Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 3)

Дистанционная защита линии состоит из:

– І ступень ­ зона срабатывания охватывает 80% длины защищаемой линии (основная ступень, работающая при КЗ на линию). Действует без выдержки времени;

– ІІ ступень охватывает 100% своей линии + выключатели на соседней линии(заводится на все виды ускорений);

– ІІІ ступень используется для дальнего резервирования, т.е. должна работать при отказе защит на смежных присоединениях;

– блокировки при качаниях;

– блокировки при неисправностях цепей напряжения.

Расчеты уставок для первой, второй и третей зоны произвели в расчетной программе ТКЗ 3000 (Приложение В).

Результаты расчетов сведены в таблицу 3.2.

Таблица 3.2 –Уставки зон срабатывания дистанционной защиты

Первую зону ДЗ отстраиваем от короткого замыкания в конце защищаемой линии.

Расчет второй зоны ДЗ проделываем через согласование c 1 зоной ДЗ «ВЛ Амурская-Пера №2». А так же проверяем по чувствительности (>1.2).

Расчет третьей зоны ДЗ проделываем через согласование c 2 зоной ДЗ «ВЛ Амурская-Пера №2». Производим отстройку уставки от нагрузки (>1,32) и проверяем её на чувствительность (>1.5).

Перевод уставок ДЗ во вторичные величины: для перевода уставок ДЗ необходимо разбить полное сопротивление Z на активную составляющую R и реактивную составляющую jX.

Для этого воспользуемся следующими формулами:

_; (3.7)

_, (3.8)

где – угол максимальной чувствительности;

Произведем расчет:

Для перевода уставок во вторичные величины воспользуемся формулами:

; (3.9)

, (3.10)

где K_тт – коэффициент трансформации ТТ; K_тн – коэффициент трансформации ТН;

Результаты расчета по формулам (3.9) и (3.10) сведены в таблицу 3.3.

Таблица 3.3 - Результаты расчетов уставок ДЗ ВЛ во вторичных цепях

3.3 Расчет токовой защиты нулевой последовательности

В токовую защиту нулевой последовательности входит 4 ступени:

- первая ступень, действует без выдержки времени, охватывает 40–60% длины линии.

- вторая ступень, охватывает около 90–100% длины линии;

- третья ступень, охватывает линию до шин противоположной ПС;

- четвертая ступень применяется для дальнего резервирования.

Расчеты уставок для первой, второй, третей и четвертой ступени произвели в расчетной программе ТКЗ 3000 (Приложение Г).

Результаты расчетов сведены в таблицу 3.4.

Таблица 3.4 –Уставки срабатывания ступеней ТЗНП

Первую ступень ТЗНП отстраиваем от КЗ в конце защищаемой линии;

Расчет второй ступени ТЗНП проделываем через согласование c 1 ступенью ТЗНП «ВЛ Амурская–Бурейская ГЭС», при этом отключаем «ВЛ Пера–Амурская №2» один АТ на «ПС Амурская».

Расчет третьей ступени ТЗНП проделываем через согласование со 2 ступенью ТЗНП «ВЛ Амурская–Пера №2», при этом отключаем один АТ на «ПС Амурская». Проверяем её на чувствительность (>1.5).

Расчет четвертой ступени ТЗНП проделываем через согласование c 3 и 4 ступенями ТЗНП «ВЛ Амурская–Бурейская ГЭС» ,при этом отключаем трансформатор на «ПС Пера». Проверяем её на чувствительность (>1.2).

Время срабатывания: 1 ступени – 0 с; 2 ступени – 0,5 с; 3 ступени – 1 с; 4 ступени – 3,5 с.

Для расчета вторичных токов срабатывания защиты воспользуемся формулой:

, (3.11)

где K_тт – коэффициент трансформации ТТ; K_с – коэффициент схемы.

Результаты расчета сведены в таблицу 3.4.

Таблица 3.4 – Уставки срабатывания ступеней ТЗНП во вторичных цепях

3.4 Расчет автоматического повторного включения

В соответствии c [6] на линиях напряжением 330-750кВ должно применяться автоматическое повторное включение однофазное (ОАПВ) и трехфазное (ТАПВ).

Время срабатывания устройства АПВ выбирается по трём условиям:

По условию деионизации среды время от момента отключения линии до момента повторного включения и подачи напряжения должно определяться по выражению:

_(3.12)

где - время деионизации; – время запаздывания

На линиях 330-500 кВ рекомендуется принимать ; - время запаса.

По выражению (3.12) получаем:

с.

По условию готовности привода выключателя к повторному включению после отключения:

где -время готовности привода, принимается равным с; - время запаса.

По выражению (3.11) получаем:

с.

При выборе выдержки времени АПВ c двухсторонним питанием принимается третье условие:

где , , – наименьшие выдержки времени первой ступени защиты, времена отключения и включения выключателя на конце линии Пёра-Амурская c (для элегаза); , – выдержка времени второй ступени защиты и время отключения выключателя c противоположной стороны. с; - время деионизации (0,1-0,3 с); - время запаса (0,5-0,7 с).

Если принять для упрощения и , то:

По выражению (3.15) получаем:

с.

По результатам расчёта по (3.13), (3.14) и (3.15) принимается наибольшее из трёх полученных значений. Таким образом с.

Для того, чтобы замыкание транзита происходило при угле, меньшем максимально допустимого по расчету значения , угол срабатывания реле KSS выбирается по формуле:

где -максимально допустимый угол между напряжениями по концам линии; -время срабатывания АПВ; -время включения выключателя; -коэффициент возврата реле; -коэффициент надежности.

По выражению (3.14) получаем:

3.4 Расчет устройства резервирования при отказе выключателя

Функция УРОВ присоединения обеспечивает быстрое резервное отключение смежных выключателей при отказе выключателя этого присоединения. УРОВ может функционировать на основе контроля тока, положения блок-контактов выключателя или совместного сочетания этих двух признаков.

УРОВ может выполняться с пуском в одной или трех фазах для возможности использования в применениях с однофазным отключением. Для трехфазной версии УРОВ критерии по току могут задаваться на срабатывание только в случае, если выполняются два из четырех условий, например два фазных тока или один фазный ток плюс ток нулевой последовательности превышают уставку. Этим обеспечивается более высокая надежность предотвращения излишнего срабатывания УРОВ.

Возможно задание действия на «себя» для предотвращения излишних отключений смежных выключателей при ошибочном пуске УРОВ из-за различных ошибок и во время тестирования.

Выдержка времени УРОВ настраивается в полной схеме. Она должна обеспечивать несрабатывание схемы при повреждении на присоединении выключателя. Для всех схем выполнение этого условия является наиболее тяжелым и требует большей выдержки времени:

Выдержка времени УРОВ настраивается в полной схеме. Она должна обеспечивать несрабатывание схемы при повреждении на присоединении выключателя. Для всех схем выполнение этого условия является наиболее тяжелым и требует большей выдержки времени:

_(3.17)

где -время отключения выключателя; -время возврата защиты; -время возврата пусковых реле УРОВ; -время запаса.

По выражению (3.17) получаем:

с.

4 РАСЧЕТ ЗАЩИТЫ АВТОТРАНСФРМАТОРА 500/100/10 кВ №1 НА ПС 500 кВ ПЕРА

На автотрансформаторах должны быть предусмотрены следующие устройства РЗА:

• два комплекта дифференциальной токовой защиты;

• газовые защиты, в т.ч. линейного регулировочного трансформатора (при его установке);

• защита РПН c использованием струйных реле;

• резервные защиты на сторонах высшего, среднего и низшего напряжений;

• защита от перегрузки;

• дифференциальная токовая защита ошиновки ВН

• устройство контроля изоляции высоковольтных вводов 500 кВ (при использовании маслонаполненных высоковольтных вводов);

• дифференциальная токовая защита ошиновки НН c включением в зону ее действия токоограничивающего реактора;

• контроль изоляции обмотки НН;

• технологические защиты (защита от понижения уровня масла, защита от потери охлаждения и т.п.).

4.1 Расчет дифференциальной токовой защиты

В качестве терминала защиты принято устройство RET 670.

Находим номинальные токи обмоток автотрансформатора, для этого воспользуемся формулой:

, (4.1)

Характеристики

Список файлов ВКР