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

Текст из файла (страница 4)

2.4.1 Отстройка от максимального рабочего тока перегрузки в послеаварийных режимах

Отстройка производится по выражению:

(2.20)

2.4.2 Ток срабатывания ТЗП ВН

Определяется по выражению:

(2.21)

где – коэффициент отстройки; – коэффициент возврата реле; – номинальный ток обмотки СН трансформатора;

А

Уставка по тока ТЗП ВН принимается в соответствии с рекомендациями:

Уставка вводится по адресу 4205.

2.4.3 Выдержка времени ТЗП ВН с действием на сигнал

Выдержка времени выбирается по рекомендациям:

; (2.22)

Выдержка по времени срабатывания ТЗП ВН принимается равной 10 сек., которая выполняется в CFC-логике устройства.

Уставка по току ТЗП ВН вводится по адресу 4205 (I ALARM).

2.5Максимальная трехфазная токовая защита (ненаправленная) на стороне СН трансформатора

2.5.1 Отстройка от максимального рабочего тока перегрузки впослеаварийных режимах

Отстройка производится по выражению:

(2.23)

А;

А;

2.5.2 Проверка по чувствительности МТЗ СН трансформатора

Проверка производится по формуле:

(2.24)

где - минимальный (по режиму) ток в месте установки защиты при КЗ в трёх фазах в конце зоны резервирования в расчётной точке. Равен 189 А; - ток срабатывания МТЗ СН, А.

Защита обладает требуемой чувствительностью.

Уставка по току срабатывания МТЗ НН принимается равной 50-1(I>) = A и вводится по адресу 1202.

2.6 Токовая защита от перегрузки на стороне СН трансформатора

Для реализации функции токовой защиты от перегрузки (ТЗП) СН трансформаторов 110-220 кВ во всех вариантах исполнения защиты используется устройство 7SJ62х-64х (РЗА СН).

2.6.1 Ток срабатывания ТЗП СН

(2.25)

где – коэффициент отстройки; – коэффициент возврата реле; – номинальный ток обмотки СН трансформатора, А;

А

Уставка по току ТЗП ВН принимается (IALARM):

400/5)=5,18 А

Уставкавводися по адресу 4205.

2.6.2 Выдержка времени ТЗП СН с действием на сигнал

; (2.26)

Уставку по времени срабатывания ТЗП СН принимаем равную 10 сек., которая выполняется в CFC-логике устройства.

Уставка по току ТЗП СН вводится по адресу 4205 (I ALARM).

2.7 Максимальная трёхфазная токовая защита (ненаправленная) на стороне НН трансформатора

2.7.1 Отстройка от максимального рабочего тока перегрузки в послеаварийных режимах

Отстройка производится из условия:

(2.27)

где – коэффициент согласования; – коэффициент самозапуска электродвигателей для ПС с непромышленной нагрузкой, в других случаях определяется расчетом режима самозапуска; – коэффициент возврата реле; – максимальный рабочий ток трансформатора на стороне НН с учетом перегрузок, А;

(2.28)

А;

А.

2.7.2 Проверка чувствительности МТЗ НН трансформатора

Проверка чувствительности производится по формуле:

, (2.29)

.

Следовательно защита обладает требуемой чувствительностью.

Уставку по току срабатывания МТЗ НН принимаем 50-1(I>) = A по адресу 1202.

2.8 Токовая защита от перегрузки на стороне НН трансформатора

Для реализации функции токовой защиты от перегрузки (ТЗП) НН трансформаторов 110-220 кВ во всех вариантах исполнения защиты используется устройство 7SJ62х-64х (РЗА НН).

2.8.1 Ток срабатывания ТЗП НН

(2.30)

где – коэффициент отстройки; – коэффициент возврата реле; – номинальный ток обмотки СН трансформатора, А;

А

Уставка по току ТЗП ВН принимается равной (IALARM)

1500/5)=4,834 А.

Уставка вводится по адресу 4205.

2.8.2 Выдержка времени ТЗП НН с действием на сигнал

Выдержка времени принимается в соответствии с рекомендациями:

сек.; (2.31)

Выдержка по времени срабатывания ТЗП НН принимается равной 10 сек., которая выполняется в CFC-логике устройства.

Уставка по току ТЗП НН вводится по адресу 4205.

В данном разделе была рассчитана уставка срабатывания дифференциальной защиты трансформатора, МТЗ ВН, МТЗ СН, МТЗ НН, проверенна их чувствительность. Рассчитаны токи срабатывания и выдержка времени на сигнал ТЗП ВН, ТЗП СН и ТЗП НН. Расчитана выдержка времени УРОВ и МТЗ.

1. РАСЧЕТ УСТАВОК ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНОЙ ЗАЩИТЫ ЛИНИИ 220 КВ НИЖНЕ-БУРЕЙСКАЯ ГЭС – ЗАВИТАЯ

Следуя методическим указаниям [6] выполнили расчёт. Расчет токов, требуемых для расчета уставок произведён ранее. В качестве терминала защиты принято устройствоRED-670 фирмы ABB.

Расчет параметров срабатывания производится согласно [4].

Функция дифференциальной защиты линии сравнивает токи в начале и в конце защищаемой воздушной или кабельной линии электропередачи. Эта дифференциальная защита с пофазным сравнением токов, имеющая высокую чувствительность и дающая информацию о поврежденной фазе для однофазного отключения.

Алгоритм дифференциальной токовой защиты в устройстве RED 670 обеспечивает очень высокую чувствительность к внутренним повреждениям, наряду с этим он имеет отличную устойчивость к внешним повреждениям. Для оценки дифференциальных токов производится обмен выборками токов со всех трансформаторов тока между интеллектуальными устройствами, находящимися на концах линии (режим ведущий – ведущий), либо выборки тока посылаются на одно интеллектуальное устройство (режим ведущий – ведомый).

Выборки тока от интеллектуальных электронных устройств, находящихся на расстоянии друг от друга, должны быть синхронизированы, чтобы дифференциальный алгоритм мог выполняться корректно.

Компенсация емкостного тока линии обеспечивает повышенную чувствительность функции дифференциальной защиты.

Расчет токов, требуемых для расчета уставок, был произведен с использованием программного продукта TKZ 3000. Значения токов протекающих по линиям при КЗ принимаются в соответствии с Приложениями Б.

Рассмотрим параметры защищаемой ВЛ 220 кВ Нижне-Бурейская ГЭС – Завитая. Данные для расчетов взяты согласно справочным материалам [2] и сведены в таблицу 2.1.

Таблица 3.1 Параметры защищаемой линии

3.1 Отстройка от полного емкостного тока линии

Отстройка производится по выражению, согласно [4]:

, (3.1)

, (3.2)

где – погоннаяемкостная проводимость, См/км;

– длина линии, км;

– напряжение на линии, кВ.

A.

3.2 Отстройка от тока небаланса максимального нагрузочного режима

Отстройка производится исходя из условия [4]:

, (3.3)

где = 0,15 – коэффициент отстройки;

– ток максимальной нагрузки линии, А.

Максимальный ток нагрузки вычисляется по формуле:

, (3.4)

где – допустимая длительная мощность, МВА;

Преобразуя выражение 2.3, получаем:

, (3.5)

А.

3.3 Отстройки от тока небаланса броска тока намагничивания Т

Отстройка производится из условия [4]:

, (3.6)

где – коэффициент надежности;

- коэффициент выгодности

Таким образом, предварительнаяуставка принимается равной

3.4 Проверка коэффициента чувствительности.

Коэффициент чувствительности определяется по формуле:

, (3.7)

Расчет тока КЗ произведен в минимальном режиме работы энергосистемы.

Расчет тока КЗ произведен программном комплексе TKZ 3000.

Получено значение: А.

(3.8)

Таким образом, коэффициент чувствительности составил 5,47 > 2, что удовлетворяет заданным требованиям.

4 РАСЧЕТ ДИСТАНЦИОННОЙ ЗАЩИТЫ ВЛ 220 КВ НИЖНЕ-БУРЕЙСКАЯ ГЭС – ЗАВИТАЯ

Расчет параметров срабатывания защиты производится согласно [7]. В качестве терминала защиты принято устройствоREL-670.

Рассмотрим дистанционную защиту линии 220 кВ Нижне-Бурейская ГЭС – Завитая.

ДЗ состоит из:

– І ступень по уставке срабатывания охватывает 80% длины защищаемой линии (основная ступень, работающая при КЗ на линию);

– ІІ ступень защищает всю линию и шины своей и противоположной подстанции (заводится на все виды ускорений);

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

– блокировки при качаниях;

Характеристики

Список файлов ВКР