Файл: Расчет системы электроснабжения объекта.docx

Согласование защит

В схемах сельского электроснабжения применяемые НМТЗ имеют

разнотипные временные характеристики, и согласование их времени

срабатывания проводят путем построение карты селективности. На ней в

общих координатах изображают характеристики всех защит tс.з.= f(t), которые согласованы так, чтобы во сем диапазоне токов наибольшее сближение характеристик защит смежных участков не было меньше н.с. с.з. I (K 1) I по току и степени селективности t по времени (где Кн.с.- коэффициент надежности согласования смежных защит по чувствительности; Iс.з – ток срабатывания предыдущей защиты.)

Порядок построения карты селективности и принципы согласования поясним на примере.

По оси абцисс откладывают значения токов срабатывания всех защит Iс.з и максимальных токов короткого замыкания I(3) к в месте установки защит.

Указанные токи предварительно определяют расчетом, и они должны быть приведены к одной ступени напряжения. Построение карты начинают с нанесения характеристи, самой удаленной от источника питания защиты (первая защита) в пределах от тока срабатывания Iс.з до тока к.з. I(3) к 1 в месте её установк. Далее определяют условия согласования первой защиты с последующей (вторая защита), расположенной болиже к источнику питания. Для этого из диапозона токов, где обе защиты могут действовать совместно, определяют ток согласования, при котором характеристики этих защит ближе всего сходятся. Если характеристики первой и второй зависимые или ограниченно зависимые. Током согласования будет максимальный ток к.з. в месте установки первой защиты, а если характеристика второй защиты независимая, током согласования будет ток срабатывания второй защиты.

К времени срабатывания tc.з1 предыдущей защиты (первой) защиты при токе согласования (в этом случае Iк1) прибавляют ступень селективности t и находят контрольную точку А, через которую должна пройти характеристика второй защиты. Для подбора требуемой временной характеристики второй защиты определяют координаты контрольной точки: tс.з.2= tс.з.1+t ; Iсогл= Ik1 (t =0.6…0.8c для реле РТ-80 и t =0,7…1для реле РТВ). Из приведенных в каталогах типовых реле второй защиты подбирают требуемую харатеристику, на которой будет лежать контрольная точка с заданными координатами. На типовых характеристиках реле защиты по оси абцисс указывают не значения токов в амперах. А кратности тока в реле к току срабатывания реле в относительных единицах или процентах,т.е.

---

(11.1)

Тогда координату контрольной точки по оси тока определяют по выражению:

(11.2)

где – коэффициент схемы;

– ток уставки реле второй защиты;

- коэффициент трансформации трансформатора второй защиты.

Задавшись координатами нескольких точек на характеристике второй защиты, строят по ним указанную характеристику на карте селективности. При этом ток в именованных единицах для заданных точек

(11.3)

11.1 Согласование МТЗ с плавкой вставкой предохранителя наиболее мощной ТП.

Максимальную токовую защиту согласовывают с плавкой вставкой предохранителя наиболее мощной ТП, подключенной к данной линии. Селективность действия МТЗ линий с независимой выдержкой времени с предохранителями трансформаторов 10/0,4 в зоне их совместного действия обеспечивается при условии:

(11.4)

- время срабатывания защиты линии , с;

- время перегорания плавкой вставки предохранителя при токе I=0.77Iс.з., с;

Iс.з - ток срабатывания МТЗ, коэффициент 0,77 учитывает разброс по току срабатывания плавких вставок и реле.

Это условие обеспечивается, если ток срабатывания релейной защиты

(11.5)

где Iк - ток, при котором плавкая вставка предохранителя перегорает за время tпр= tс.з.- 0,3с.

При выполнение максимальной токовой защиты с зависимой ампер- секундной характеристикой селективность её с плавкими вставками предохранителей в зоне их совместного действия обеспечивается при условии:

(11.6)

Iпр5с- ток, при котором плавкая вставка предохранителя перегорает за 5 с.

Селективность действия МТЗ с предохранителями ТП при к.з. на выводах 10 кВ трансформатора обеспечивается при условии

---

(11.7)

где tc.з - время срабатывания защиты линии, с;

tпр.п - время перегорания плавкой вставки предохранителя при токе I=0.77I(2)к., с;

I(2)к - ток двухфазного к.з. на выводах 10 кВ потребительского трансформатора.

Время и токи срабатывания реле и плавких вставок определяют по их ампер - секундным характеристикам.

11.2 Согласование по селективности смежных МТЗ 10 кВ.

При выполнении последующей защиты при помощи реле с зависимой ампер - секундной характеристикой время её срабатывания tc.з .- определяют следующим образом.

11.2.1 Определяют отношение тока трехфазного к.з. I(3)к в месте установки предыдущей, более удаленной от источника защиты к току срабатывания защиты Iс.з1этой защиты:

(11.8)

11.2.2 Зная кратность тока k1 и уставку по времени Ту1 предыдущей защиты, по ампер - секундной характеристике реле определяют время срабатывания t1 этой защиты при I(3)к.

Определяют отношение I(3)к1 к току срабатывания Iс.з12 последующей защиты

(11.8)

и по условию определяют минимальную выдержку времени последующей защиты.

11.2.3 Зная k12 и t2 по ампер - секундной характеристики реле находят уставку по времени Ту2 последующей защиты.

При выполнении МТЗ при помощи реле с независимой выдержкой времени и предыдущей при помощи реле с зависимой характеристикой согласование по селективности выполняют следующим образом. Определяют отношение тока срабатывания последующей защиты Iс.з2 к току срабатывания последующей защиты Iс.з1:

(11.10)

Значения k21 и уставка по времени срабатывания предыдущей защиты Ту1, по ампер - секундной характеристике принятого реле определяют t1 время срабатывания предыдущей защиты. Уставка по времени последующей защиты

(11.11)

Токи срабатывания смежных защит должно быть согласованы таким образом, чтобы в зоне их совместного действия чувствительность защиты. Более близкой к источнику, была меньше чувствительности защиты, более удаленной от источника. Условие согласования защит по чувствительности таково

---

(11.12)

где Iр.мах1 и Iр.мах2 - соответственно максимальные расчетные токи, протекающие по участкам, где установлены защиты 1 и 2;

Kн.с. - коэффициент надежности согласования (для реле РТВ Kн.с.-=1,5, РТ-85 Kн.с.=1,3, для РТ-40 Kн.с.=1,2 и для ВСР-10 Kн.с.=1,5).

2. 1   2   3   4   5   6   7   8   9   10   11

---

Конструктивное выполнение линий 0,38 и 10 кВ и ТП 10 / 04 кВ

Для линий 0,38 и 10 кВ выбираются типы опор, изоляторов, траверс, крючьев, длины пролетов; указываются габаритные размеры линий; рассчитывается потребное количество основных элементов /8/, /9,/ /10/, /24/.

Выбирается тип трансформаторной подстанции ТП - 1 и приводятся ее основные технические характеристики /8/, /9/, /10/, /11/. В настоящее время устанавливаются комплектные однотрансформаторные подстанции типа КТП мощностью до 250 кВА, однотрансформаторные и двухтрансформаторные типа КТПП мощностью 250, 400 и 630 кВА. Должно быть приведено описание главной схемы подстанции.

Для линии 10кВ выбираем унифицированные железобетонные опоры, следующих типов:

а) промежуточные;

б) анкерные;

в) угловые анкерные;

г) концевые;

д) угловые ответвительные анкерные.

Расстояние между ними не должно превышать для третьей климатической зоны 110 м. (выбирать 50 - 60м.). Тип устанавливаемой опоры определяется исходя из рельефа местности и маршрута прохождения линии.

От грозовых перенапряжений изоляция электрооборудования станции защищаются вентильными разрядниками типа РВО-10 со стороны внешнего напряжения.

Для учета активной и реактивной электроэнергии используем счетчики САЗУ и СРЧУ-Н676.

Выбираем железобетонные опоры СНВ-2,7- 10,5 .Через каждые 2000 м устанавливаем анкерную опору.

Таблица 12.1 Необходимое количество опор на основных участках

Учас- ток		Длина, м	Угловых	Промежуточ- ных анкерных	Промежу- точных	Угловых ответвитель но- анкерных	Концевых
Линия 10 кВ
0 - 1		3600	0	1	70	1	1
1 - 2		3400	1	0	65	1	0
2 - 3		1500	0	0	28	1	0
3 - 4		1500	1	0	27	1	0
4 - 5		1600	1	0	31	0	0
3 - 6		3800	1	0	74	1	0
6 - 7		400	0	0	10	0	0
6 - 8		7100	1	2	138	1	0
8 - 0		1600	0	0	31	0	1
Линия 0,38 кВ
Л1		1100	0	0	21	1	1
Л 2	0 - 1	300	0	0	7	0	0
	1 - 2	400	0	0	7	0	1

---