ПС 220 кВ НПС-1 с разработкой РЗА ВЛ 220 кВ НПС-1 – Хабаровская и трансформатора Т1 (1229099), страница 2
Текст из файла (страница 2)
Основные и резервные защиты каждого элемента сети должны включаться на разные вторичные обмотки трансформаторов тока.
Должно предусматриваться резервирование защит по цепям напряжения с ручным переводом цепей на другой ТН.
Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) должна подключаться к отдельной вторичной обмотке ТН.
При наличии двух электромагнитов отключения выключателя действие основных защит любого элемента сети и УРОВ должно предусматриваться на оба электромагнита.
Для действия при отказах защит или выключателей смежных элементов должна предусматриваться резервная защита, предназначенная для обеспечения дальнего резервирования. Если дальнее резервирование не обеспечивается, должны предусматриваться меры по усилению ближнего резервирования.
При наличии на подстанции АСУ ТП все устройства РЗА должны быть интегрированы в эту систему на информационном уровне.
Оперативное управление МП РЗА должно предусматриваться: по месту - с помощью переключающих устройств, устанавливаемых в шкафах (или на дверях шкафов) РЗА; дистанционно – с помощью средств АСУ ТП.
Положение всех переключающих устройств, параметры устройств РЗА и их изменение должно регистрироваться в устройствах РЗА и фиксироваться в АСУ ТП.
Каналообразующая аппаратура для передачи команд РЗА, в том числе совмещенная аппаратура передачи команд РЗА, ПА и связи, и устройства РЗА должны размещаться, как правило, в одном помещении.
Схемы подключения вторичных цепей к дискретным входам микропроцессорных устройств РЗА, через которые производится отключение первичного оборудования, должны обеспечивать работу устройств контроля изоляции сети постоянного оперативного тока при замыканиях на землю в этих цепях.
3 РАСЧЕТ УСТАВОК РЗА
3.1 Расчет защит АТ
Расчёт производим согласно [1]. Применяемое устройство SIPROTEC: 7UT633.
3.1.1 Расчёт основных защит
3.1.1.1 Продольная дифференциальная токовая защита трансформатора, использующая характеристики стабилизации (торможения)
Продольная дифференциальная токовая защита АТ, срабатывает при междуфазных и однофазных КЗ в защищаемой зоне, ограниченной трансформаторами тока, исключая однофазные замыкания на землю на стороне сети с изолированной нейтралью – НН трансформатора ограниченной трансформаторами тока.
Минимальный ток срабатывания основной (чувствительной) функции дифференциальной защиты:
, (3.1)
где 
– относительная величина напряжения диапазона РПН на стороне ВН трансформатора, равная 0.12; 
– номинальный ток защищаемого объекта (трансформатора) согласно таблице Б.1 (приложение Б).
А.
Принимаем 
= 
по адресу 1221.
Расчёт коэффициента торможения Kторм:
Согласно [1] 
(характеристика торможения проходит через начало координат).
, (3.2)
где
– коэффициент токораспределения. Принимается равным 1.
(о.е.).
В этом случае ток начала торможения определяется как:
; (3.3)
(о.е).
Принимаем уставку коэффициента торможения дифференциальной защиты Krest1=0.32 по адресу 1241А (SLOPE1).
Принимаем положение точки пересечения характеристики торможения с осью 
по адресу 1242А (BASE POINT1).
Параметры наклонного (второго) наклонного участка характеристики торможения функции ДЗТ, предназначенного для предотвращения действия защиты при больших токах внешнего повреждения, которые могут вызвать насыщение и увеличение погрешности измерения ТТ (
), согласно [1] могут приниматься без расчетов.
Минимальная уставка наклона характеристики торможения (2) принимается равной:
(о.е).
Принимаем: Krest2 SLOPE1 = 0.5 по адресу 1243А.
Ток начала торможения характеристики (2) (соответствует точке пересечения характеристик торможения 1 и 2) принимается равным 
о.е.
Уставка начальной точки характеристики (2) (величина смещения вдоль оси Iторм/Iном) определяется из выражения:
; (3.4)
; (3.5)
(о.е.);
(о.е.).
Принимаем уставку коэффициента торможения дифференциальной защиты Krest2 = 0.5 по адресу 1243А(SLOPE1).
Принимаем положение точки пересечения характеристики торможения с осью 
по адресу 1244А (BASE POINT2).
Расчёт дифференциальной отсечки:
Отстройка от броска тока включения ненагруженного трансформатора:
; (3.7)
(о.е).
Отстройка от величины максимального сквозного тока короткого замыкания на стороне НН трансформатора, которая определяется границей защищаемой зоны и торможения дифференциальной защиты:
, (3.8)
где 
- относительная величина напряжения короткого замыкания трансформатора согласно таблице Б.1 (приложение Б).
(о.е.).
Принимается максимальное расчётное значение 
.
Уставка по току функции дифференциальной отсечки принимается
по адресу 1231.
Для ДЗТ с большими сквозными токами при внешних повреждениях целесообразно использовать также дополнительное динамическое торможение.
Угол наклона используется тот же, что и для первого наклонного участка характеристики торможения согласно [1].
Уставку по току начала дополнительного торможения дифференциальной защиты принимаем (I-ADD ON STAB) = 12 по адресу 1261А.
Уставку по длительности дополнительного торможения дифференциальной защиты принимаем (T ADD ON-STAB) = 20 Cycle по адресу 1262А.
3.1.1.2. Дифференциальная (ограниченная) токовая защита от короткого замыкания на землю в обмотке/на ошиновке ВН трансформатора
; (3.10)
(о.е.).
Уставку по току срабатывания в нейтрали обмотки ВН трансформатора принимаем 
по адресу 1311.
Дополнительную выдержку времени принимаем 
сек. по адресу 1312А.
Наклон характеристики торможения принимаем 
сек. по адресу 1313А.
3.1.1.2. Расчёт ТЗП ВН
Ток срабатывания ТЗП ВН:
, (3.11)
где 
- коэффициент, учитывающий допустимое увеличение тока при регулировании напряжения (РПН); 
- номинальный ток трансформатора на стороне ВН согласно таблице Б.1 (приложение Б).
А.
Уставку по току ТЗП ВН принимаем (I ALARM) 
А по адресу 4205.
Выдержка времени ТЗП ВН с действием на сигнал:
Уставку по времени срабатывания ТЗП ВН принимаем равную 10 сек., которая выполняется в CFC-логике устройства.
3.1.2 Расчёт резервных защит
3.1.2.1. Максимальная трёхфазная токовая защита (ненаправленная) на стороне ВН трансформатора с пуском по минимальному напряжению на стороне НН
Отстройка от максимального рабочего тока перегрузки в послеаварийных режимах:
, (3.12)
где 
- номинальный ток трансформатора на стороне ВН согласно таблице Б.1 (приложение Б); 
- коэффициент отстройки равный 1.2; 
- коэффициент, учитывающий допустимое увеличение тока при регулировании напряжения; 
- коэффициент возврата реле равный 0.95.
А.
Согласование с током МТЗ на стороне НН трансформатора:
, (3.13)
где 
- коэффициент отстройки равный 1.1; 
- ток срабатывания МТЗ на стороне НН согласно (3.19) трансформатора приведённый к напряжению ВН.
А;
А.
Проверка по чувствительности МТЗ ВН трансформатора:
, (3.14)
где 
- минимальный (по режиму) ток в месте установки защиты при КЗ в трёх фазах в конце зоны резервирования в расчётной точке. Принимается равным 466 А согласно таблице А.2 (приложение А); 
- ток срабатывания МТЗ ВН.
.
Защита обладает требуемой чувствительностью.
Уставку по току срабатывания МТЗ ВН принимаем 
A по адресу 1204.
Обеспечение возврата пуска защиты после отключения внешнего КЗ:
, (3.15)
где 
- напряжение срабатывания; 
- междуфазное напряжение в месте установки органа пуска, в условиях самозапуска электродвигательной нагрузки после отключения внешнего КЗ.
, (3.16)
где 
- номинальное рабочее напряжение на стороне НН трансформатора.
В;
В.
Принимаем уставку защиты минимального напряжения 
Выдержка времени МТЗ на отключение трансформатора на всех сторонах и пуск УРОВ ВН:
, (3.17)
где 
– выдержка времени последних ступеней МТЗ на стороне НН. Принимаем равным согласно (3.19); 
– время запаса (ступень селективности). Принимается равным 0.3 с.
с.
Уставка по времени срабатывания МТЗ ВН (адрес 1205): (50-1 DELAY)=0.6с.
3.1.2.2 Устройство резервирования отказа выключателя на стороне ВН трансформатора.
Применяемые устройства SIPROTEC: 6MD663.
Уставка по току срабатывания рассчитывается по формуле:
, (3.18)
где 
- номинальный ток трансформатора на стороне ВН согласно таблице Б.1 (приложение Б).
А.
Уставку по току срабатывания УРОВ ВН принимаем 
А.
Принимаем уставки УРОВ: для стороны объекта 1 (адрес 1111): (PoleOpenCurr.S1) = 
для точки измерения 1 (адрес 1121): (PoleOpenCurr.M1) = 
Уставка по времени срабатывания УРОВ ВН 1-й ступени (повторное отключение) (адрес 7015): (T1) 
Уставка по времени срабатывания УРОВ ВН 2-й ступени (отключение смежных присоединений) (адрес 7016): (T2) 
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
