:
(2.7)
где tcз,тр — время срабатывания МТЗ трансформатора (получается из расчёта защит трансформатора)
?t — ступень селективности, ?t = 0,3ч0,6 с
Далее необходимо проверить чувствительность МТЗ при к.з. в конце основного (в конце линии) и резервного (за трансформатором) участков.
По требованию ПУЭ kч для основного участка должен быть не менее 1,5, а для резервного не менее 1,2.
ток замыкание защита трансформатор
(2.8)
Проверим чувствительность защиты при КЗ в конце основной точки защиты К2
Чувствительность удовлетворяет условиям ПУЭ.
3. ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Для трансформаторов Т1 (Т2) в соответствии с ПУЭ предусмотреть основную защиту от многофазных замыканий в обмотках и на выводах (дифференциальную) и от токов в обмотках, обусловленных внешними к.з. (максимальную токовую).
Выбор уставок дифференциальной защиты необходимо вначале произвести для реле РНТ-565 и в следующей последовательности:
Определяются номинальные значения первичных и вторичных токов для обеих сторон защищаемого трансформатора:
(3.1)
(3.2)
где КСХ — коэффициент схемы соединения трансформатора тока и реле. Для высокой стороны КСХ=, для низкой стороны КСХ=1
В целях повышения надежности защиты, для уменьшения погрешности трансформатора тока, принимаем стандартное значение немного завышенное, чем стандартное:
Номинальные вторичные токи равны:
(3.3)
Определяется первичный ток срабатывания защиты по условию отстройки от тока небаланса:
(3.4)
где kн — коэффициент надежности, kн = 1,3 для реле РНТ-565
Iк.макс — максимальный ток трехфазного к.з. за трансформатором, кА
kапер — коэффициент, учитывающий появление апериодической составляющей при коротком замыкании, kапер = 1 для реле с БНТ
kодн — коэффициент однотипности трансформаторов тока, kодн = 1
е — коэффициент, учитывающий 10%-ную погрешность трансформаторов тока, е = 0,1
ДUрег — половина суммарного диапазона регулирования напряжения РПН
Предварительно проверим возможность применения реле РНТ-565 без торможения:
(3.5)
где Iк.мин — минимальный ток двухфазного к.з. за трансформатором
kсх — коэффициент схемы, характеризующий схему соединения трансформаторов тока; для дифференциальной защиты трансформатора и питания со стороны высокого напряжения kсх =
Чувствительность защиты удовлетворяет требованиям ПУЭ, поэтому далее принимается реле РНТ-565.
За основную сторону принимается плечо с наибольшим вторичным током — НН 6,6 кВ
Продольная дифференциальная защита трансформатора по требованию ПУЭ должна иметь коэффициент чувствительности около 2,0. Допускается снижение коэффициента чувствительности для дифференциальной защиты трансформатора до значения около 1,5 в тех случаях, когда обеспечение коэффициента чувствительности около 2,0 связано со значительным усложнением защиты или технически невозможно.
Далее определяются числа витков обмоток реле.
Плечо защиты с большим вторичным током принимаем за основную сторону (6,6 кВ)
Ток срабатывания реле основной стороны равен:
(3.6)
где КТ — коэффициент трансформации силового трансформатора
Расчетное число витков для основной стороны определяется по формуле:
(3.7)
где FСР=100А-м.д.с срабатывания реле серии РНТ-560
Трансформатор тока не основной стороны 115 кВ подключаем к первой уравнительной и к рабочей обмотке реле:
(3.8)
Принимаем число витков 13
Число витков уравнительной обмотки:
(3.9)
Уточняем коэффициент чувствительности защиты:
(3.10)
Чувствительность удовлетворяет условиям ПУЭ.
В случае недостаточной чувствительности дифференциальной защиты на реле РНТ, её следует выполнить на реле ДЗТ-11.
На понижающих трансформаторах мощностью 1 МВА и более в качестве защиты от токов в обмотках, обусловленных внешними многофазными к.з., должна быть предусмотрена максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения или без него, установленная со стороны основного питания.
Определим возможность применения МТЗ без пуска по напряжению.
Защита должна быть отстроена:
1. От суммарного тока своего трансформатора и тока самозапуска нагрузки другого;
2. От тока самозапуска нагрузки при длительной работе одного трансформатора с перегрузкой.
По первому условию ток срабатывания МТЗ без пуска по напряжению равен:
(3.11)
где kн — коэффициент надежности, kн = 1,1ч1,3
kвозв — коэффициент возврата реле тока, kвозв = 0,85
kсзп — коэффициент самозапуска нагрузки
Iнагр — рабочие ток трансформатора
Рассчитаем рабочие токи трансформаторов при минимальном рабочем напряжении при условии, что нагрузка распределена по трансформаторам равномерно:
(3.12)
(3.13)
Тогда ток срабатывания защиты равен:
По второму условию ток срабатывания МТЗ без пуска по напряжению равен:
(3.14)
Принимаем окончательно ток срабатывания защиты МТЗ равным:
Проверим чувствительность защиты при двухфазном коротком замыкании на низкой стороне трансформаторов:
(3.15)
Коэффициент чувствительности не удовлетворяет условиям ПУЭ. Поэтому проверим возможность применения МТЗ с пуском по напряжению:
Ток срабатывания МТЗ с пуском по напряжению определяется по следующей формуле:
(3.16)
Напряжение срабатывания реле напряжения равно:
(3.17)
где Квозв=1,15-коэффициент возврата реле напряжения минимального действия
Проверим чувствительность защиты в конце зоны резервирования К4:
Коэффициент чувствительности удовлетворяет условиям ПУЭ. Окончательно принимаем МТЗ с пуском по напряжению.
Для обеспечения селективности время действия защиты необходимо согласовать с временем защиты секционного выключателя. Время действия защиты секционного выключателя должно быть согласовано с временем действия защит отходящих присоединений (tс.з(Q6)прис+?t).
Таким образом, у МТЗ трансформатора время действия защиты должно выбираться по следующему условию:
(3.18)
где ?t — ступень селективности, ?t = 0,4ч0,6 с
(3.19)
4. ЗАЩИТЫ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ
В этом задании произвести расчёт уставок защиты от многофазных замыканий и защиту от токов перегрузки. Для защиты электродвигателей мощностью менее 2 МВт от многофазных замыканий должна предусматриваться токовая однорелейная отсечка без выдержки времени, отстроенная от пусковых токов, с реле включенным на разность токов двух фаз.
Наличие перегрузки электродвигателей по технологическим причинам обязывает предусмотреть защиту от перегрузки. Использование реле типа РТ-80 позволит на индукционной части выполнить защиту от перегрузки, а на электромагнитной — токовую отсечку.
Определим единичную номинальную мощность электродвигателя:
(4.1)
Определим номинальный и пусковой токи электродвигателя:
(4.2)
(4.3)
Рассчитаем уставку индукционной части реле защиты от перегрузки:
(4.4)
Определим ток срабатывания защиты от многофазных КЗ
(4.5)
Чувствительность отсечки определяется при двухфазном КЗ на выводах двигателя. Ранее рассчитанный ток КЗ приведен к высокой стороне трансформатора, поэтому необходимо привести этот ток к низкой стороне, так как защита установлена на стороне 6,6 кВ.
(4.6)
Коэффициент чувствительности удовлетворяет условиям ПУЭ.
На рисунке 3 представлена карта селективности выбранной релейной защиты подстанции.
Уставки защит ЭД несоизмеримо малы по сравнению с уставками защит других элементов и нет особой необходимости в изображений его характеристики на карте селективности релейной защиты.
Рисунок 3 — Карта селективности
5. САМОЗАПУСК ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ И ЗАЩИТА МИНИМАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ
Расчет самозапуска необходим для выбора уставок защит элементов энергосистемы, а также для определения предельной мощности самозапускающихся электродвигателей, т.е. нахождение максимального количества электродвигателей, которые будут участвовать в самозапуске.
Рисунок 4-Расчетная схема для расчета режима самозапуска
Рисунок 5-Схема замещения для режима самозапуска
Для заданной схемы (рисунок 4) при включении резерва самозапуск электродвигателей осуществляется от предварительно нагруженного резервного источника питания (при отключении секции 1 резервным источником является трансформатор Т2).
Проверить возможность самозапуска электродвигателей, питающихся от шин подстанции, оборудованных устройством АВР.
Расчет самозапуска необходим для выбора уставок защит элементов энергосистемы, а также для определения предельной мощности самозапускающихся электродвигателей, т.е. нахождение максимального количества электродвигателей, которые будут участвовать в самозапуске.
Задача расчета сводится к определению суммарного тока самозапуска электродвигателей и остаточного напряжения на их зажимах. Расчет самозапуска электродвигателей выполняется для наиболее тяжелого режима при остановленных электродвигателях.
Ток в момент пуска или самозапуска электродвигателя равен току трехфазного к.з. за сопротивлением остановленного электродвигателя.
При включении секционного выключателя устройством АВР после исчезновения напряжения на первой секции шин нагрузка Sн и электродвигатели ЭД переходят в режим самозапуска. Задача сводится к определению остаточного напряжения Uост (рисунок 5).
Найдем сопротивления схемы замещения для расчета самозапуска электродвигателей, представленной на рисунке 5.
Суммарное сопротивление цепи питания:
(5.1)
Сопротивление нагрузки второй секции шин с учетом электродвигателей:
(5.2)
где SНАГР — мощность нагрузки секции шин
SН.ЭД — номинальная мощность электродвигателя
n=3 — количество электродвигателей на одной секции шин
Сопротивление нагрузки первой секции шин:
(5.3)
где Хнагр.отн=0,35-относительное сопротивление обобщенной нагрузки
Sн- номинальная мощность трансформатора
Сопротивление кабельной линии:
(5.4)
Пусковое сопротивление одного электродвигателя:
(5.5)
Эквивалентное сопротивление всех электроприемников равно:
(5.6)
Суммарный ток самозапуска и нагрузки на шинах низкого напряжения подстанции:
(5.7)
Следует отметить, что данные токов самозапуска отличаются от ранее вычисленных значений в токовых защитах линии и трансформатора, так как ранее для упрощения расчетов не учитывались отдельно мощности электродвигателей, которые реально входят в состав нагрузки трансформатора и также участвуют в самозапуске. Здесь же более подробно проводится этот расчет.
Напряжение на секции шин равно:
(5.8)
Остаточное напряжение на электродвигателе находится по следующей формуле:
(5.9)
Что составляет:
(5.10)
Условие самозапуска обеспечивается.
При невыполнении условия необходимо исключить часть двигателей и заново проверить возможность процесса самозапуска для оставшихся электродвигателей.
6. АВТОМАТИЧЕСКОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ РЕЗЕРВА
Устройства автоматического включения резерва (АВР) применяются в распределительных сетях и на подстанциях, имеющих два или более источника питания, но работающих по схеме одностороннего питания.
Устройства АВР должны отвечать следующим требованиям:
1. Схема АВР должна приходить в действие при исчезновении напряжения на шинах подстанции, по любой из двух причин:
- при аварийном, ошибочном или самопроизвольном отключении выключателя рабочего питания
— при исчезновении напряжения на шинах или на линии, откуда питается рабочий источник. Для выполнения этого требования в схеме АВР должен предусматриваться специальный пусковой орган, состоящий из реле, реагирующих на снижение напряжения рабочего источника питания, и реле, контролирующего наличие напряжения на резервном источнике питания.
Напряжение срабатывания контактов реле, реагирующих на снижение напряжения, следовало бы выбрать таким образом, чтобы пусковой орган срабатывал только при полном исчезновении напряжения. Однако по условиям термической стойкости стандартных реле их напряжение срабатывания не должен быть ниже 15В. Наряду с этим выбор очень низкого напряжения срабатывания вызовет замедленное действие АВР, поскольку двигатели нагрузки, вращаясь по инерции после отключения питания, могут при определенных условиях поддерживать на шинах достаточно медленно снижающееся напряжение. Поэтому принимаем напряжение срабатывания минимального реле напряжения:
(6.1)
Напряжение срабатывания максимального реле напряжения, контролирующего наличие напряжения на резервном источнике определяется из условия отстройки от минимального рабочего напряжения:
(6.2)
2. Пуск схемы местного АВР при снижении напряжения на шинах ниже принятого по формуле должен производиться с выдержкой времени для предотвращения излишних действий АВР при коротком замыкании в питающей сети или на отходящих элементах, а также для создания при необходимости определенной последовательности действий устройств противоаварийной автоматики в рассматриваемом узле. Время срабатывания реле времени пуского органа напряжения местного АВР должно выбираться по следующим условиям:
- по условии отстройки от времени срабатывания технических защит, в зоне действия которых короткие замыкания могут вызвать снижение напряжения ниже принятого по формуле:
(6.3)
(6.4)
где:
- наибольшее время срабатывания защиты присоединений шин ВН ПС;
- наибольшее время срабатывания защиты присоединений шин, где установлен АВР;
- ступень селективности.
(6.5)
где: tсз — время действия той ступени защиты линии, которая надежно защищает всю линию;
- tапв — уставка по времени первого цикла АПВ линии;
- tзап -запас по времени в зависимости от типа выключателей.
Окончательно выбирается больше из рассчитанных значений :
3. Действие АВР должно быть однократным. Однократность обеспечивается: в схемах АВР на переменном оперативном токе использованием энергии предварительно поднятого груза натянутых пружин в приводах выключателей, или энергией предварительно заряженных конденсаторов, а в схеме АВР на постоянном оперативном токе — применением специально промежуточного реле однократности включения, имеющего наибольшее замедление на возврат после снятия напряжения с его катушки.
Выдержка времени при возврате этого реле должна несколько превышать время включения выключателя резервного питания:
(6.6)
где: tв.в — время включения выключателя резервного источника питания;
- tзап — время запаса.
4. Для ускорения отключения выключателя резервного источника питания при включении на не устранившееся короткое замыкание должно предусматриваться автоматическое кратковременное ускорение защиты. Выдержка времени ускоряемых защит не должна быть менее 0,5 с. Защиты, имеющие время срабатывания более 1,2 с, допускается не ускорять при действии АВР.
СПИСОК ИСПОЛЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/kursovaya/na-temu-releynaya-zaschita-i-avtomatika/
1. Правила устройства электроустановок Минэнерго СССР. 6-е издание М.: Энергоатомиздат, 1986.-648 с.
2. Андреев В. А. Релейная защита, автоматика и телемеханика в системах электроснабжения: Учебник для студентов вузов спец. «Электроснабжение промышленных предприятий, городов и сельского хозяйства». — 2-е изд., перераб. и доп.-М.: Высшая школа, 1985.-391 с.
3. Кривенков В.В., Новелла В.Н. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения: Учебн. пособие для вузов. -М.: Энергоиздат, 1981.-328 с.
4. Шабад М. А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. — 3-е изд., перераб. и доп. — Л.: Энергоиздат, Ленинградское отделение, 1985.-296 с.
5. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 13Б. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ: Расчёты. — М.: Энергоатомиздат, 1985.-96 с.
6. Шабад М. А. Защита трансформаторов распределительных сетей. Л.: Энергоиздат, Ленинградское отделение, 1981.-136 с.
7. Реле защиты / Алексеев В. С. и др. — М.: Энергия, 1976.-464 с.
8. Сыромятников И. А. Режимы работы асинхронных и синхронных двигателей / Под ред. Л. Г. Мамиконянца. — 4-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1984.-240 с.
9. М. А. Беркович, А. Н. Комаров, В. А. Семенов. Основы автоматики энергосистем. — М.: Энергоиздат, 1981.-432 с.
10. М. А. Беркович, В. В. Молчанов, В. А. Семенов. Основы техники релейной защиты. — 6-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоиздат, 1984.-376 с.
11. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 13А. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ: Схемы. — М.: Энергоатомиздат, 1985.-112 с.
12. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения./ Богдан А.В., Воронич И.А. — Алма-Ата, РИК, 1991г-41 с.
ПРИЛОЖЕНИЕ А
Справочные материалы
Таблица 1
Параметры силовых двухобмоточных трансформаторов
|
№ п/п |
Тип трансформатора |
ДUрег, % |
Номинальные напряжения обмоток, кВ |
Напряжение Uкз% для различных значений регулируемого напряжения, % |
||||
|
ВН |
НН |
мин. |
ном. |
макс. |
||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
|
1 |
ТДН-10000/110 |
±9Ч1,78 |
115 |
6,6 |
8,70 |
10,5 |
12,36 |
|
|
2 |
ТДН-10000/110 |
±9Ч1,78 |
115 |
11 |
8,70 |
10,5 |
12,36 |
|
|
3 |
ТДН-16000/110 |
±9Ч1,78 |
115 |
6,6 |
9,80 |
10,5 |
11,71 |
|
|
4 |
ТДН-16000/110 |
±9Ч1,78 |
115 |
11 |
9,80 |
10,5 |
11,71 |
|
|
5 |
ТРДН-25000/110 |
±9Ч1,78 |
115 |
6,3-6,3 |
9,81 |
10,5 |
11,72 |
|
|
6 |
ТРДН-25000/110 |
±9Ч1,78 |
115 |
10,5-10,5 |
9,81 |
10,5 |
11,72 |
|
|
7 |
ТРДН-32000/110 |
±9Ч1,78 |
115 |
6,3-6,3 |
9,77 |
10,5 |
11,58 |
|
|
8 |
ТРДН-40000/110 |
±9Ч1,78 |
115 |
10,5-10,5 |
9,59 |
10,5 |
11,46 |
|
|
9 |
ТРДН-32000/220 |
±8Ч1,50 |
230 |
6,6-6,6 |
11,60 |
12,0 |
12,70 |
|
|
10 |
ТРДН-32000/220 |
±8Ч1,50 |
230 |
11-11 |
11,60 |
12,0 |
12,70 |
|
Таблица 2
Параметры измерительных трансформаторов тока
|
№ п/п |
Тип трансфор-матора тока |
Номиналь-ное напряжения, кВ |
Номинальный первичный ток, А |
Номиналь-ный вторичный ток, А |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
|
1 |
ТВЛМ-6 |
6 |
10; 20; 30; 50; 75; 100; 150; 200; 300; 400; 600; 800; 1000; 1500 |
5 |
|
|
2 |
ТПЛ-10 |
10 |
30; 50; 75; 100; 150; 200; 300; 400; 600; 800 |
5 |
|
|
3 |
ТПЛ-10К |
10 |
30; 50; 75; 100; 150; 200; 300; 400; 600; 800; 1000; 1500 |
5 |
|
|
4 |
ТШЛ-10Т |
10 |
1000; 2000; 3000; 4000; 5000 |
5 |
|
|
5 |
ТФНД-110М |
110 |
30; 50; 75; 100; 150; 200; 300; 400; 600; 800 |
5 |
|
|
6 |
ТФНД-220-I |
220 |
300; 400; 600; 800; 1200 |
5 |
|
Технические данные реле максимального тока серии РТ-40
Реле исполняются для цепей переменного тока частотой 50-60 Гц. Пределы уставок срабатывания приведены в таблице А3.
Погрешность реле не превышает ±5 % при температуре окружающей среды +20оС.
Коэффициент возврата kв реле не менее 0,85 на первой уставке и не менее 0,80 на остальных. Дополнительная регулировка обеспечивает kв реле не менее 0,85 на любой уставке шкалы; при этом kв реле на других уставках не менее 0,80.
Для реле с минимальной уставкой более 20 А kв составляет не менее 0,70 на любой уставке.
Время срабатывания реле не более 0,1 с при токе равным 120 % уставки и 0,03 с при токе 300 % уставки.
Таблица 3
Пределы уставок тока срабатывания реле серии РТ-40
|
№ п/п |
Тип реле |
Ток при соединении катушек реле, А |
||
|
последовательно |
параллельно |
|||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
|
1 |
РТ 40/0,2 |
0,05-0,1 |
0,1-0,2 |
|
|
2 |
РТ 40/0,6 |
0,15-0,3 |
0,3-0,6 |
|
|
3 |
РТ 40/2,0 |
0,5-1,0 |
1,0-2,0 |
|
|
4 |
РТ 40/6,0 |
1,5-3,0 |
3,0-6,0 |
|
|
5 |
РТ 40/10 |
2,5-5,0 |
5,0-10 |
|
|
6 |
РТ 40/20 |
5-10 |
10-20 |
|
|
7 |
РТ 40/50 |
12,5-25 |
25-50 |
|
|
8 |
РТ 40/100 |
25-50 |
50-100 |
|
|
9 |
РТ 40/200 |
50-100 |
100-200 |
|
Технические данные реле максимального тока серии РТ-80
Реле исполняются для цепей переменного тока частотой 50-60 Гц. Пределы уставок срабатывания приведены в таблице А4.
Реле применяются для защиты электроустановок при перегрузках и коротких замыканиях.
Реле являются комбинированными и состоят из двух элементов: индукционного с диском, создающего выдержку времени, и электромагнитного мгновенного действия создающего «отсечку» при больших значениях тока короткого замыкания.
Коэффициент возврата kв реле не менее 0,80.
Погрешность реле не превышает ±15 % при температуре окружающей среды +25оС.
Таблица 4
Пределы уставок тока срабатывания реле серии РТ-80
|
№ п/п |
Тип реле |
Индукционный элемент |
Электромагнитный элемент |
||
|
Ток срабатывания, А |
Время срабатывания, с |
||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
|
1 |
РТ 81/1 |
4; 5; 6; 7; 8; 9; 10 |
0,5; 1; 2; 3; 4 |
2; 3; 4; 5; 6; 7; 8 |
|
|
2 |
РТ 81/1у |
||||
|
3 |
РТ 81/2 |
2; 2,5; 3 |
|||
|
4 |
РТ 81/2у |
3,5; 4; 4,5; 5 |
|||
|
5 |
РТ 82/1 |
4; 5; 6; 7; 8; 9; 10 |
2; 4; 8; 12; 16 |
||
|
6 |
РТ 82/1у |
||||
|
7 |
РТ 82/2 |
2; 2,5; 3; 3,5; 4; 4,5; 5 |
|||
|
8 |
РТ 82/2у |
||||
Технические данные дифференциальных реле серии РНТ-560 (без торможения)
Реле РНТ-565 предназначаются для дифференциальной защиты одной фазы силовых трансформаторов и генераторов переменного тока.
Реле РНТ-566 и 566/2 предназначаются для дифференциальной защиты одной фазы силовых трансформаторов при значительном различии вторичных токов, подводимых к реле.
Реле РНТ-567 и 567/2 предназначаются для дифференциальной защиты шин.
Реле состоят из одного промежуточного насыщающегося трехстержневого трансформатора тока (НТТ) и исполнительного органа (реле РТ 40).
На среднем стержне магнитопровода ННТ расположена катушка, содержащая:
- для реле РНТ-565 — рабочую и уравнительные обмотки, а также обмотку, образующую с обмоткой правого стержня короткозамкнутую обмотку. Рабочая и уравнительная обмотки имеют регулировку через один виток;
- для реле РНТ-566 — три независимые, а для реле РНТ-566/2, 567 и 567/2 — две независимые рабочие обмотки, а также обмотку, образующую с обмоткой правого стержня короткозамкнутую обмотку.
На левом стержне магнитопровода расположена вторичная обмотка, к которой подключается исполнительный орган и регулируемый резистор.
Применение НТТ позволяет осуществить отстройку от бросков апериодической составляющей тока в первый момент переходном режиме. Наличие короткозамкнутой обмотки позволяет значительно улучшить эту отстройку. Наличие в цепи короткозамкнутой обмотки регулируемого резистора Rк.з. позволяет изменять степень этой отстройки.
Намагничивающая сила срабатывания реле при синусоидальном токе и нормальной регулировке противодействующей пружины равна 100±5 А.
Регулировка тока срабатывания и компенсация различия вторичных токов трансформатора тока производится изменением числа витков первичных рабочей и уравнительных обмоток НТТ путем устанвоки регулировочных штепсельных винтов в соответствующие гнезда ответвлений обмоток. Количество включенных витков обмоток равно сумме чисел, маркирующих используемые гнезда.
Коэффициент надежности реле для кратности тока срабатывания, равной 5, составляет не менее 1,35 и не менее 1,2 для кратности, равной 2.
Время срабатывания реле при Iр = 3Iср не превышает 0,04 с, а при Iр = 2Iср не превышает 0,05 с.
Принципиальная схема реле представлены на рисунках 2.1-2.2.
Рисунок 1 — Принципиальная схема реле РНТ-565
Рисунок 2 — Принципиальная схема реле РНТ-566
Технические данные дифференциальных реле серии ДЗТ-11 с торможением
Реле ДЗТ 11, 11/2, 11/3, 11/4, 13, 14 предназначаются для дифференциальной защиты одной фазы силовых трансформаторов.
Реле ДЗТ 13/2, 13/3, 13/4, предназначаются при значительном различии вторичных токов, подводимых к реле.
Принципиальная схема реле представлены на рисунках 2.3-2.4.
Рисунок 3 — Принципиальная схема реле ДЗТ-11
Рисунок 4 — Принципиальная схема реле ДЗТ-11/2
Реле состоят из исполнительного органа (реле РТ 40) и промежуточных насыщающихся трансформаторов тока (НТТ): одного для реле ДЗТ 11, 11/2, 11/3, 11/4, трех для реле ДЗТ 13, 13/2, 13/3, 13/4 и четырех для реле ДЗТ 14.
Рабочая и уравнительные обмотки реле ДЗТ 11 и 11/2 и третьи рабочие обмотки реле ДЗТ 11/3 и 11/4 имеют регулировку числа витков через один, вторые и первые обмотки регулируются ступенями через 4 и 7 витков. Величина коэффициента торможения регулируется изменением числа витков тормозной обмотки.
Намагничивающая сила срабатывания реле при синусоидальном токе и нормальной регулировке противодействующей пружины равна 100±5 А.
Коэффициент надежности реле для кратности тока срабатывания, равной 5, составляет не менее 1,35 и не менее 1,2 для кратности, равной 2.
Время срабатывания реле при Iр = 3Iср не превышает 0,04 с, а при Iр = 2Iср не превышает 0,05 с.
