Пояснительная записка (1210224), страница 3
Текст из файла (страница 3)
2.1.5 Проверка чувствительности защиты
Проверка чувствительности производится по выражению:
. (2.9)
Ток короткого замыкания, протекающий по линии, будет минимальным в случае однофазного замыкания в конце линии в минимальном режиме работы системы.
;
.
Следовательно защита обладает требуемой чувствительностью.
2.2 Расчет уставки Value under switch on condition
Уставка Value under switch on condition вводится при опробовании линии.
2.2.1 Отстройка от броска емкостного тока за счет апериодической составляющей при подаче напряжения на линию
; (2.10)
А.
2.2.2 Отстройка от тока небаланса, вызванного потерями мощности при качаниях
, (2.11)
где 
. 
А.
2.2.3 Отстройка от тока небаланса броска тока намагничивания при опробовании АТ на ПС Амурская 550 кВ
; (2.12)
А.
Уставка принимается равной:
А.
2.2.4 Проверка чувствительности защиты
Проверка чувствительности производится по выражению:
. (2.13)
Ток короткого замыкания, протекающий по линии, будет минимальным в случае однофазного замыкания в конце линии в минимальном режиме работы системы.
;
.
Следовательно защита обладает требуемой чувствительностью.
2.3 Расчет уставки Pickup value
Уставка Pickup value (1233) введена постоянно, однако при АУ автоматически увеличивается до значения уставки Value under switch on condition (1235).
2.3.1 Отстройка от полного емкостного тока линии
Отстройка производится по выражению, согласно [10]:
; (2.14)
А.
2.3.2 Отстройка от тока небаланса максимального нагрузочного режима
Отстройка производится исходя из условия [10]:
; (2.15)
А.
2.3.3 Отстройка от тока небаланса броска тока намагничивания при опробовании Т-1 на ПС КС-7а
; (2.16)
А.
Уставка принимается равной
А.
2.4 Расчет уставки Value under switch on condition
2.4.1 Отстройка от полного емкостного тока линии
Отстройка производится по выражению, согласно [10]:
; (2.17)
А.
Уставка принимается равной
А.
В данном разделе были рассчитаны уставки срабатывания ДЗЛ, чувствительность которых удовлетворяет требуемым нормам.
2.5 Расчет дистанционной защиты
Первая зона охватывает около 80-90% своей линии и действует без выдержки времени;
Вторая зона охватывает 100% своей линии + выключатели на соседней линии. Действует с выдержкой времени равно 0,5-2с;
Третья зона охватывает свою и соседнюю линию, включая шины соседней линии и часть трансформатора. Действует с выдержкой времени равно 3-5с;
2.5.1 Расчет первой ступени ДЗ
Расчеты произведены в программе ТКЗ 3000.
Рисунок 2 – Значение уставки для первой зоны.
По расчетам, уставка для первой зоны ДЗ = 7,8 Ом.
2.5.2 Расчет второй ступени ДЗ
Расчет второй зоны ДЗ проделываем через согласование с 1 зоной ДЗ следующих ПС: «ПС Белогорск», «ПС Шимановск-тяг», «ПС Короли-тяг», «ПС Новокиевка», «ПС Благовещенская», а так же с АТ-1 и АТ-3 на «ПС Амурская». А так же проверяем по чувствительности (>1.2). Расчеты выполнены в программе ТКЗ 3000. Снимки программы ТКЗ 3000 представлены в приложении А.
По расчетам, уставка для второй зоны ДЗ = 10,2 Ом.
2.5.3 Расчет третьей ступени ДЗ
Расчет третьей зоны ДЗ проделываем через согласование со второй зоной ДЗ следующих ПС: «ПС Белогорск», «ПС Шимановск-тяг», «ПС Короли-тяг», «ПС Новокиевка», «ПС Благовещенская», а так же с АТ-1 и АТ-3 на «ПС Амурская». Производим отстройку уставки от нагрузки (>1,32) и проверяем её на чувствительность (>1.5). Расчеты выполнены в программе ТКЗ 3000. Снимки программы ТКЗ 3000 представлены в приложении Б.
По расчетам, уставка для третьей зоны ДЗ = 211 Ом.
2.5.4 Построение полигональных характеристик срабатывания ДЗ
Перевод уставок ДЗ в полигональную характеристику: для перевода уставок ДЗ необходимо разбить полное сопротивление Z на активную составляющую R (учитывая так же и сопротивление возникающей электрической дуги) и реактивную составляющую jX.
Для этого воспользуемся следующими формулами:
|
| (2.18) |
|
| (2.19) |
где 
- угол максимальной чувствительности; 
- сопротивление электрической дуги; 
- коэффициент токораспределения.
Произведем расчет:
|
| (2.20) |
|
| (2.21) |
|
| (2.22) |
;
;
;
Ом;
Ом;
Ом;
|
| (2.23) |
|
| (2.24) |
|
| (2.25) |
;
;
;
Ом;
Ом;
Ом.
Согласно расчетным данным построим полигональную характеристику:
Рисунок 3 – Полигональная характеристика дистанционной защиты.
2.6 Расчет токовой защиты нулевой последовательности
- Первая ступень, действует без выдержки времени, охватывает 40-60% длины линии.
- Вторая ступень, охватывает около 90-100% длины линии. Действует с выдержкой времени 0,5-1,0с;
- Третья ступень, охватывает линию до шин противоположной ПС. Действует с выдержкой времени 1,0-2,5с;
- Четвертая ступень применяется для дальнего резервирования. Действует с выдержкой времени 3,5-5,5с; Первая ступень ТЗНП:
2.6.1 Расчет первой ступени ТЗНП
Расчеты произведены в программе ТКЗ 3000.
Рисунок 4 – Значение уставки для первой ступени.
По расчетам, уставка для первой ступени ТЗНП = 714 А. Время срабатывания для первой ступени ТЗНП 
.
2.6.2 Расчет второй ступени ТЗНП
Расчет второй ступени ТЗНП проделываем через согласование с 1 ступенью ТЗНП на следующих подстанциях: «ПС Белогорск», «ПС Шимановск-тяг», «ПС Короли-тяг», «ПС Новокиевка», «ПС Благовещенская», а так же с АТ-1 и АТ-3 на «ПС Амурская». При этом отключаем 4 генератора на Зейской ГЭС, Т-1 на «ПС Ледяная» и Т-1 на «ПС КС-7а». Расчеты выполнены в программе ТКЗ 3000. Снимки программы ТКЗ 3000 представлены в приложении В.
По расчетам, уставка для второй ступени ТЗНП = 556 А. Время срабатывания для второй ступени ТЗНП 
с.
2.6.3 Расчет третьей ступени ТЗНП
Расчет третьей ступени ТЗНП проделываем через согласование со 2 и 3 ступенями ТЗНП на следующих подстанциях: «ПС Белогорск», «ПС Шимановск-тяг», «ПС Короли-тяг», «ПС Новокиевка», «ПС Благовещенская», а так же с АТ-1 и АТ-3 на «ПС Амурская». При этом отключаем 4 генератора на Зейской ГЭС, Т-1 на «ПС Ледяная» и Т-1 на «ПС КС-7а». Проверяем её на чувствительность (>1.5). Расчеты выполнены в программе ТКЗ 3000. Снимки программы ТКЗ 3000 представлены в приложении Г.
По расчетам, уставка для третьей ступени ТЗНП= 362 А. Время срабатывания для второй ступени ТЗНП 
с.
2.6.4 Расчет четвертой ступени ТЗНП
Расчет четвертой ступени ТЗНП проделываем через согласование с 3 и 4 ступенями ТЗНП на следующих подстанциях: «ПС Белогорск», «ПС Шимановск-тяг», «ПС Короли-тяг», «ПС Новокиевка», «ПС Благовещенская», а так же с АТ-1 и АТ-3 на «ПС Амурская». При этом отключаем 4 генератора на Зейской ГЭС, Т-1 на «ПС Ледяная» и Т-1 на «ПС КС-7а». Проверяем её на чувствительность (>1.2). Расчеты выполнены в программе ТКЗ 3000. Снимки программы ТКЗ 3000 представлены в приложении Д.
По расчетам, уставка для четвертой ступени ТЗНП= 66 А. Время срабатывания для второй ступени ТЗНП 
с.
2.7 Расчет автоматического повторного включения
По условию деионизации среды время от момента отключения линии до момента повторного включения и подачи напряжения должно определяться по выражению:
|
| (2.26) |
,где 
- время деионизации. Для сетей выше 35 кВ рекомендуется принимать =0,3-0,4 c ; 
- время запаса. Принимается равным =0,4-0,5.
с.
По условию готовности привода выключателя 
к повторному включению после отключения:
|
| (2.27) |
,где -время готовности привода. Принимается равным =0,4-0,5 c ; - время запаса. Принимается равным =0,3-0,5 с
с.
При выборе выдержки времени АПВ с двухсторонним питанием принимается третье условие:
|
| (2.28) |
где 
, 
, 
- наименьшие выдержки времени первой ступени защиты, времена отключения и включения выключателя на конце линии Сковородино - 0,062 с (для элегаза) ; 
, 
- выдержка времени второй ступени защиты и время отключения выключателя с противоположной стороны линии. =2 с ; - время деионизации (0,1-0,3 c) ; - время запаса(0,5-0,7с).
Если принять для упрощения = и 
, то:
|
| (2.29) |
;
с. Для того, чтобы замыкание транзита происходило при угле, меньшем максимально допустимого по расчету значения 
, угол срабатывания реле KSS выбирается по формуле:
|
| (2.30) |
;
.3 РАСЧЕТ УСТАВОК ЗАЩИТ ТРАНСФОРМАТОРА Т-1
Согласно [2] на трансформаторе предусматривается дифференциальная защита, газовая, МТЗ, защита от перегрузок.
Расчет производится согласно методическим указаниям [1]. Расчет токов, требуемых для расчета уставок произведён ранее. Значение токов КЗ будут приниматься в соответствии с таблицей 1.2.
Расчет уставок защит ведётся для микропроцессорных защит ABB, отличительной особенностью которых является наличие в ней гибкой логики, позволяющей перенастраивать защиту при изменении параметров и элементов сети, как например, при подключении нового оборудования. Для реализации основной защиты трансформатора взят терминал ABB RET-670, для резервной ABB REF-615.
В интеллектуальных электронных устройствах (ИЭУ) RET-670 реализованы решения для защиты с предварительной конфигурацией или конфигурируемые в соответствии с требованиями заказчика для применения на любых типах трансформаторов и токоограничивающих реакторов. Устройство RET-670, конфигурируемое в соответствии с требованиями заказчика, дает возможность гибкого выбора функциональных возможностей в полном соответствии с этими требованиями. Варианты устройства RET-670 с предварительной конфигурацией упрощают работу с ними, поскольку уже содержат базовый набор функций и предварительную конфигурацию. С целью расширения функциональных возможностей ИЭУ RET670 в состав могут добавляться дополнительные функции для выполнения специфических требований, определяемых конкретной моделью трансформатора или токоограничивающего реактора.
Устройство RET670 обеспечивает исключительно быстродействующую дифференциальную защиту с автоматическим согласованием по коэффициенту трансформации ТТ и компенсацией групп соединений, что делает его идеальным решением для большинства применений.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
