МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «МАГНИТОГОРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМ. Г.И. НОСОВА» Кафедра электроснабжения промышленных предприятий КУРСОВОЙ ПРОЕКТ РАСЧЁТНО-ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА по дисциплине Релейная защита и автоматизация электроэнергетических систем на тему: «Релейная защита и автоматика главной понизительной подстанции промышленного предприятия» Выполнил: Мусин З.В. студент 4 курса, группа АЭб-20-2 Руководитель: Панова Е.А., доцент кафедры ЭПП, к.т.н. Работа допущена к защите “ ” 20 г. (подпись) Работа защищена “ ” 20 г. с оценкой (оценка) (подпись) Магнитогорск, 2024 Оглавление Введение.................................................................................................................................. 3 Задание на курсовой проект .................................................................................................. 4 Выбор необходимого объема релейной защиты и автоматики ......................................... 5 1 Расчет токов короткого замыкания ................................................................................... 6 1.1. Расчет параметров схемы замещения .....................................................................6 1.2. Расчёт токов КЗ в точке К1 ......................................................................................7 1.3. Расчёт токов КЗ в точке К2 ......................................................................................7 1.4. Расчёт токов КЗ в точке К3 ......................................................................................7 1.5. Расчёт токов КЗ в точке отходящего присоединения (АД) ..................................8 2 Расчет защиты силового трансформатора ........................................................................ 9 2.1. Расчёт токовой отсечки ............................................................................................9 2.2. Расчёт максимальной токовой защиты (МТЗ) на стороне ВН ..............................9 2.3. Защита от перегрузки..............................................................................................11 2.4. Выбор и проверка ПТН блоков БМРЗ ...................................................................11 2.5. Выбор уставок срабатывания ДЗТ.........................................................................12 2.6. Выбор уставки сигнализации небаланса ...............................................................13 2.7. Логическая защита шин ..........................................................................................13 3 Защита секционного выключателя .................................................................................. 15 3.1. Расчёт максимальной токовой защиты .................................................................15 4 Защита асинхронного двигателя ...................................................................................... 16 4.1. Выбор уставок срабатывания ТО ..........................................................................16 4.2. Защита от ОЗЗ ..........................................................................................................16 4.2. Защита от потери питания (ЗПП) ..........................................................................17 4.3. Защита от неполнофазных режимов (ЗНР) ...........................................................17 4.4. Защита от перегрузки..............................................................................................18 4.6. Выбор уставок УРОВ ..............................................................................................19 5 Автоматика понизительной подстанции......................................................................... 20 5.1. Автоматическое повторное включение (АПВ) ....................................................20 5.2. Автоматическое включение резерва (АВР) ..........................................................20 5.3. Автоматическая частотная разгрузка (АЧР).........................................................20 5.4. Автоматическое регулирование напряжения трансформатора (АРНТ) ............20 Заключение ........................................................................................................................... 22 2 Введение Релейная защита осуществляет важные и ответственные задачи в развитии энергетики, повышении надёжности энергосистем. Релейная защита осуществляет автоматическую ликвидацию повреждений и ненормальных режимов в электрической части энергосистем и является важнейшей автоматикой, обеспечивающей их надёжную и устойчивую работу. В современных энергосистемах значение релейной защиты особенно возрастает в связи с бурным ростом мощности энергосистем, объединением их в единые электрически связанные системы в пределах нескольких областей, всей страны, и даже нескольких государств. Рост нагрузок, увеличение протяженности линий электропередачи, ужесточение требований к устойчивости энергосистемы осложняют условия работы релейной защиты и повышают требования к её быстродействию, чувствительности и надёжности. В связи с этим идёт непрерывный процесс развития и совершенствования техники релейной защиты, направленной на создание все более совершенных защит, отвечающих требованиям современной энергетики. В связи с ростом токов короткого замыкания, вызванным увеличением генераторной мощности энергосистем, актуальное значение приобретают вопросы точности трансформации первичных токов, питающих измерительные органы релейной защиты. Для решения этой проблемы ведутся исследования поведения трансформаторов тока, изучаются возможности повышения их точности, разрабатываются пригодные для практики методы расчёта погрешностей трансформаторов тока, ищутся новые более точные способы трансформации первичных токов. Релейная защита должна соответствовать следующим требованиям: 1. Селективность или избирательность – это способность защиты отключить только поврежденный элемент сети. Нарушение селективности может привести к углублению аварии. 2. Чувствительность. Защита должна быть достаточно чувствительной к повреждению в конце защищаемой зоны в минимальном режиме работы системы при замыкании через дугу. 3. Быстродействие. Определяется опасностью развала энергосистемы. Защиты, время срабатывания которых не превышает 0,10,2 с, считаются быстродействующими. 4. Резервирование защиты. Помимо основной защиты каждый элемент должен иметь и резервную защиту. 5. Надежность. Обеспечивается правильным проектированием, правильным выбором устройств и проводов. Необходимо систематически проводить проверку. 3 Задание на курсовой проект 1. Выбрать объем релейной защиты и автоматики для присоединений силового трансформатора (I), секционного выключателя (II) и отходящего присоединения по заданию (III). 2. Рассчитать токи короткого замыкания в максимальном и минимальном режиме на РУ ВН и НН подстанции, а также за отходящей КЛ. Если задана мощность цехового трансформатора или двигателя, то рассчитать токи КЗ дополнительно и для этих присоединений. 3. Рассчитать уставки резервных защит и дифференциальной защиты силового трансформатора на базе микропроцессорных терминалов БМРЗ производства НТЦ «Механотроника». Составить карту уставок в первичных и вторичных величинах. Начертить характеристику срабатывания дифференциальной защиты. Начертить поясняющую схему РЗиА силового трансформатора. 4. Рассчитать уставки защит секционного выключателя (II) на базе микропроцессорных терминалов БМРЗ производства НТЦ «Механотроника». Составить карту уставок в первичных и вторичных величинах. Начертить схему РЗиА с учетом заданного типа выключателя 6(10) кВ (формат чертежа А1). 5. Рассчитать уставки защит отходящего присоединения (III) на базе микропроцессорных терминалов БМРЗ производства НТЦ «Механотроника». Составить карту уставок в первичных и вторичных величинах. Начертить схему РЗиА с учетом заданного типа выключателя 6(10) кВ (формат чертежа А1). 6. Проверить измерительные трансформаторы тока по вторичной нагрузке. 7. Рассчитать уставки автоматики (АРНТ, АПВ, АВР, АЧР, ЛЗШ, устройство автоматического включения компенсирующих устройств при их наличии). Рисунок 1 – Исходная схема ТП Таблица 1 – Исходные данные Параметр Вариант Uнн, кВ Uвн, кВ Xрез.max, Ом Xрез.min, Ом Sт.н., МВА Sнагр., МВА Рнагр. max, МВт Рнагр. min, МВт Qнагр. max, МВт Qнагр. min, МВт Число линий НН Тип выключателя Схема РУ ВН Фидер III Значение 16 6 220 10,16 12,7 100 65 52 31 39 23,25 12 ВВ/TEL-10 13H Асинхронный двигатель 2000 кВт 4 Выбор необходимого объема релейной защиты и автоматики Объём защит и автоматики на всех присоединениях проектируемой подстанции предусматривается согласно ПУЭ и соответствующим «Руководящим инструкциям». Представим выбранный объем защит в таблицах. Таблица 1.1 – Защита для силового трансформатора ТРДЦН-100000/220 Наименование повреждения Наименование РЗ и А Условные обозначения Повреждения на вводах и Дифференциальная защита ДЗТ внутренние повреждения Токовая отсечка Защита от токов внешнего Максимальная токовая зашита МТЗ многофазного КЗ Максимальная токовая защита, Защита от перегрузки МТЗ действующая на сигнал Обесточивание электроустаАвтоматическое повторное АПВ новок потребителей включение Большие отклонения активной и реактивной мощности Автоматическое регулирование АРНТ в часы больших и малых напряжения трансформатора нагрузок сети Таблица 1.2 – Защита секционного выключателя Наименование повреждения Наименование РЗ и А Многофазные замыкания Максимальная токовая зашита Автоматическое включение реРезервная защита зерва Таблица 1.3 – Защита асинхронного двигателя 4АЗМ-2000 Наименование повреждения Наименование РЗ и А Защита от токов многофазТоковая отсечка ного КЗ Защита от однофазных замыМаксимальная токовая зашита каний на землю нулевой последовательности Защита от перегрузки Максимальная токовая зашита Защита от минимального Реле минимального напряжения напряжения Защита от неполнофазного Токовая защита нулевой послережима довательности Условные обозначения МТЗ АВР Условные обозначения ТО МТЗ0 МТЗ Umin 3I0 5 1 Расчет токов короткого замыкания 1.1. Расчет параметров схемы замещения Расчётные схемы для расчётов токов короткого замыкания для двухтрансформаторных подстанций с раздельной работой на стороне низкого напряжения приведены на рис. 1.1. Рисунок 1.1 – Схема замещения силового трансформатора Расчёт сопротивления трансформаторов ТРДЦН-100000/220 по следующей формуле: Хтр = где ведется 𝑈к(в−н||н) ⋅ 𝑈ср 2 12,5 ⋅ 2302 = = 66,12 Ом, 100 ⋅ 𝑆ном 100 ⋅ 100 для трансформатора (1.1) Uк(в-н||н)- напряжение КЗ между обмоткой ВН и параллельно соединенными обмотками НН, %; Uср- среднее напряжение системы; Sном- номинальная мощность трансформатора, МВА. Если известно напряжение КЗ между обмотками низкого напряжения Uk нн, то: 𝑈𝑘н−н ⋅ 𝑈ср 2 28 ⋅ 2302 Хтр = = = 148,12 Ом, 100 ⋅ 𝑆ном 100 ⋅ 100 (1.2) Коэффициент расщепления: 𝑈𝑘вн1 23 𝑘р = 4 · ( − 1) = 4 · ( − 1) = 3,36 , 𝑈вн 10,5 Хн = Хвн · 𝑘р 66,12 · 3,36 = = 111 Ом , 2 2 Хв = Хвн · (1 − 𝑘р 3,36 ) = 66,12 · (1 − ) = 10,58 Ом 4 4 (1.2) (1.3) (1.4) Для трансформаторов с РПН сопротивление будет зависеть от положения переключателя в максимальном или минимальном режиме. 6 При этом сопротивление трансформатора в максимальном режиме определяется при минимальном напряжении системы Uср∙(1-ΔUРПН* ), а в минимальном режиме РПН должно соответствовать максимально возможному напряжению системы Uср∙(1+ΔUРПН* ). Во всех случаях это напряжение не должно превышать максимально возможного, Umax = 252 кВ. Если Uср∙(1+ΔUРПН* )> Umax, то в формулы следует подставлять Umax. Трансформатор ТРДЦН-100000/220 имеет РПН (±12·12%). Следовательно: 𝑈ср · (1 + 𝛥𝑈РПН ) = 230 · (1 + 0,12) = 257,6 кВ > 252 кВ Следовательно, в расчётах будем брать 252 кВ. Таким образом, сопротивление трансформатора в максимальном и минимальном режиме (Ом) определяются: Хтр 𝑚𝑎𝑥 = Хтр · (1 − 𝛥𝑈РПН )2 = 66,12 · (1 − 0,12)2 = 94,15 Ом (1.5) 252 2 Хтр 𝑚𝑖𝑛 = Хтр · (1 + 𝛥𝑈РПН ) = 66,12 · ( ) = 290,95 Ом 230 (1.6) 2 1.2. Расчёт токов КЗ в точке К1 Ток КЗ в максимальном режиме определяется при номинальных напряжениях сети Uномвн, а в минимальном режиме определяется при максимальных напряжениях сети. 𝐼к1 𝑚𝑎𝑥 вн = 𝐼к1 𝑚𝑖𝑛 вн = 𝑈номвн √3 ⋅ Хрез𝑚𝑎𝑥 = 230 √3 ⋅ 10,16 𝑈срвн ⋅ (1 + 𝛥𝑈РПН∗ ) √3 ⋅ Хрез𝑚𝑖𝑛 = = 13,6 кА 252 √3 ⋅ 12,7 (1.7) = 11,45 кА (1.8) 1.3. Расчёт токов КЗ в точке К2 Токи КЗ в максимальном и минимальном режиме, приведённые к стороне ВН: 𝐼к2 𝑚𝑎𝑥 вн = 𝐼к2 𝑚шт вн = 𝑈номвн √3 ⋅ (Хрез𝑚𝑎𝑥 + Хтр 𝑚𝑎𝑥 ) 𝑈𝑚𝑎𝑥 √3 ⋅ (Хрез 𝑚𝑖𝑛 + Хтр 𝑚𝑖𝑛 ) = 220 √3 ⋅ (10,16 + 94,15) = 1,27 кА (1.9) = 0,88 кА (1.10) 252 = √3 ⋅ (4,84 + 290,95 ) Токи КЗ в максимальном и минимальном режиме, приведённые к стороне НН, рассчитываются по формулам: 𝐼к2 𝑚𝑎𝑥 нн = 𝐼к2 𝑚𝑎𝑥 вн ⋅ 𝑈номвн 220 = 1,21 ⋅ = 42,25 кА 𝑈срнн 6,3 (1.11) 𝑈𝑚𝑎𝑥 = 53,2 кА 𝑈срнн (1.12) 𝐼к2 𝑚𝑖𝑛 нн = 𝐼к2 𝑚𝑖𝑛 вн ⋅ Результирующие сопротивления системы шин НН подстанции: 𝑈ср нн 6,3 Хс рез 𝑚𝑎𝑥 нн = = = 0,153 Ом √3 ⋅ 𝐼к2 𝑚𝑎𝑥 нн √3 ⋅ 42,25 Хсрез 𝑚𝑖𝑛 нн = 𝑈срнн √3 ⋅ 𝐼к2 𝑚𝑖𝑛 нн = 6,3 √3 ⋅ 53,2 = 0,128 Ом (1.13) (1.14) 1.4. Расчёт токов КЗ в точке К3 Была задана кабельная линия состоящего из одного кабеля длиной l=0,3 км и удельным сопротивлением Х0=0,4 Ом/км. Сопротивление кабельной линии: 7 Хкаб = Х0 · где 𝑙 0,3 = 0,4 · = 0,12 Ом 𝑛 1 (1.15) l – длина кабеля, км; Х0 – индуктивное сопротивление 1 км кабеля; n – число параллельно включённых кабелей. КЗ в максимальном и минимальном режиме работы: 𝐼к 𝑚𝑎𝑥 нн = 𝐼к 𝑚𝑖𝑛 нн = 𝑈ср нн √3 ⋅ (Хс рез 𝑚𝑎𝑥 нн + Хкаб ) 𝑈ср нн √3 ⋅ (Хс рез 𝑚𝑖𝑛 нн + Хкаб ) = = 6,3 √3 ⋅ (0,153 + 0,12) 6,3 √3 ⋅ (0,128 + 0,12) = 23,65 кА (1.16) = 28,38 кА (1.17) 1.5. Расчёт токов КЗ в точке отходящего присоединения (АД) Асинхронные двигатели типа 4АЗМ-2000, Sном=2000 кВА, Uном=6кВ. Тип двигателя и его характеристики определяются по справочным данным для двигателя, ближайшего по мощности. Сверхпереходные ЭДС Е′′q, в кВ, и сопротивление Х′′d, в Ом, определяются по паспортным данным электродвигателей: Е″𝑑 = Е″𝑑∗ ⋅ 𝑈ном = 0,9 ⋅ 6 = 5,4 кВ Х″𝑑 = Х″𝑑∗ ⋅ 𝑈ср 2 6, 32 = 0,2 ⋅ = 3,97 Ом 𝑆ном 2 𝐼𝑘 𝑚𝑎𝑥 = 𝐸𝑑" 𝑋𝑑" = 5,4 = 1,36 кА 3,97 (1.18) (1.19) (1.20) Для дальнейшего удобства использования расчётных значений сведем все полученные результаты в одну таблицу: Точка КЗ К1 К2 ВН К2 НН К3 Двигатель Таблица 1.1 – Расчётные значения токов КЗ Максимальный режим, кА Минимальный режим, кА 13,06 11,45 1,27 0,88 42,25 53,2 28,38 23,65 1,36 - 8 2 Расчет защиты силового трансформатора Рисунок 2.1 – Расчетная схема трансформатора. Выполним расчёт уставок защит для трансформатора ТРДЦН- 100000/220. 2.1. Расчёт токовой отсечки Номинальный ток трансформатора на стороне ВН для среднего положения РПН: 𝐼ном.тр = где 𝑆ном √3 ⋅ 𝑈ср = 100 √3 ⋅ 230 = 262,42 А (2.1) Sном – номинальная мощность трансформатора ВА. Для отстройки от БТН уставку срабатывания вычисляют по формуле: ВН 𝐼 𝐼с.з. = КБТН · 𝐼НОМ = 4 · 262,42 = 1049,72 А (2.2) где kБТН = от 3 до 7 – коэффициент, учитывающий увеличение тока относительно номинального тока трансформатора при БТН в зависимости от типа и мощности защищаемого трансформатора. Значение БТН при включении трансформатора уточняют при проведении пусконаладочных работ; ВН 𝐼НОМ - номинальный первичный ток стороны ВН трансформатора, А. Ток отсечки первой ступени рассчитывается по формуле: 𝐼с.з = 𝑘отс · 𝑘а · 𝐼КЗ внеш = 1,2 · 1,2 · 1270 = 1752 А (2.3) где kотс = от 1,1 до 1,2 – коэффициент отстройки, учитывающий погрешность и необходимый запас; ka = 1,2 – коэффициент, учитывающий увеличение погрешности при наличии апериодической составляющей в токе КЗ; IКЗ внеш – максимальное первичное значение тока на стороне ВН при внешнем трехфазном КЗ на шинах НН и СН в режиме с наибольшим значением этого тока. Выбираем наибольший ток, как ток срабатывания ТО. 2.2. Расчёт максимальной токовой защиты (МТЗ) на стороне ВН Для отстройки МТЗ используем максимальный рабочий ток: ВН 𝐼раб 𝑚𝑎𝑥 = 𝐼ном.тр · 𝑘ав где (2.4) kав – коэффициент аварийной загрузки, рассчитывающийся по формуле: 9 кав = 2 · 𝑆наг.𝑚𝑎𝑥 2 · 65 = = 1,3 𝑆ном.тр 100 (2.5) Тогда: ВН 𝐼раб 𝑚𝑎𝑥 = 201,86 · 1,3 = 262,43 А Выбираем трансформаторы тока (ТТ) компании УЭТМ марки ТРГ, номинальный первичный ток которых изготавливается в широких диапазонах с шагом в 5 А. Поэтому берём ТТ с ближайшим в большую сторону ном значением = 265 А. Определим коэффициент трансформации ТТ по формуле: 265 (2.6) = 53 5 Ток срабатывания МТЗ II ступени, выбирают по условию отстройки от тока при самозапуске двигателей и после устранения КЗ на предыдущем элементе и рассчитывают по формуле: 𝑛𝑡 = 𝐼𝐼 𝐼с.з. = 𝑘отс · 𝑘сзп · 𝐼раб.𝑚𝑎𝑥 1,1 · 5 · 262,43 = = 1519,33 А 𝑘в 0,95 (2.7) где kотс = от 1,1 до 1,2 – коэффициент отстройки; kсзп – коэффициент самозапуска, учитывающий увеличение тока в условиях самозапуска заторможенных двигателей. При отсутствии данных о характере нагрузки может быть принят равным от 3 до 5; kв =0,95 – коэффициент возврата; Iраб.макс – первичное значение максимального рабочего тока трансформатора в месте установки защиты, А. Коэффициент чувствительности МТЗ определяют для металлического двухфазного КЗ в конце зоны резервирования в режиме с наименьшим значением тока в месте установки защиты. ВН √3 𝐼К2 √3 0,88 мин 𝐼р = · = · = 14,37 𝐴 2 𝑛𝑡 2 53 где (2.8) IК2 мин – ток КЗ, приведенный к стороне ВН трансформатора в минимальном режиме. Определим чувствительность по формуле: 𝐼р · 𝑛𝑡 14,37 · 53 (2.9) 𝑘ч = 𝐼𝐼 = = 0,5 < 1,5 𝐼с.з. 1519,33 Защита является недостаточно чувствительной, поэтому принимаем МТЗ с пуском по напряжению: Определим ток срабатывания МТЗ с пуском по напряжению: 𝐼𝐼 𝐼с.з. = 𝑘отс 1,1 · 𝐼ном = · 262,42 = 303 А 𝑘а 0,95 (2.10) где kотс = от 1,1 до 1,2– коэффициент отстройки; kв =0,95 – коэффициент возврата; Iном – номинальный ток трансформатора, А. Уставку срабатывания защиты по напряжению обратной последовательности рассчитывают по формуле: 𝑈2с.з. = кнб · 𝑈ном = 0,06 · 6000 = 378 В где (2.11) Kнб =0,06 – коэффициент небаланса; 𝑈𝑚𝑖𝑛 = 0,85 · 𝑈ном = 0,85 · 6 = 5,36 кВ (2.12) 10 где Umin– междуфазное напряжение в месте установки защиты в условиях самозапуска после отключения внешнего КЗ. В ориентировочных расчетах может быть принято равным от 0,85 Uном до 0,9 Uном, В; 𝑈с.з ≤ где 𝑈min 5,36 = = 3,5 кВ 𝑘н ⋅ 𝑘в 1,2 · 1,1 (2.13) kотс = от 1,1 до 1,2 – коэффициент отстройки; kв = 1,05 – коэффициент возврата. Определим чувствительность для МТЗ с пуском по напряжению: 14,37 ∙ 53 = 2,5 > 1,5 303 МТЗ соответствует требованиям. Время срабатывания МТЗ на стороне ВН tМТЗ ВН=1,5с. Расчёт уставок МТЗ для приведенный к стороне НН трансформатора определяется аналогично, поэтому расчёт сведен в карту уставок защит трансформатора (таблица 2.1) 𝑘ч = 2.3. Защита от перегрузки Ток защиты от перегрузки, выбирают из условия возврата токового реле при номинальном токе трансформатора 𝐼𝐼𝐼 𝐼с,з = где котс 1,05 · 𝐼ном = · 262,42 = 290 А кв 0,95 (2.14) kотс = 1,05 – коэффициент отстройки; kв = 0,95 – коэффициент возврата; Iном – номинальный первичный ток стороны трансформатора Перерасчёт во вторичные значения происходит по формуле: 𝐼перв 𝐼втор = 𝑛𝑡 Уставка Ток срабатывания ТО, А Ток срабатывания МТЗ ВН, А Время срабатывания МТЗ ВН, с Ток срабатывания МТЗ НН, А Время срабатывания МТЗ НН, с Ток срабатывания защиты от перегрузки, А Время срабатывания защиты от перегрузки, с Таблица 2.1 – Карта уставок защит трансформатора Первичные значения Вторичные значения 1752 34,3 303 9,9 1,5 5830 104 1 292,68 0,48 10 2.4. Выбор и проверка ПТН блоков БМРЗ Для обеспечения правильного измерения максимально тока КЗ, проходящего через ТТ, значение верхней границы диапазона измерений ПТН измерительного канала MAKC ПТН i должно удовлетворять следующему условию 𝐼квнмакс вн 𝑖макс птн ≥ 𝑘пер ∙ вн Ктт (2.15) где kПЕР = 2 - коэффициент, учитывающий переходный режим (наличие апериодической составляющей тока); Iк макс - периодическая составляющая макс. фазного тока КЗ (как правило, трехфазного металлического КЗ), протекающего через ТТ (в начальный момент времени КЗ), А; Kтт - коэффициент трансформации ТТ. 13,6 𝐼макс пнт = 2 · = 0.492 кА > 0,5 кА 53 11 Поскольку нет ПТН на 492А, то повышаем коэффициент трансформации ТТ в 2 раза. 13,6 𝐼макс пнт = 2 · = 0.47 кА < 0,5 кА 53 Выбранные в соответствии с ПТН необходимо проверить по условию обеспечения заданной погрешности измерения тока нагрузочного режима. вн 𝐼ном птн ≤ 3 ∙ вн 𝐼ном тр вн Ктт (2.16) 29,7>2,5 A Выбранный ПНТ проходит проверку. Аналогично выполним выбор ПНТ на НН: 𝐼макс пнт = 0.087 кА Выбранный ПНТ проходит проверку 14,98>1 А 2.5. Выбор уставок срабатывания ДЗТ Уставку начального тока срабатывания ДЗТ определяем по формуле: 𝐼дзт нач = 𝑘отс · 𝐼нб расч (2.17) где Kотс = от 1,5 – коэффициент отстройки, учитывающий погрешность расчета и необходимый запас. Значение 𝐼нб расч тока для трёхобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов находят по формуле: 𝐼НБ расч = 0,5 ∙ (Кпер ∙ Кодн ∙ 𝜀0,5 + ∆𝑈РПН + 𝛾) = 0,102 (2.18) где kПЕР = 1 – коэффициент, учитывающий переходный режим (принято отсутствие апериодической составляющей тока в нагрузочном режиме); kодн = 1 – коэффициент однотипности ТТ; 0,5 – максимальное из значений относительных полных погрешностей ТТ сторон трансформатора в режиме, соответствующем. UРПН – относительные погрешности, обусловленные регулированием напряжения на сторонах защищаемого трансформатора; = 0,05 – относительная погрешность цифрового выравнивания токов плеч. 𝐼дзт нач = 0,153 Так как Iдзт нач < 0,3 , то принимаем его равному 0,3. Коэффициент торможения Кторм2 рассчитывают по формуле: Кторм 2 = 𝐼ДЗТ 2 − 𝐼ДЗТ нач где (2.19) IДЗТ2 – ток срабатывание ДЗТ при токе торможения 1,5 Iном тр; IДЗТ нач – уставка начального тока срабатывания ДЗТ. Ток срабатывание ДЗТ рассчитывают по формуле: 𝐼дзт 2 = 𝑘отс · 𝐼нб расч2 = 0,546 А (2.20) где Iнб расч2 − расчетное относительное значение тока небаланса, соответствующее току торможения 1,5Iном тр Кторм 2 = 0,246 Выбор уставки коэффициента торможения третьего участка характеристики торможения ДЗТ определяется по формуле: кторм 3 = 𝐼дто − 𝐼дзт 2 4 − 0,546 = = 0,89 𝐼к торм − 𝐼торм 2 5,4 − 1,5 (2.21) 12 где Iк торм – ток торможения, соответствующий максимальному току внешнего КЗ; Iторм 2 = 1,5 – ток торможения, соответствующий второму излому характеристики торможения. 𝐼к торм = (1 − Кпер ∙ 𝜀макс 𝐼кНН 2,5 ∙ 0,1 810 макс прив )∙ = (1 − )∙ = 5,4 2 𝐼ном тр 2 262,42 (2.22) где kпер = 2,5 – коэффициент, учитывающий увеличение погрешности ТТ в переходном режиме при наличии апериодической составляющей тока; Iк макс – периодическая составляющая максимального фазного тока внешнего КЗ (как правило, трехфазного металлического КЗ), протекающего через ТТ (в начальный момент времени КЗ), приведенная к стороне ВН, А; макс – максимальное из значений относительных полных погрешностей ТТ сторон трансформатора в режиме, соответствующем току Проверка чувствительности ДЗТ исходя из коэффициент чувствительности при металлическом КЗ определяют по формуле: Кч = 𝐼кНН 490 ∙ (1 − 0,1) мин прив ∙ (1 − 𝜀мин ) = = 11,2 𝐼ном тр ∙ 𝐼ДЗТ нач 262,42 ∙ 0,3 (2.23) 2.6. Выбор уставки сигнализации небаланса Уставку сигнализации небаланса выбирают из условия отстройки от расчетного максимального тока небаланса в нагрузочном режиме по формуле: 𝐼нб = 𝑘отс · 𝐼нб расч = 1,1 · 0,403 = 0,44 кА (2.24) где 𝑘отс = 1,1 – коэффициент отстройки, учитывающий погрешность расчёта и необходимый запас; 𝐼нб расч - относительный расчетный ток небаланса при токе торможения, соответствующем максимальному рабочему току трансформатора. Уставку по времени следует отстроить от максимального времени действия резервных защит трансформатора по формуле: 𝑇нб = 𝑘отс · 𝑇нб расч = 1,5 · 1,5 = 2,25 с где (2.25) 𝑇нб расч - максимальная уставка по времени действия резервных защит трансформатора. 2.7. Логическая защита шин Общие сведения. Для быстрого отключения КЗ на шинах 6-10 кВ применяется логическая защита шин. Работа ЛЗШ основана на ускорении МТЗ вводного выключателя при отсутствии пуска МТЗ любого из присоединений, отходящих от шин, в том числе МТЗ секционного выключателя. Ускорение МТЗ секционного выключателя выполняют при отсутствии пуска МТЗ любого из присоединений, отходящих от первой или второй секции сборных шин. Ускорение МТЗ секционного выключателя выполняют при отсутствии пуска МТЗ любого из присоединений, отходящих от первой или второй секции сборных шин. В блоках БМРЗ возможны последовательная и параллельная схемы ЛЗШ. Название определяется исходя из схемы соединения датчиков ЛЗШ (ЛЗШд), в качестве которых используются сигналы пуска МТЗ присоединений, отходящих от шин. Логическая защита шин нужна, чтобы сократить время отключения коротких замыканий на шинах 10 кВ. При коротком замыкании на шинах 10 кВ логическая защита шин устраняет его практически без выдержки времени (0,1-0,15 с), а при замыкании на присоединении – ЛЗШ блокируется, позволяя устранить КЗ нижестоящим защитам. ЛЗШ — это распределенная защита. Она не находится в одном конкретном терминале, а распределена по защитам вводов, СВ и отходящих присоединений (линий, трансформаторов, двигателей, БСК и т.д.).Так как защита шин 6-53 кВ осуществляется вводными и секционным выключателями, то именно в терминалах ввода и СВ реализована отключающая токовая ступень (ЛЗШ), работающая с минимальной выдержкой времени (0,1-0,15 с). 13 Пусковые органы защит нижестоящих присоединений дают информацию о том, есть ли замыкание на присоединении, и в случае его наличия, замыкают выходные контакты своего терминала для передачи сигнала на терминалы ввода и СВ. Это выходной сигнал называется “Блокировка ЛЗШ”. Выбор параметров срабатывания логической защиты шин. Для предотвращения срабатывания ускоряемой ступени МТЗ в ВВ или СВ из-за задержки передачи сигнала пуска МТЗ от отходящих присоединений ЛЗШ выполняют с выдержкой времени 𝑡ЛЗШ с.з. Выдержку времени 𝑡ЛЗШ с.з. рекомендуется принимать равной не менее 0,1 с В блоках БМРЗ возможны последовательная и параллельная схемы ЛЗШ. Название определяется исходя из схемы соединения датчиков ЛЗШ (ЛЗШд), в качестве которых используются сигналы пуска МТЗ присоединений, отходящих от шин, на рисунке 2.2 показана выбранная параллельная схема. Рисунок 2.2 – Реализация ЛЗШ СВ при параллельном соединении датчиков 14 3 Защита секционного выключателя 3.1. Расчёт максимальной токовой защиты По условию отстройки от самозапуска двигателей нагрузки ток срабатывания защиты, рассчитывают по формуле: 𝐼раб.макс 170,58 (3.1) 𝐼мтз с.з. = котс · ксзп · = 1,2 · 5 · = 1077,34 А кв 0,95 где котс – коэффициент отстройки, учитывающий погрешность реле и необходимый запас; ксзп – коэффициент самозапуска; 𝐼раб.макс – максимальный рабочий ток защищаемого трансформатора, с учетом допустимой длительной перегрузки в аварийных условиях может быть равен 1,4 𝐼ном.тр на подстанциях без АВР на стороне НН кв = 0,95 - коэффициент возврата. При выполнении защитой функций основной защиты трансформатора и/или шин НН чувствительность по току определяется при металлическом КЗ на шинах НН в точке К1: 𝑘ч = 𝐼кз мин 35200 = = 1077,34 А > 1,5 𝐼МТЗ с.з. 1077,34 (3.2) Защита достаточно чувствительна 15 4 Защита асинхронного двигателя Рассчитаем защиту для асинхронного двигателя 4АЗМ-2000 мощностью 2000 кВт, Uном=6кВ, kпуск = 5. Двигатель связан с КРУ линией, состоящей из одного кабеля длиной 300 м. Номинальный ток двигателя: 2000 𝐼ном = = 223,84 А (4.1) √3 ⋅ 6,3 · 0,966 · 0,89 Максимальный ток двигателя определяется по формуле: 𝐼макс = 1,1 · 𝑘пуск · 𝐼ном = 1,1 · 5 · 223,84 = 1119,2 А (4.2) 4.1. Выбор уставок срабатывания ТО Для защиты электродвигателей от междуфазных замыканий следует применять ТО без выдержки времени. При обоснованной необходимости использования дифференциальной защиты от междуфазных замыканий рекомендуется всегда использовать ТО в качестве резервной защиты. Ток срабатывания ТО IТО с.з., А, вычисляют по формуле IТО с.з. = k ост · k a · Iмакс = 1,1 · 1,3 · 1119,2 = 1673,2 А (4.3) где kотс – коэффициент отстройки, учитывающий погрешность расчета и необходимый запас, принимается от 1,1 до 1,2; kа – коэффициент, учитывающий увеличение погрешности терминала при наличии в токе апериодической и других составляющих пускового режима двигателя, принимается равным 1,3; Iмакс – максимальный ток двигателя. Коэффициент чувствительности проверяется по значению тока двухфазного КЗ на вводах питания электродвигателя и определяется по формулам: (2) 𝐼кз = √3 (3) √3 ·𝐼 = · 4500 = 3897 А 2 кз 2 (2) 𝑘ч = 𝐼кз 𝐼ТО с.з. = 3897 = 2,33 > 1,5 1673,2 (4.4) (4.5) Защита имеет достаточную чувствительность. 4.2. Защита от ОЗЗ В терминалах БМРЗ предусмотрены двухступенчатые алгоритмы защиты от ОЗЗ. Первая ступень алгоритма обеспечивает защиту электродвигателя при возникновении однофазного замыкания на землю. Вторая ступень алгоритма обеспечивает защиту от двойных замыканий на землю и используется в тех случаях, когда для отстройки от переходных процессов первая ступень защиты действует с выдержкой времени. Уставку срабатывания защиты электродвигателя от ОЗЗ по току 3I0>, А, определяют по формуле: 3I0 > = k ост k возврат · k бр · (Iемк.дв + Iемк.кл ) (4.6) где kотс – коэффициент отстройки защиты от ОЗЗ; kвозврат – коэффициент возврата защиты от ОЗЗ; kбр – коэффициент броска емкостного тока, обусловленного перезарядом емкостей электрической сети при ОЗЗ; Iемк дв – емкостной ток защищаемого электродвигателя, А; Iемк кл – емкостной ток кабельной линии, соединяющей электродвигатель с ячейкой, А. Значения этих коэффициентов для терминалов БМРЗ – kотс =1,2; kвозврат = 0,95; kбр = 2. Значение емкостного тока асинхронных электродвигателей напряжением выше 1 кВ можно определить, используя формулу: 16 Iемк.дв = 2π𝑓 · √3 · 𝐶дв · 𝑈ном = 100𝜋 · √3 · 9,7 · 10−9 · 6 · 103 = 0,004 А (4.7) Емкость обмоток одной фазы неявнополюсных синхронных и асинхронных электродвигателей Сдв, Ф, определяют по формуле: 𝐶дв = где 0,0187 · 𝑆ном · 10−6 1,2 · √𝑈ном · (1 + 0,08 · 𝑈ном ) = 0,0187 · 2 · 10−6 1,2 · √6 · (1 + 0,12 · 6) = 9,7 · 10−9 Ф Sном.дв – полная мощность электродвигателя, МВ∙А; Uном.дв – номинальное междуфазное напряжение двигателя, кВ. Ёмкостной ток кабельной линии можно определить по приближенной формуле: 𝑈ном · 𝑙 6 · 0,3 = = 0,18 А 10 10 Uном.кл – номинальное линейное напряжение кабельной линии, кВ; l – длина кабельной линии, км. 1,2 3I0 > = · 2 · (0,004 + 0,18) = 0,232 А 0,95 Определим значение суммарного ёмкостного тока в сети: 𝐼емк.кл = где (4.8) (4.9) IСсум > = (0,004 + 0,18 · 11) = 1,984 А Тогда коэффициент чувствительности равен: 𝐼Ссум 1,984 𝑘ч = = = 8,55 3I0 > 0,232 (4.10) Перед вводом уставки по току 3I0 в терминал БМРЗ, следует перевести ее во вторичные значения в соответствии с коэффициентом трансформации ТТНП: 3I0втор = 3I0 0,232 = = 0,01 𝑘тр 25 4.2. Защита от потери питания (ЗПП) Защиту от потери питания применяют при наличии СД для выявления режимов: - потери питания СД; - подпитки со стороны СД во внешнюю сеть. ЗПП действует на отключение СД. ЗПП, реагирующая на снижение частоты и изменение направления активной мощности, избавлена от недостатков предыдущих защит и является наиболее универсальной, поэтому именно такой алгоритм ЗПП применен в терминалах БМРЗ. Уставку срабатывания реле минимальной частоты fс.з. выбирают меньше уставки срабатывания первой ступени АЧР-1 из диапазона от 48,3 до 48,4 Гц. Блокирование по направлению мощности позволяет выполнить эту защиту быстродействующей. Время срабатывания защиты tс.з. составляет от 0,3 до 0,4 c. 4.3. Защита от неполнофазных режимов (ЗНР) Для защиты от неполнофазных режимов (ЗНР) в терминалах БМРЗ применена токовая защита обратной последовательности. Первичный ток срабатывания защиты по обратной последовательности выбирается из условия несрабатывания защиты от токов небаланса нормального режима двигателя: 𝐼2с.р = 0,15 · 𝐼ном = 0,15 · 223,84 = 40,2 А (4.11) Чувствительность защиты обычно достаточно высока и может не проверяться. Защита пускается при токах неповрежденных фаз, равных: √3 · 0,15 · 𝐼ном = 0,26 · 223,84 = 69,68 А 17 При внешнем близком двухфазном КЗ значение тока I2, проходящего через двигатель, составляет примерно 0,5 пускового тока, и срабатывание защиты также обеспечивается, если это КЗ не будет отключено «своей» защитой. Уставка по времени срабатывания защиты выбирается из условия несрабатывания при пуске (самозапуске) двигателя, поскольку в этом режиме ток небаланса (обратной последовательности) существенно увеличивается: 𝑡с.з. ≥ (1,2 ÷ 1,3) · 𝑡п = 1,25 · 8,7 = 10,88 с 4.4. Защита от перегрузки Защиту электродвигателя от симметричных перегрузок выполняют трехступенчатой. Каждая ступень защиты может быть введена и выведена независимо от других. Основной является вторая ступень, защищающая от любых перегрузок (рисунок 4.1). Она должна соответствовать перегрузочной характеристике двигателя, имеет инверсный характер и действует на отключение электродвигателя. Рисунок 4.1 - Характеристика защиты от симметричных перегрузок электродвигателя Ток срабатывания первой ступени защиты должен быть отстроен от пускового тока электродвигателя. Его значение вычисляют по формуле: 1,2 · 𝑘пуск 1,2 · 5 (4.12) · 𝐼ном = · 223,84 = 1413,72 А 𝑘в 0,95 где kпуск – кратность пускового тока электродвигателя; kв = 0,95 – коэффициент возврата (уточняется в руководстве по эксплуатации на конкретное изделие. Время срабатывания первой ступени защиты tс.з.1 принимают равным 0,1 с, что позволяет отстроить уставку срабатывания первой ступени от броска пускового тока электродвигателя. Время срабатывания второй ступени защиты рассчитывает процессор терминала БМРЗ по формуле: 𝐼с.з.1 = 𝑡с.з.2 = А 150 = = 120 с 𝑘∗2 − 1 1,52 − 1 (4.13) где А – тепловая постоянная времени охлаждения статора для защищаемого электродвигателя. В зависимости от типа защищаемого двигателя значение А может находиться в диапазоне от 60 до 300 с; k* – кратность тока статорной обмотки двигателя. Ток срабатывания второй ступени вычисляют по формуле: 18 𝐼с.з.2 = 1,08 1,08 · 𝐼ном = · 223,84 = 254,47 А 𝑘в 0,95 (4.14) Ток срабатывания третьей ступени определяют по формуле: 𝐼с.з.3 = 𝑘отс 1,05 · 𝐼ном = · 223,84 = 247,4 А 𝑘в 0,95 (4.15) где kотс = 1,05 – коэффициент отстройки защиты от симметричных перегрузок. Если двигатель не подвержен технологическим перегрузкам, то время срабатывания 3ей ступени защиты выбирают от 10 до 20 с (больше, чем время пуска электродвигателя). Для двигателя, подверженного перегрузкам, время выбирают большим, чем допустимое время технологической перегрузки, как правило, от 10 до 1800 с (должно быть также отстроено от времени пуска электродвигателя). 4.6. Выбор уставок УРОВ Алгоритм УРОВ предназначен для отключения смежных выключателей электрической сети при отказе выключателя электродвигателя. Уставку Iуров выбирают из диапазона от 0,05Iномдв до 0,1Iномдв. Выдержка времени формирования выходного сигнала «УРОВд», определяется: 𝑡УРОВ = 𝑡вык + 𝑡воз РЗ + 𝑡ош РВ + 𝑡зап (4.21) где tвык – время отключения выключателя (как правило: от 0,05 до 0,10 с); tвоз РЗ – время, необходимое для возврата релейной защиты, по сигналу которой происходит пуск алгоритма УРОВ; tош РВ – время допустимой погрешности реле времени УРОВ в сторону ускорения действия; tзап – запас по времени (как правило, принимают равным 0,1 с). Для терминалов БМРЗ рекомендуются следующие значения: - tуров от 0,3 до 0,5 с; - tвоз РЗ – 0,01 с; - tош РВ – 0,025 с при уставках от 0,05 до 1 с. 19 5 Автоматика понизительной подстанции 5.1. Автоматическое повторное включение (АПВ) Устройство АПВ предусматривают на выключателях всех воздушных и кабельных линий электропередач, сборных шинах подстанций, если эти шины не являются элементами КРУ, понижающих трансформаторов однотрансформаторных подстанций. На главных понизительных подстанциях, трансформаторах подстанции устанавливаются устройства АПВ при наличии дифференциальной защиты сборных шин напряжением 53, 110 и 220 кВ. Пуск АПВ осуществляется от дифференциальной защиты шин при успешном АПВ на питающей линии. АПВ должно контролировать наличие напряжения на шинах (АПВНН). На отходящих кабельных линиях 6-10 кВ должно устанавливаться частотное АПВ (ЧАПВ), если принято решение об установке АЧР на подстанции. Пуск устройства ЧАПВ производится при восстановлении частоты до заданной установки срабатывания. На электродвигателях должно устанавливаться в том случае, если двигатели отключились от защиты минимального напряжения, а их самозапуск невозможен по условиям остаточного напряжения. Выдержка АПВ выбирается из условия: 𝑡АПВ ≥ 𝑡ГП + 𝑡ЗАП = 0,2 + 0,5, с где (5.1) 𝑡ГП - время готовности привода в зависимости от типа привода 𝑡ГП = 0,1 ÷ 0,2с; Принимаем время действия АПВ равным 0,7 с. 5.2. Автоматическое включение резерва (АВР) Устройства АВР устанавливаются на подстанциях, для которых предусматриваются два или более источников питания, работающих раздельно в нормальном режиме. При использовании схем с неявным резервом устройства АВР устанавливаются на секционных выключателях. При выполнении пусковых органов АВР на реле напряжения рекомендуется принимать напряжение срабатывания минимальных реле напряжения. 𝑈СР1 = (0,25 ÷ 0,4) ⋅ 𝑈НОМ = 0,53 · 6 = 2,1 кВ (5.2) Напряжение срабатывания минимального реле напряжения, контролирующего наличие напряжения на резервном источнике, определяется из условия отстройки от минимального рабочего напряжения: 𝑈СР2 = где 𝑈РАБ.𝑚𝑖𝑛 0,95 · 6 = = 63,3 В 𝑘н ⋅ 𝑘в ⋅ 𝑛Н 1,2 · 1,25 · 60 (5.3) 𝑈РАБ.𝑚𝑖𝑛 = 0,95 · 𝑈ном ; 𝑘н = 1,1 ÷ 1,2; 𝑘в = 1,2 ÷ 1,25. 5.3. Автоматическая частотная разгрузка (АЧР) Устройства АЧР предусматривают на подстанциях части промышленных предприятий для отключения части электроприёмников при возникновении в питающей энергосистеме дефицита активной мощности, сопровождающегося снижением частоты до аварийного низкого уровня. К устройствам АЧР на напряжении 6 кВ подключаются приёмники III и II категории по надёжности электроснабжения, отключение которых не ведёт к невосполнимому недоотпуску продукции. 5.4. Автоматическое регулирование напряжения трансформатора (АРНТ) Устройство АРНТ на подстанциях промышленных предприятий устанавливаются в том числе, если электроприёмники предприятия имеют суточные графики нагрузки с большими отклонениями активной и реактивной мощности в часы больших и малых нагрузок сети, это приводит к недопустимым по ГОСТу 13109-97 отклонениям напряжения на шинах 10 кВ понизительных подстанций потребителей (±10%). 20 Для решения вопроса о применении АРНТ следует найти диапазон изменения напряжения в режимах максимальных и минимальных нагрузок энергосистемы и больших и малых нагрузок промышленных сетей: - для минимального режима: Рmin rтр + Qmin X трmin U 2 min = U cpВН (1 + U РПН * ) − (5.4) ) U (1 + U 2 - для максимального режима: U 2 max = U 2cpВН (1 − U РПН * ) − Если РПН * Рmax rтр + Qmax X трnax U 2 (1 − U РПН * ) (5.5) U 2 min − U 2 max >20%, следует устанавливать АРНТ. U СР .НН 31 · 2.54 + 23,35 · 55.9 = 246 кВ 230 52 · 2.54 + 39 · 55.9 𝑈2𝑚𝑎𝑥 = 230 − = 220 кВ 230 𝑈2𝑚𝑖𝑛 = 252 − Проверка АРНТ: 246 − 220 · 100 = 23,13% > 20% 230 АРНТ необходимо к установке. Напряжение на шинах при автоматическом регулировании напряжения: ВН Umin = (Umax − Рmin ⋅ R min + Q min ⋅ X min 31 ⋅ 3,05 + 23,25 ⋅ 142,4 ) = (246 − ) = 231,2 кВ Uср 230 (5.6) Рm𝑎𝑥 ⋅ R m𝑎𝑥 + Q m𝑎𝑥 ⋅ X max 52 ⋅ 1,8 + 39 ⋅ 74,7 ) = (220 − ) = 212 кВ Uср 230 (5.7) ВН Umax = (Um𝑖𝑛 − Диапазон изменений напряжений: 231,2 − 212 𝛿𝑈 = ⋅ 100 = 17,59<20% 230 Определим положение переключателя РПН, его следует установить в положение (установка АРНТ): 6,66 + 5,93 𝑈𝑐𝑝НН = = 6,295 кВ 2 𝛥𝑈нн = 6,3 − 6,295 ⋅ 100 = 0,08% 6,3 𝑛РПН = 0,08 = 0,045 1,78 Принимаем 1 для(𝑈𝑚𝑎𝑥 НН ) положение РПН в сторону увеличения коэффициента трансформации. Тогда напряжение на шинах 6 кВ будет поддерживается в допустимых пределах. Чувствительность АРНТ должна быть не выше одной ступени регулирования, т.е 𝛥𝑈АРНТ > 1,78%𝑈𝑐𝑝𝛣𝛨 . Принимаем 𝛥𝑈АРНТ = 2%𝑈𝑐𝑝𝛣𝛨 = 0,02 ⋅ 230 = 2,3 кВ Время срабатывания АРНТ выбирается из условия его несрабатывания при случайном кратковременном изменении напряжения. 𝑡АРНТ ≈ 2 ÷ 4мин. 21 Заключение В курсовой работе выбрана в соответствии с ПУЭ и рассчитана релейная защита и автоматика главной понизительной подстанции промышленного предприятия. Рассчитаны токи короткого замыкания для каждого присоединения, уставки БРМЗ и разработаны схемы защит для силового трансформатора, трансформатора собственных нужд, кабельных линий, секционного выключателя, электродвигателей. Все защиты имеют достаточную чувствительность. В данной курсовой работе в соответствии с ПУЭ был произведён выбор релейных защит для следующего оборудования: силового трансформатора ТРДЦН-100000/220, кабельной линии, секционного выключателя, В результате расчетов для установки были приняты следующие защиты: На силовом трансформаторе: ТО на высокой стороне, МТЗ на низкой стороне, дифференциальная защита, защита от перегрузки; На секционном выключателе: максимальная токовая защита; Выбранные защиты обладают достаточной чувствительностью. Также в курсовой работе были проверены по десятипроцентной погрешности трансформаторы тока, произведён расчет автоматики данной понизительной подстанции. На основании расчётов были разработаны схемы релейной защиты и автоматики. 22 Список использованных источников 1. Игуменщев, В.А. Релейная защита и автоматика понизительных подстанций промышленного предприятия: Учеб. пособие для вузов. [Текст] / В. К. Олейников, Н. Т. Патшин. – Магнитогорск: МГТУ, 2002.-79с. 2. Игуменщев, В. А. Схемы релейной защиты и автоматики понизительной подстанции промышленного предприятия: Методические указания к курсовой работе по дисциплине «Релейная защита и автоматика систем электроснабжения» для студентов специальности 100400: Учеб. пособие для вузов. [Текст] / Н. Т. Патшин. Магнитогорск: МГТУ, 2001. 49с. 3. Неклепаев, Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций [Текст]: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: учеб. пособие для вузов. / Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков – 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.: ил. 4. Патшин, Н.Т. Схемы релейной защиты и автоматики на элегазовых выключателях: Методическая разработка к курсовому и дипломному проектированию по дисциплине «Релейная защита и автоматизация систем электроснабжения» для студентов специальности 140211 и направления 140200: Учеб. пособие для вузов. [Текст] / Н. Т. Патшин. Магнитогорск: МГТУ, 2012. - 53с. 5. Правила устройства электроустановок [Текст]: Все действующие разделы ПУЭ6 и ПУЭ-7. 9-й выпуск.- Новосибирск: Сиб. унив. изд-во, 2010.- 464 с. 6. Трансформаторы тока ТОЛ-СЭЩ-10 [Текст]: техническая информация (справочная) ОРТ.153.001 ТИ: разработчик и изготовитель ЗАО «Группа компаний «ЭЛЕКТРОЩИТ» -ТМ Самара». - Самара, 2014. – 47 с. 7. Шабад, М.А. Расчёт релейной защиты и автоматики распределительных сетей [Текст] / Шабад М.А. - М.: Энергоатомиздат, 1985. 8. Pro-schneider.ru: Официальный сайт ЗАО Schneider Electric [Электронный ресурс]. -Санкт-Петербург. – Режим доступа: http://www.pro-schneider.ru, свободный. – Заглавие с экрана. 9. Uetm.ru: Официальный сайт ЗАО «Энергомаш (Екатеринбург) - Уралэлектротяжмаш» [Электронный ресурс]. – Екатеринбург. - Режим доступа http://www.uetm.ru, свободный. – Загл. с экрана. 23
