150632 (594563), страница 18

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

Текст из файла (страница 18)

Ограниченная защита от замыканий на землю, REF

Три программных модуля ограниченной максимальной токовой защиты от замыканий на землю могут быть включены в состав терминала RET 521. Функция REF является быстродействующей дифференциальной защитой от замыканий на землю для систем с эффективно заземленной нейтралью или для систем с нейтралью, заземленной через низкоомный резистор. Защита может использоваться для любой стороны трансформатора, имеющей малое сопротивление в цепи заземления нейтрали. Защита отстроена от броска тока намагничивания или от внешних коротких замыканий, а также устойчиво работает при насыщении ТТ. Опция направленности также включена в состав защиты.

Отображение значений тормозного и дифференциального токов также предусмотрено защитой.

Регулировка напряжения для одного трансформатора, VCTR

Функция регулятора напряжения может быть включена в состав терминала RET 521 и использоваться для поддержания постоянного, заранее установленного уровня напряжения на низкой стороне трансформатора , т.е. на стороне шин потребления или отходящего фидера. Постоянство уровня напряжения достигается путем подачи команд повышения или понижения положения РПН.

Подача команд может выполняться с независимой или инверсной выдержкой времени.

Предусмотрено выполнение блокировок по максимальному току и минимальному напряжению, а также по условиям аварийного состояния системы и конечному положению РПН. Также включена опция разгрузки по принципу уменьшения напряжения. Количество операций РПН может фиксироваться с целью определения межремонтного интервала. Предусмотрена возможность местного или дистанционного управления.

Сигналы от вспомогательного оборудования РПН (дискретные контакты) могут восприниматься функцией регулятора. Положение РПН может отображаться с использованием mА-сигнала или с использованием дискретных входов функции регулятора.

Значения напряжения на шинах нагрузки, уставка компенсации падения напряжения, расчет износа контактов положения РПН и количество операций, подлежат отображению.

Индикация, события и отображение рабочих значений Отображение рабочих параметров и записанных во времени событий возможно через локальный ИЧМ и подключенный компьютер или с другого места через систему обмена данных. Также актуальные значения входных величин, нагрузки, дифференциального тока и других сервисных параметров могут быть считаны с терминала.

Регистрация анормальных режимов Данные аварии, например, отключающее воздействие, могут быть записаны и затем воспроизведены в виде осциллограммы при помощи компьютера. Компьютер может быть подключен через передний порт или дистанционно через систему обмена данных. Эта функция циклически перезаписывает значения в буфер памяти. При выполнении условий пуска эти данные сохраняются, таким образом, происходит запись аварийных и доаварийных параметров.

Передача данных В состав терминала могут быть включены два порта дистанционной связи SPA и LON. Таким образом, осуществляется взаимодействие с системой мониторинга подстанции (SMS), включая удаленный компьютер, и системой управления подстанции (SCS).

Газовая защита от повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла. Действует на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла. Устанавливается реле РГТ-80.

9.2.2 Выбор релейной защиты и автоматики КРУ 6 и ОРУ 35 кВ.

Все защиты КРУ и ОРУ выполняются на терминалах ООО «АББ Автоматизация» серии SPAC-800.

Комплектные устройства защиты, управления и автоматики распределительных сетей серии SPAC 800 (терминалы) выполнены на микропроцессорной элементной базе и предназначены для защиты и автоматики присоединений комплектных распределительных устройств (КPУ) напряжением 6-10-35 кВ: секционных и вводных выключателей, кабельной или воздушной линии, двигателей и трансформаторов собственных нужд, линии к реактору, трансформатора частичного заземления нейтрали и т. д. Терминалы выполняют функции местного или дистанционного управления, защиты, автоматики, измерения, сигнализации, а также необходимые блокировки.

Фидерные терминалы являются интерфейсными устройствами нижнего уровня для построения системы управления энергообъектов (АСУ ТП).

Терминалы входят в семейство SPACOM и совместимы с комплексной системой защиты и управления концерна АВВ.

Функции управления и автоматики:

-Опеpативное включение и отключение выключателя с помощью внешних ключей;

-Отключение выключателя от устpойств автоматики, автоматической частотной разгрузки (АЧР) и внешних защит;

-Двукратное автоматическое повторное включение (АПВ) или АПВ после действия АЧP;

-Подсчет числа попыток АПВ;

-Блокирование действия защит, в том числе от внешнего органа напряжения;

-Контроль готовности цепей управления выключателем;

-Контроль состояния автоматов питания цепей управления и защиты;

-Блокирование от многократных включений выключателя;

-Автоматическое ускорение действия второй ступени МТЗ при включении выключателя;

-Устройство резервирования при отказе выключателя (УРОВ);

-Логическая защита шин с блокированием от защит присоединений;

-Автоматическое включение резервирования (АВР), в том числе с контролем встречного напряжения на шинах;

-Блокирование включения при перегреве двигателя;

-Контроль исправности цепей напряжения секций, положения тележки и аппаратов.

К установке принимаем:

На вводных выключателях терминалы SPAC 801 – 03 с модулем SPCJ 4D28 реализующем:

-МТЗ с ускорением;

-Защита шин;

-Дуговая защита;

-АПВ;

-УРОВ;

-М/Д управление.

На секционных выключателях – SPAC 801 – 02 с модулем SPCJ 4D28 реализующем:

-МТЗ с ускорением;

-Защита шин;

-Дуговая защита;

-АВР;

-УРОВ;

-М/Д управление.

На отходящих воздушных или кабельных линиях – SPAC 801 – 01 с модулем SPCJ 4D28 реализующем:

-МТЗ с ускорением;

-Дуговая защита;

-АПВ 2-х кратное;

-УРОВ;

-М/Д управление.

На трансформаторах напряжения – SPAC 804 с модулями SPCU 1C6 и SPCU 3C15.

9.3 Расчет МТЗ для отходящей линии 35 кВ

Для расчета защит на отходящей линии 35 кВ проектируемой подстанции задаем фиктивную нагрузку, трансформатор мощностью 4МВА.

Рисунок 22

Приводим данные для расчета:

U_НОМ = 37 кВ

А

K1 = 680 А (приведен к напряжению 37 кВ)

На п/ст мы выбрали оперативный ток – постоянный.

Выбираем измерительный трансформатора тока типа ASS 36-08:

Находим необходимый коэффициент трансформации трансформатора тока:

где: I_1НОМ – первичный номинальный ток трансформатора тока (выбирается по I_РАБ.MAX и типу трансформатора тока).

I_2НОМ – вторичный номинальный ток трансформатора тока равный 5(А).

Расчет 1^й ступени МТЗ (ТО):

По условию селективности ток срабатывания отсечки выбирается большим максимального значения тока при КЗ в конце защищаемого участка

где: k_Н – коэффициент надежности для токовых отсечек 1,3;

- ток КЗ при максимальном режиме питающей системы.

А

А

Реле SPAC 801 01 позволяет выставить уставку по току до 40I_H.

Расчет 2^й ступени МТЗ

Защита должна надежно срабатывать при повреждениях, но не должна действовать при максимальных токах нагрузки и её кратковременных толчках (например, запуск двигателей)

Слишком чувствительная защита может привести к неоправданным отключениям.

Главная задача при выборе тока срабатывания состоит в надежной отстройке защиты от токов нагрузки.

Существуют два условия определения тока срабатывания защиты.

1)Токовые реле не должны приходить в действие от тока нагрузки:

I_с.з>I_н.макс,(53)

Где I_с.з – ток срабатывания защиты (наименьший первичный ток в фазе линии, необходимый для действия защиты);

I_н.макс – максимальный рабочий ток нагрузки.

2)Токовые реле, сработавшие при КЗ в сети, должны надёжно возвращаться в исходное положение после отключения КЗ при оставшемся в защищаемой линии рабочем токе.

I_воз>k_зI_н.макс.(54)

Увеличение I_н.макс, вызванное самозапуском двигателей, оценивается коэффициентом запуска k_з.

Учет самозапуска двигателей является обязательным.

При выполнении условия (6.2) выполняется и условие (6.1), так как I_возс.з. Поэтому для отстройки защиты от нагрузки за исходное принимается условие (6.2):

I_воз=k_нk_зI_н.макс,(55)

гдеk_н – коэффициент надежности, учитывающий возможную погрешность в величине тока возврата реле, k_н=1,1 – 1,2.

Ток срабатывания защиты находят из соотношения

.(56)

А

где: К_Н=1,1 – коэффициент надежности ;

К_З=1,5 – коэффициент запуска;

К_В=0,96 – коэффициент возврата для реле типа SPAC.

Вторичный ток срабатывания реле находится с учетом коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов тока n_т и схемы включения реле k_сх:

.(57)

А

Так как ОРУ – 35 кВ имеет на отходящих линиях три трансформатора тока принимаем схему защиты «полная звезда» с k_сх = 1.

Ток срабатывания защиты I_с.з проверяется по условию чувствительности защиты:

Коэффициент чувствительности в конце зоны резервирования (за трансформатором Т, точка К1) при двухфазном КЗ:

А

где: - коэффициент относительной чувствительности схемы к току двухфазного КЗ за трансформатором Т, со схемой соединения обмоток

Y/Δ – 11 гр.

Результат сверки полученного значения с нормативным:

К_Ч2=3,2>К_Ч.НОРМ.=1,2

Принимаем выбранную схему к установке.

Выбор выдержки времени:

Выдержка времени выбирается по селективности на ступень больше, чем у аналогичной защиты смежного, более удаленного участка.

t_СЗ(1)=t_CP(2)+Δt

где Δt = 0,5 с. – ступень селективности.

9.4 АПВ линий с односторонним питанием

Согласно Правилам устройств электроустановок (ПУЭ) обязательно применение АПВ на всех воздушных и смешанных ЛЭП напряжением выше 1 кВ. Успешность действия АПВ составляет 50-90%. АПВ восстанавливает нормальную схему и при ложном действии релейной защиты.

Время срабатывания однократного АПВ определяется по следующим условиям:

,

где t_Д – время деионизации среды в месте КЗ, значение которое зависит от метеорологических условий, значения и длительности протекания тока КЗ, от рабочего напряжения. Для сетей напряжением до 35 кВ включительно t_Д = 0,1 с.

t_зап принимается равным примерно 0,5 с.

,

с.

Однако, как правило, для одиночных воздушных линий 6 – 110 кВ с односторонним питанием практически принимается время срабатывания t_АПВ в пределах 3 – 5 с. При такой выдержке времени до момента АПВ линии наиболее вероятно самоустранение причин, вызывающих неустойчивое КЗ (падение деревьев, набросы веток и других предметов, приближение к проводам передвижных механизмов), а также успевает пройти деионизация среды в месте КЗ.

Если для потребителей столь длительный перерыв электроснабжения является недопустимым, то время t_1АПВ следует выбрать по вышеприведенной формуле, а для повышения процента успешных действий выполнить двукратное АПВ линии.

Время срабатывания второго цикла двукратного АПВ:

с.

Характеристики

Список файлов ВКР