close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

Управление информации – пресс;doc

код для вставкиСкачать
Микропроцессорные терминалы
АББ Автоматизация
Образовательная программа повышения квалификации
«Интеллектуальные электроэнергетические системы на
базе Smart Grid»
Презентации разработаны в рамках реализации гранта «Подготовка
высококвалифицированных кадров в сфере электроэнергетики и горнометаллургической отрасли для предприятий Амурской области»
Микропроцессорные терминалы
АББ Автоматизация
Микропроцессорные терминалы
АББ Автоматизация
Канд. техн. наук КОЗЛОВ А.Н.
Презентации разработаны в рамках реализации гранта «Подготовка
высококвалифицированных кадров в сфере электроэнергетики и горнометаллургической отрасли для предприятий Амурской области»
Микропроцессорные терминалы
АББ Автоматизация
Презентации по курсу лекций обсуждены на заседании кафедры
энергетики
«15» _____11______2013__ г., протокол № ___4________
Заведующий кафедрой Н.В. Савина
Рецензент: А.А. Гаврилов, зам. начальника департамента,
начальник отдела социальной политики ОАО «ДРСК»
Презентации разработаны в рамках реализации гранта «Подготовка
высококвалифицированных кадров в сфере электроэнергетики и горнометаллургической отрасли для предприятий Амурской области»
Презентация № 1
Выбор функции дифференциальной защиты
трансформаторов терминала RET 521
Презентация подготовлена на основе
«Рекомендаций по применению и выбору
уставок функции дифференциальной защиты
трансформаторов терминала RET-521»,
разработанных фирмой АББ Автоматизация;
разработчик рекомендаций – Дмитренко А.М.
4
Конфигурация 1 (7I+3U)
5
Конфигурация 3 (9I+1U)
6
Упрощенная функциональная схема защиты двухобмоточного трансформатора
7
Тормозные характеристики дифференциальной защиты
DIFP
Ibias
8
Тормозные характеристики
дифференциальной защиты DIFP в общем
виде состоят из трех участков:
Idiff
• горизонтального – до тормозного тока
равного 1,25 Iном;
• первого наклонного – до значения
дифференциального тока 1,0 Iном;
• второго наклонного – до максимально
возможного значения тормозного тока.
На наклонных участках тормозных
характеристик коэффициент торможения
(наклона) можно вычислять по выражению
Idmin
Ibias
ΔIdiff
kT = −−−−−
∙ 100%
ΔIbias
Где ΔIdiff и ΔIbias - приращения соответственно дифференциального и тормозного
токов на границе срабатывания
9
Требования к трансформаторам тока в схемах дифференциальной
защиты с терминалом RET 521
Полная погрешность ТТ ε в установившемся режиме не должна превышать
10% при максимальном токе внешнего КЗ (или при максимальном сквозном токе). В
переходных режимах КЗ часто происходит насыщение ТТ, которое приводит к
увеличению их погрешностей и искажению формы кривой вторичного тока.
Возрастание погрешностей ТТ приводит к появлению значительных токов
небаланса дифференциальной защиты.
При анализе функционирования ТТ используется предельная кратность K10 –
наибольшая кратность первичного тока, при котором полная погрешность ε в
установившемся режиме при заданной нагрузке не превышает 10%. При
использовании параметра K10 требования к ТТ дифференциальной защиты
трансформаторов можно сформулировать следующим образом:
10
Кривые предельных
кратностей трансформаторов
тока типа ТПЛ-10:
1 - для КI = 5/5 + 300/5 класса Р;
2 - для КI = 5/5 + 300/5 класса
0,5;
3 - для КI = = 400/5 класса Р;
4 - для КI = 400/5 класса 0,5;
5 - суммарная для
последовательного
включения обмоток классов
Р и 0,5 (КI = 5/5 + 300/5) построена путем
суммирования ZНГ доп при
одних и тех же значениях K10
по кривым 1 и 2
Кратность первичного тока трансформатора тока - отношение первичного тока
трансформатора тока к его номинальному значению.
11
При использовании терминала RET 521 можно полагать, что входное сопротивление
его токовых аналоговых цепей пренебрежимо мало по сравнению с сопротивлением
соединительных проводов между ТТ и терминалом. Значения K10 можно также находить
по кривым предельных кратностей, приведенных в справочниках. При отсутствии
кривых предельных кратностей и конструктивных параметров ТТ можно
использовать приближенную формулу:
12
Схема функционирования терминала RET 521 предполагает использование групп ТТ
«звезда с нулевым проводом» со всех сторон защищаемого трансформатора.
Применение групп ТТ звезда с нулевым проводом приводит к снижению
расчетной нагрузки ТТ при трехфазных КЗ (по сравнению с группой ТТ
«треугольник») и, соответственно, к возрастанию параметра K′10 при прочих равных
условиях.
Для обеспечения быстродействия чувствительного органа дифференциальной
защиты в переходных режимах КЗ в защищаемой зоне следует принимать со стороны
ВН K′10 ≥ 30.
С учетом этого, при использовании со стороны ВН встроенных ТТ
необходимо выбирать максимальный первичный номинальный ток для данного типа
ТТ.
13
Методика выбора уставок, определяющих тормозную характеристику
дифференциальной защиты
В терминале, на базе задаваемых параметров силового трансформатора и
коэффициентов трансформации ТТ функцией DIFP осуществляется цифровое
выравнивание амплитуд (модулей) токов плеч
Диапазон цифрового выравнивания достаточно велик.
Вместе с тем необходимо иметь в виду, что в условиях Российской Федерации
со стороны ВН или СН по ряду причин часто применяются ТТ с первичным
номинальным током, намного превышающим номинальный ток силового
трансформатора. В таких условиях необходимо предварительно вычислять
вторичный ток ТТ в номинальном режиме силового трансформатора.
(1)
Если этот ток окажется равным 1А или менее (для ТТ с вторичным
номинальным током 5А), то можно принимать номинальный ток терминала RET 521
с соответствующей стороны равным 1А.
Если рассматриваемая ситуация возникнет для ТТ с вторичным номинальным
током 1А, то должны выполняться следующие ограничения:
Если диапазон цифрового выравнивания со сторон ВН или СН не превышает пятикратного,
то относительная погрешность цифрового выравнивания с некоторым запасом может
приниматься равной 0,02.
14
Расчет минимального тока срабатывания
выполняется в относительных
единицах. При внешних КЗ дифференциальный ток срабатывания должен
удовлетворять условию
(2)
(3)
15
(2)
(3)
(3)
(3)
16
(1)
(2)
(4)
(5)
(6)
17
(6)
(5)
(5)
(7)
18
(7)
(7)
(3)
(4)
(6)
(7)
(4)
(6)
19
(7)
20
21
Дифференциальная защита ТСН электрических станций и других
понижающих трансформаторов, имеющих в составе нагрузки мощные
двигатели напряжением 6 или 10кВ
Основную нагрузку ТСН составляют двигатели, часть из которых имеет большую мощность
(до 8000кВт включительно). Расчетным режимом для выбора
, как правило, является режим
пуска мощного двигателя. Это объясняется тем, что во-первых, в режиме пуска отношение
с опорной стороны (со стороны ВН) может быть меньше 1,25 и, во-вторых, при этом
могут возникнуть относительно большие токи небаланса. Увеличение переходных токов небаланса
происходит вследствие ряда факторов:
- параметр
со стороны НН;
со стороны ВН, как правило, получается значительно больше, чем
- возможна значительная остаточная намагниченность магнитопроводов ТТ в
режиме относительно частых пусков;
- в режиме пуска двигателя возникает дополнительный затухающий ток малой
частоты, который приводит к увеличению намагниченности магнитопровода ТТ в
переходном режиме, и другие факторы.
С учетом этого рекомендуются следующие значения параметров для выбора
22
Расчетным режимом для выбора КТ является режим трехфазного КЗ со стороны ВН
защищаемого трансформатора. В этом режиме в качестве расчетного значения можно
полагать Iскв* = 3,0 . В режиме внешнего трехфазного КЗ все двигатели (и синхронные, и
асинхронные) переходят в режим генераторов (на отрезке времени не менее 0,1с). При этом
возникает сложный переходный процесс с участием двигателей различной мощности. Для
такого процесса можно принимать
23
Дифференциальная защита трансформаторов связи и блочных
трансформаторов электрических станций
Расчетные режимы указанных дифференциальных защит при небольшой кратности
сквозного тока (порядка 1 ÷ 1,25) могут возникать при недостаточно точной синхронизации
генераторов, при удаленных (с электрической точки зрения) внешних КЗ и в других случаях.
В рассматриваемых режимах постоянная времени затухания апериодической составляющей
сквозного тока обычно больше, чем в схемах дифзащит ТСН, поэтому следует принимать
Расчетным режимом для выбора КТ является режим внешнего КЗ на стороне ВН
защищаемого трансформатора при Iскв* = 3,0 . Для такого режима можно принимать
В схемах блочных трансформаторов мощностью 630 МВА и более может оказаться, что
при КЗ на стороне ВН Iскв* < 3,0 . В таких случаях следует без расчетов принимать
тормозную характеристику №5.
24
Трансформаторы электрических сетей и автотрансформаторы, не
имеющие в составе нагрузки со стороны НН мощных двигателей или
синхронных компенсаторов
Общую область применения терминала RET 521 целесообразно разбить на подобласти
1. Силовые трансформаторы мощностью не более 40 МВА, не имеющие подключенных
со стороны НН токоограничивающих реакторов. В этом случае можно принимать
2. Силовые трансформаторы и автотрансформаторы, со стороны НН которых
подключены токоограничивающие реакторы. Применение токоограничивающих
реакторов приводит к возрастанию времени затухания постоянной составляющей токов
внешних КЗ. В таких схемах дифзащиты следует принимать
25
3. Силовые трансформаторы и автотрансформаторы мощностью 63МВА и более
Приведенная предельная кратность ТТ со всех сторон должна приниматься не менее 25.
Остальные параметры, необходимые для расчетов, принимаются следующими:
26
Дифференциальная защита шунтирующего реактора
В Российской Федерации применяются, в основном, шунтирующие реакторы с немагнитным
зазором в магнитопроводе, например, типа РОДЦ – 60000/500 и др.
В последнее время получают распространение шунтирующие трехфазные реакторы
трансформаторного типа, управляемые подмагничиванием
Как те, так и другие реакторы имеют довольно большие постоянные времени затухания
апериодической составляющей тока, возникающей при подключении реактора к сети (порядка 0,5 ÷
1,0с). С учетом этого следует принимать
27
Пример расчета
28
(1)
29
30
(4)
31
( 3)
(7)
(7)
32
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа