WWW.MASH.DOBROTA.BIZ
БЕСПЛАТНАЯ  ИНТЕРНЕТ  БИБЛИОТЕКА - онлайн публикации
 

Pages:   || 2 |

««ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЕТЕВАЯ КОМПАНИЯ ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ» СТАНДАРТ СТО 56947007ОРГАНИЗАЦИИ 29.120.70.98-2011 ОАО «ФСК ЕЭС» Методические указания по выбору параметров ...»

-- [ Страница 1 ] --

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

«ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЕТЕВАЯ КОМПАНИЯ

ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ»

СТАНДАРТ

СТО 56947007ОРГАНИЗАЦИИ

29.120.70.98-2011

ОАО «ФСК ЕЭС»

Методические указания

по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

Стандарт организации Дата введения: 13.09.2011 ОАО «ФСК ЕЭС»

список сертификатов Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

Предисловие Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ «О техническом регулировании», а правила применения стандарта организации ГОСТ Р 1.4-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организаций. Общие положения», общие требования к построению, изложению, оформлению, содержанию и обозначению межгосударственных стандартов, правил и рекомендаций по межгосударственной стандартизации и изменений к ним - ГОСТ 1.5-2001, правила построения, изложения, оформления и обозначения национальных стандартов Российской Федерации, общие требования к их содержанию, а также правила оформления и изложения изменений к национальным стандартам Российской Федерации ГОСТ Р 1.5-2004 .



Сведения о стандарте РАЗРАБОТАН: предприятием ООО «Исследовательский центр «Бреслер», г. Чебоксары ВНЕСЕН: Департаментом технологического развития и инноваций

УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЁН В ДЕЙСТВИЕ:

Приказом ОАО «ФСК ЕЭС» от 13.09.2011 № 557

ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Замечания и предложения по стандарту организации следует направлять в Дирекцию технического регулирования и экологии ОАО «ФСК ЕЭС» по адресу 117630, Москва, ул.Ак.Челомея, д.5А, электронной почтой по адресу: vaga-na@fsk-ees.ru;

liini ksp@fsk-ees.ru .

Настоящий стандарт организации не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения ОАО «ФСК ЕЭС» .

Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

Содержание Область применения _________________________________________ 7 Нормативные ссылки_________________________________________ 7 Термины и определения_______________________________________ 8 Обозначения и сокращения____________________________________ 8 1 Защиты трансформаторов (автотрансформаторов)_________ 10

1.1 Краткое описание микропроцессорных устройств защиты производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы», используемых для трансформаторов и автотрансформаторов_________ 16 1.1.1 Устройство защиты RET 521_______________________________ 16 1.1.2 Устройство защиты RET 670_______________________________ 17

1.2 Продольная дифференциальная токовая защита трансформатора (автотрансформатора)______________________________ 18 1.2.1 Расчет и выбор параметров срабатывания дифференциальной токовой защиты устройства RET 521 __________________________________ 18 1.2.2 Расчет и выбор параметров срабатывания дифференциальной токовой защиты устройства RET 670 __________________________________ 28 1.3 Дифференциальная токовая защита нулевой последовательности трансформатора (автотрансформатора)__________ 35 1.3.1 Краткое описание функции REF____________________________ 35 1.3.2 Активизация функции REF________________________________ 37 1.3.3 Начальный дифференциальный ток срабатывания Idmin (IdMin) 37 1.3.4 Угол срабатывания roa (ROA)______________________________ 38



1.4 Максимальная токовая защита трансформатора___________ 38 1.4.1 Расчет параметра срабатывания максимального измерительного органа тока_________________________________________________________ 39 1.4.2 Расчет параметра срабатывания минимального измерительного органа напряжения__________________________________________________42 1.4.3 Расчет параметра срабатывания измерительного органа напряжения обратной последовательности _____________________________ 43 1.4.4 Расчет выдержки времени_________________________________ 43 1.4.5 Выбор параметров срабатывания органа направленности______ 44 1.4.6 Порядок расчета параметров срабатывания максимальной токовой защиты____________________________________________________________ 44

1.5 Максимальная токовая защита стороны НН автотрансформатора________________________________________________45

1.6 Токовая защита нулевой последовательности трансформатора со стороны В Н _____________________________________________________ 45 1.6.1 Расчет параметра срабатывания измерительного органа тока нулевой последовательности_________________________________________ 45 1.6.2 Расчет выдержки времени_________________________________ 48

1.7 Защита от перегрузки трансформатора (автотрансформатора) 48 1.7.1 Расчет максимального измерительного органа тока___________ 48 1.7.2 Расчет выдержки времени_________________________________ 49 Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

1.8 Контроль и защита изоляции вводов 500 (750) кВ автотрансформатора________________________________________________49

1.9 Устройство резервирования при отказе выклю чателя трансформатора (автотрансформатора)______________________________ 50

1.10 Пример расчета и выбора параметров защиты двухобмоточного трансформатора на базе устройства RET 521 ________ 51 1.10.1 Исходные данные_______________________________________ 51 1.10.2 Проверка обеспечения цифрового выравнивания (масштабирования) токов плеч защищаемого трансформатора____________ 53 1.10.3 Проверка обеспечения требований к трансформаторам тока в схемах дифференциальной токовой защиты_____________________________ 53 1.10.4 Параметрирование данных об аналоговых входах и о защищаемом трансформаторе________________________________________ 54 1.10.5 Расчет и выбор параметров срабатывания дифференциальной токовой защиты_____________________________________________________ 57 1.10.6 Перечень выбранных параметров функции дифференциальной защиты____________________________________________________________ 61 1.10.7 Расчет и выбор параметров срабатывания дифференциальной токовой защиты нулевой последовательности___________________________ 61





1.11 Пример расчета и выбора параметров срабатывания защиты автотрансформатора 220 кВ на базе устройства RET 670______________ 62 1.11.1 Исходные данные_______________________________________ 62 1.11.2 Проверка обеспечения цифрового выравнивания (масштабирования) токов плеч защищаемого автотрансформатора ________ 64 1.11.3 Проверка обеспечения требований к трансформаторам тока в схемах дифференциальной токовой защиты_____________________________ 65 1.11.4 Параметрирование данных об аналоговых входах и о защищаемом АТ ____________________________________________________65 1.11.5 Расчет и выбор параметров срабатывания дифференциальной токовой защиты устройства RET 670 __________________________________ 69 1.11.6 Перечень выбранных параметров защитных функций________ 75 2 Защиты шунтирующих реакторов_________________________ 77

2.1 Краткое описание микропроцессорных устройств защиты производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы», используемых для шунтирующих реакторов _________________________78 2.1.1 Устройство защиты RET 521_______________________________ 78 2.1.2 Устройство защиты RET 670_______________________________ 79

2.2 Продольная дифференциальная токовая защ ита___________ 80 2.2.1 Расчет и выбор параметров срабатывания дифференциальной токовой защиты устройства RET 521 __________________________________ 80 2.2.2 Расчет и выбор параметров срабатывания дифференциальной защиты устройства RET 670__________________________________________ 85

2.3 Поперечная дифференциальная токовая защ и та____________ 91

2.4 Токовая защита нулевой последовательности ______________ 92 Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

2.4.1 Расчет параметров срабатывания ТЗНП_____________________ 92 2.4.2 Расчет параметров срабатывания ТНЗНП___________________ 95

2.5 Контроль изоляции вводов шунтирующего реактора________ 96

2.6 Устройство резервирования при отказе вы клю чателя_______ 97

2.7 Пример расчета параметров срабатывания защиты шунтирующего реактора на базе RET 521 ____________________________ 98 2.7.1 Исходные данные________________________________________ 98 2.7.2 Проверка обеспечения цифрового выравнивания (масштабирования) токов плеч защищаемого шунтирующего реактора____100 2.7.3 Проверка обеспечения требований к трансформаторам тока в схемах дифференциальной токовой защиты____________________________ 101 2.7.4 Параметрирование данных об аналоговых входах и о защищаемом шунтирующем реакторе_____________________________________________101 2.7.5 Расчет и выбор параметров срабатывания продольной дифференциальной токовой защиты__________________________________ 103 2.7.6 Расчет и выбор параметров срабатывания поперечной дифференциальной токовой защиты__________________________________ 106 2.7.7 Расчет и выбор параметров срабатывания К И В _____________ 106 2.7.8 Расчет и выбор параметров срабатывания ТЗН П ____________ 107 2.7.9 Перечень выбранных параметров защитных функций________ 110 3 Защита ш ин_____________________________________________ 112

3.1 Краткое описание микропроцессорных устройств защиты производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы», используемых для шин_____________________________________________112 3.1.1 Устройство защиты шин RED 5 2 1 _________________________ 112 3.1.2 Устройство защиты шин REB 670 _________________________ 113

3.2 Дифференциальная токовая защита шин _________________114 3.2.3 Расчет и выбор параметров срабатывания дифференциальной токовой защиты устройства RED 521_________________________________ 114 3.2.4 Расчет и выбор параметров срабатывания дифференциальной защиты устройства REB 670 ________________________________________ 119 3.3 Пример расчета параметров срабатывания защиты шин 110 кВ на базе RED 5 2 1 ___________________________________________________ 128 3.3.1 Исходные данные_______________________________________ 128 3.3.2 Проверка обеспечения цифрового выравнивания токов присоединений ____________________________________________________ 129 3.3.3 Проверка обеспечения требований к трансформаторам тока в схемах дифференциальной токовой защиты____________________________ 130 3.3.4 Параметрирование данных об аналоговых входах___________ 130 3.3.5 Выбор параметров срабатывания дифференциальной токовой защиты устройства RET 521_________________________________________ 131 3.3.6 Перечень выбранных параметров защитных функций________ 132 Список литературы ________________________________________ 133 Приложение А ______________________________________________135 Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

Приложение Б ______________________________________________140 Б.1 Устройство RET 521_____________________________________ 140 Б. 1.1 Параметрирование данных об аналоговых входах________ 140 Б. 1.5 Параметрирование данных автотрансформатора_________ 145 Б. 1.6 Параметрирование данных о шунтирующем реакторе____145 Б. 1.7 Параметрирование данных об устройстве РПН __________ 146 Б.2.1 Параметрирование данных об аналоговых входах________ 147 Б.2.5 Параметрирование данных автотрансформатора_________ 156 Б.2.6 Параметрирование данных о шунтирующем реакторе____156 Б.2.7 Параметрирование данных об устройстве РПН __________ 157 Б.4 Устройство REB 670_____________________________________ 160 Приложение В ______________________________________________162 В.1 Устройства RET 521 и RET 670__________________________ 162 В.2 Устройства RED 521 и REB 670__________________________ 163 Приложение Г ______________________________________________165 Г.2 Требования к промежуточным трансформаторам ток а_____167 Приложение Д ______________________________________________169 Приложение Е ______________________________________________172 Приложение Ж______________________________________________180 Ж.1 Типовое решение №1 ___________________________________ 180 Ж.2 Типовое решение №2 ___________________________________ 181 Ж.З Типовое решение №3 ___________________________________ 183

–  –  –

Область применения Объектом регулирования данного стандарта организации являются устройства релейной защиты производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы» в части выбора их уставок .

В данном стандарте приведены Методические указания по выбору параметров срабатывания микропроцессорных устройств релейной защиты трансформаторов и автотрансформаторов, шунтирующих реакторов и шин, выполненных на базе устройств RET 521, RED 521, RET 670, REB 670 производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы» .

Документ состоит из трех разделов:

- защиты трансформаторов (автотрансформаторов);

- защиты шунтирующих реакторов;

- защиты шин .

Каждый раздел содержит:

- общий перечень защит, которые должны и/или могут быть предусмотрены для данного защищаемого объекта;

- краткое описание, назначение и принцип действия устройств защиты, их функциональный состав и примеры типовых решений;

- методику расчета основных и резервных защит оборудования подстанций, реализованных на базе рассматриваемого устройства .

В первом и втором разделах рассмотрены микропроцессорные устройства защиты трансформаторов (автотрансформаторов) и шунтирующих реакторов RET 521 и RET 670 .

В третьем разделе рассмотрены микропроцессорные устройства защиты шин RED 521 и REB 670 .

Стандарт осуществляет регулирование путем описания методики выбора уставок вышеупомянутых устройств .

Действие стандарта организации распространяется на все филиалы ОАО «ФСК ЕЭС» .

Нормативные ссылки Настоящие методические указания соответствуют Техническим справочным руководствам и Рекомендациям производителя по расчету параметров срабатывания функции дифференциальной защиты для соответствующих устройств, Правилам устройства электроустановок (ПУЭ) и другим руководящим материалам, а также учитывают рекомендации и отзывы энергетических систем и проектных организаций .

Методические указания носят рекомендательный характер и предназначены для эксплуатационных организаций, а также могут использоваться проектными организациями .

Методические указания не рассматривают вопросы, связанные с конфигурированием защиты, т.е. предполагается, что терминал уже сконфигурирован, при этом рассматриваются наиболее распространенные, Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

зарекомендовавшие себя способы реализации защиты с помощью различных функций .

Термины и определения В методических указаниях используется следующая терминология .

Термин «защита» используется в устоявшихся словосочетаниях, обозначающих принципы действия релейной защиты; например, дифференциальная защита, максимальная токовая защита, дистанционная защита .

Термин «реле» используется для обозначения физического устройства, реализующего одну функцию; например, реле тока, реле напряжения .

Под «измерительным органом» понимается программная функция устройства релейной защиты, выполняющая обработку аналогового сигнала (его сравнение с заданной величиной - параметром срабатывания), результатом которой является логический сигнал (срабатывание или несрабатывание); например, измерительный орган тока, измерительный орган напряжения .

Термин «функция» используется для обозначения совокупности измерительных органов и логических элементов, предназначенных для реализации некоторого принципа внутри микропроцессорного устройства релейной защиты; например, функция дифференциальной защиты, функция максимальной токовой защиты .

Обозначения и сокращения АВР автоматический ввод резерва АПВ автоматическое повторное включение АТ автотрансформатор ВН высшее напряжение ДЗ дистанционная защита ЗП защита от перегрузки ио измерительный орган ичм интерфейс «человек-машина»

КЗ короткое замыкание кив Контроль и защита изоляции вводов мтз максимальная токовая защита мэк международная электротехническая комиссия нн низшее напряжение ОАПВ однофазное автоматическое повторное включение правила устройства электроустановок ПУЭ РПН регулирование под нагрузкой РФ российская федерация сн среднее напряжение тзнп токовая защита нулевой последовательности тн трансформатор напряжения Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

тнзнп токовая направленная защита нулевой последовательности TCH трансформатор собственных нужд тт трансформатор тока устройство резервирования при отказе выключателя УРОВ шунтирующий реактор ШР эдс электродвижущая сила

–  –  –

1 Защиты трансформаторов (автотрансформаторов) В данных методических указаниях рассматриваются трансформаторы (автотрансформаторы) с высшим напряжением 110 кВ и выше. В соответствии с [5] для рассматриваемого оборудования должна быть предусмотрена релейная защита от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

а) многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

б) однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах, присоединенных к сети с глухозаземленной нейтралью;

в) витковых замыканий в обмотках;

г) токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;

д) токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

е) понижения уровня масла;

ж) частичного пробоя изоляции маслонаполненных вводов 500 кВ и выше;

з) однофазных замыканий на землю в сетях 3-10 кВ с изолированной нейтралью, если трансформатор питает сеть, в которой отключение однофазных замыканий на землю необходимо по требованиям безопасности .

Должен быть предусмотрен контроль изоляции цепей НН трансформатора (автотрансформатора) при замыканиях на землю в сетях с изолированной или компенсированной нейтралью .

В таблице 1.1 представлен перечень защит, устанавливаемых на двухобмоточных трансформаторах. В таблице 1.2 представлен полный перечень защит, устанавливаемых на трехобмоточных трансформаторах. В таблице 1.3 представлен перечень защит, устанавливаемых на автотрансформаторах с высшим напряжением 220 кВ. В таблице 1.4 представлен перечень защит, устанавливаемых на автотрансформаторах с высшим напряжением 330-750 кВ .

–  –  –

1.1 Краткое описание микропроцессорных устройств защиты производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы», используемых для трансформаторов и автотрансформаторов 1.1.1 Устройство защиты RET 521 Устройство защиты RET 521 может применяться для защиты двухобмоточных и трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов .

Устройство обладает высокой надежностью аппаратного обеспечения и широкими возможностями конфигурирования.

Помимо защитных, устройство выполняет ряд сервисных функций:

- регистратор аварийных режимов (цифровой осциллограф);

- регистратор событий;

- самодиагностика устройства (повышение надежности функционирования);

- индикация параметров режима энергообъекта;

- связь с системой мониторинга и сбора данных/управления на подстанции .

Защиту рекомендуется подключать к ТТ, соединенными в «звезду с нулевым проводом» (Yo) на всех сторонах (ВН, СН и НН) независимо от группы соединения защищаемого силового трансформатора (автотрансформатора). При необходимости подключения к ТТ с другой схемой соединения («треугольник») по поводу задания параметров аналоговых входов и защищаемого объекта необходимо проконсультироваться с производителем .

Особенности RET 521 позволяют выполнить адаптацию параметров срабатывания к номинальным параметрам, как самого защищаемого силового трансформатора (автотрансформатора), так и высоковольтных трансформаторов тока и трансформатора напряжения, поэтому для правильной работы устройства необходимо задавать параметры ТТ и ТН, а также параметры защищаемого объекта .

Методика расчета параметров срабатывания защитных функций устройства RET 521, приведенная в данном разделе, соответствует Техническому справочному руководству [14] и рекомендациям по расчету параметров срабатывания производителя [7] .

Расчеты рекомендуется выполнять в следующем порядке:

- проверка обеспечения цифрового выравнивания токов плеч защиты в соответствии с п.В.1 Приложения В;

- проверка обеспечения выполнения требований к ТТ в схемах дифференциальной токовой защиты в соответствии с п.Г.1 Приложения Г;

Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

- параметрирование данных об аналоговых входах устройства и о защищаемом объекте в соответствии с пунктом Б.1 Приложения Б;

- непосредственный расчет параметров срабатывания используемых функций устройства в соответствии с методикой, изложенной в данном разделе ниже .

В таблице А. 1 Приложения А приведен список параметров защитных функций, подлежащих заданию в устройстве защиты, для всех описанных защитных функций .

1.1.2 Устройство защиты RET 670 Устройство защиты RET 670 может применяться для защиты двухобмоточных и трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов .

В устройстве используются решения, хорошо зарекомендовавшие себя в серии RET 521, расширенные возможности по выбору характеристик аппаратной части и составу программных функций защиты, мониторинга и управления .

Защиту рекомендуется подключать к ТТ, соединенными в «звезду с нулевым проводом» (Yo) на всех сторонах (ВН, СН и НН) независимо от группы соединения защищаемого силового трансформатора (автотрансформатора). При необходимости подключения к ТТ с другой схемой соединения («треугольник») по поводу задания параметров аналоговых входов и защищаемого объекта необходимо проконсультироваться с производителем .

Также как и в RET 521, для правильной работы устройства необходимо задавать параметры трансформаторов тока, трансформаторов напряжения, а также параметры защищаемого объекта .

Методика расчета параметров срабатывания защитных функций устройства RET 670, приведенная в данном разделе, соответствует Техническому справочному руководству [15] и рекомендациям по расчету параметров срабатывания производителя [8] .

Расчеты рекомендуется выполнять в следующем порядке:

- проверка обеспечения цифрового выравнивания токов плеч защиты в соответствии с п.В.1 Приложения В;

- проверка обеспечения выполнения требований к ТТ в схемах дифференциальной токовой защиты в соответствии с п.Е.1 Приложения Е;

-параметрирование данных об аналоговых входах устройства и о защищаемом объекте в соответствии с п.Б.2 Приложения Б;

-непосредственный расчет параметров срабатывания используемых функций устройства в соответствии с методикой, изложенной в данном разделе ниже .

В таблице А.2 Приложения А приведен список параметров, подлежащих заданию в устройстве защиты и рассмотренных в данных методических указаниях .

Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

1.2 Продольная дифференциальная токовая защита трансформатора (автотрансформатора) Продольная дифференциальная защита трансформатора (автотрансформатора) используется в качестве защиты от всех видов замыканий в обмотках и на выводах при включении на выносные ТТ и должна быть отстроена от бросков тока намагничивания и переходных значений токов небаланса, как в нагрузочном режиме, так и при внешних КЗ .



В данном разделе рассмотрены методики расчета параметров срабатывания продольной дифференциальной токовой защиты устройств RET 521 и RET 670 .

Отстройка дифференциальной токовой защиты от различных режимов броска тока намагничивания при включении ненагруженного трансформатора (автотрансформатора) под напряжение обеспечивается за счет блокировки дифференциальной защиты по форме волны и относительной второй гармонике .

Для обеспечения чувствительности каждая группа ТТ должна быть подключена независимо .

1.2.1 Расчет и выбор параметров срабатывания дифференциальной токовой защиты устройства RET 521 Функция дифференциальной токовой защиты в устройстве RET 521 обозначается DIFP и включает дифференциальную защиту с торможением и дифференциальную отсечку .

Защита выполняется пофазнонезависимой и использует токи со всех сторон защищаемого объекта. С каждой стороны защищаемого объекта к защите могут подводиться одна или две трехфазные группы ТТ. Токи всех сторон приводятся к опорной стороне. Цифровое выравнивание токов плеч производится в соответствии с Приложением В .

Выбор опорной (базисной) стороны осуществляется защитой автоматически: принимается сторона с наибольшей номинальной мощностью обмотки, а при равных мощностях сторон - сторона ВН. Однако для гарантированного приведения измеренных токов к требуемой стороне трансформатора (автотрансформатора) с равными номинальными мощностями обмоток необходимо задавать мощность этой обмотки больше номинальных мощностей остальных обмоток на минимальное значение 0,1 MBA согласно Приложению Б. Далее номинальный ток опорной стороны обозначается Л м,опоР- Расчет дифференциальных токов в защите производится с учетом ю выравнивания модулей и сдвига фаз токов на сторонах защищаемого трансформатора (автотрансформатора) .

Функция дифференциальной защиты может работать с учетом положения устройства РПН силового трансформатора (автотрансформатора), для этого необходимо задание дополнительных параметров в соответствии с Приложением Б .

Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

В Приложении Г приведены требования к трансформаторам тока в схемах дифференциальной защиты с устройством RET 521. Необходимо иметь в виду, что приведенная ниже методика выбора параметров срабатывания функции дифференциальной защиты подразумевает, что приведенные требования полностью удовлетворены. В противном случае необходимо проконсультироваться со специалистами ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы» и принять соответствующие меры (например, увеличить сечения кабеля, затрубить защиту) .

В функции дифференциальной токовой защиты устройства RET 521 предусмотрено пять тормозных характеристик, представленных на рисунке 1.1 .

Рисунок 1.1 - Тормозные характеристики функции дифференциальной токовой защиты DIFP устройства RET 521

–  –  –

где Аа, Ав, Ас, Аа, Ав, Ас, Аа, Ав, Ас - модули токов первого, второго и третьего плеч (сторон) защиты фаз А, В и С. Необходимо учитывать, что при наличии со стороны п двух групп ТТ необходимо отдельно рассматривать величины токов, соответствующих этим ТТ: Аа = max(/„AI, Ал,п), Ав = шах(Авд, AiB.n), Ас = тах(Асд, АсдОТормозные характеристики в общем виде состоят из трех участков (на рисунке 1.1 границы участков отмечены на примере тормозной характеристики №2):

-горизонтального (Участок 1) - до тормозного тока, равного 1,25. На этом участке срабатывание защиты определяется параметром срабатывания по дифференциальному току Idmin;

- первого наклонного (Участок 2) - до значения дифференциального тока «1,0», имеющего Наклон 1 с коэффициентом торможения К юрм];

- второго наклонного (Участок 3) - до максимально возможного значения тормозного тока, имеющего Наклон 2 с коэффициентом торможения А”ор\|2т Коэффициент торможения наклонных участков определяется по выражению *,„.= ^ 1 0 0 %, (1.3) ^ торм где А/дИ - приращение дифференциального тока на границе срабатывания;

ф ААорм - приращение тормозного тока на границе срабатывания .

В таблице 1.5 представлены значения коэффициентов торможения для всех имеющихся тормозных характеристик .

–  –  –

К '„ер - коэффициент, учитывающий переходный процесс, значения коэффициента в зависимости от типа защищаемого объекта приведены в таблице 1.6;

етт*- полная относительная погрешность трансформаторов тока, к которым подключается защита. Рекомендуется принимать тт* = ОД (даже в том случае, если в установившемся режиме тт* 0,1);

птт* - полная относительная погрешность промежуточных трансформаторов тока. Если ПТТ не используются, то необходимо принимать б.дтт*= 0;

А ( / рс| * - относительная погрешность, вызванная регулированием напряжения трансформатора (автотрансформатора). Значение погрешности принимается равной максимальному возможному отклонению от номинального положения РПН в сторону уменьшения или в сторону увеличения;

А/выр* - относительная погрешность выравнивания токов плеч, которая задается в соответствии с Приложением В;

Лорм,Р - относительный тормозной ток, который соответствует току асч* трансформатора (автотрансформатора) в переходных режимах работы при малых сквозных токах. Рекомендуется принимать равным границе первого (горизонтального) участка тормозной характеристики / ТОрм,расч* =1,25 .

Все слагаемые в скобках выражения (1.5) всегда принимаются положительными .

Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

Выражение (1.5) для расчета коэффициента небаланса отражает тот факт, что составляющая тока небаланса, обусловленная погрешностями ТТ, сдвинута по фазе на угол примерно 90° по сравнению с составляющими, обусловленными погрешностями выравнивания токов и влияния регулирования напряжения, и является более точной по сравнению с суммированием составляющих небаланса по аналогии с [13] .

Выражение (1.5) относится к переходному режиму, о чем свидетельствует наличие в ней коэффициента переходного режима К'пер. При этом реальное влияние на ток небаланса оказывает произведение К'пер-8*, а значение 8* = 0,1 для установившегося режима принимается в качестве базового, в том числе и для ТТ класса точности 5Р .

В соответствии с рекомендациями ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы» погрешность, вызванную регулированием напряжения трансформатора (автотрансформатора), рекомендуется учитывать даже в том случае, если положение устройства РПН учитывается автоматически (заведены соответствующие сигналы в устройство RET 521 и заданы параметры в соответствии с п.Б.1.7 Приложения Б). Возможность неучета погрешности может рассматриваться только в том случае, если требуется повышение чувствительности .

Параметр срабатывания Idmin должен приниматься не менее 0,20 в соответствии с [7] .

–  –  –

1.2.1.3 Номер тормозной характеристики CharactNo Номер тормозной характеристики CharactNo дифференциальной токовой защиты выбирается из 5 предложенных (рисунок 1.1). Необходимо иметь в виду, что номер тормозной характеристики не влияет на параметр срабатывания по дифференциальному току Idmin .

–  –  –

где = ^отс-^нб,раС орм,расч* - расчетный дифференциальный ток;

ч-Д /диф,расч* К0С= 1Л ^ 1,2 - коэффициент отстройки. Рекомендуется принимать равным 1,15;

^нб,Р - расчетный коэффициент небаланса, который получают по асч выражению (1.5). При этом в расчете вместо К'пер необходимо использовать коэффициент К"пер, учитывающий переходный процесс при аварийных токах, больших номинального тока защищаемого трансформатора (автотрансформатора). Значение коэффициента К"пер выбирается по таблице 1.7;

Idmin - начальный дифференциальный ток срабатывания, полученный в п.1.2.1.2;

2торм асч* - относительный тормозной ток, который соответствует току,,Р протекающему через трансформатор (автотрансформатор) при внешнем КЗ. В соответствии с рекомендациями производителя [7] принимается равным 3,0 .

–  –  –

1.2.1.4 Проверка чувствительности дифференциальной защиты Проверка чувствительности защиты на наклонных участках характеристики не требуется, т.к. чувствительность будет обеспечиваться всегда. Обоснование этого заключения приведено в п.Д.2 Приложения Д Проверка чувствительности может потребоваться только в тех случаях, когда относительный минимальный ток КЗ составляет менее 1,25. В этом случае Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства 0 0 0 «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

расчет рекомендуется выполнять в соответствии с рекомендациями п.Д.1 Приложения Д .

1.2.1.5 Ток срабатывания дифференциальной отсечки Idunre Дифференциальная отсечка является грубым органом без торможения и реагирует на первую гармонику дифференциального тока .

Дифференциальная отсечка необходима для повышения быстродействия при больших кратностях тока КЗ в защищаемой зоне .

Параметр срабатывания токового органа дифференциальной отсечки в устройстве обозначается Idunre и задается в процентах от номинального тока с опорной стороны /ном,опорПри выборе параметра срабатывания Idunre необходимо учитывать два условия:

- обеспечение отстройки от режима броска тока намагничивания;

- обеспечение отстройки от небаланса в режиме максимального тока при внешнем КЗ .

–  –  –

где / кз,макс - максимальный ток при внешнем КЗ, приведенный к опорной стороне;

/ном,опор - номинальный ток опорной стороны защищаемого трансформатора (автотрансформатора) .

В соответствии с [7] для двухобмоточных трансформаторов (в том числе и для трансформаторов с расщепленной обмоткой НН) следует принимать:

нб(1) = 0,65 при использовании со всех сторон ТТ с вторичным номинальным током 5 А;

Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

^нб(1) = 0,55 при использовании со всех сторон ТТ с вторичным номинальным током 1 А;

АН = 0,8 при использовании ТТ с различными вторичными Г б(1) номинальными токами (5 А и 1 А) .

Для трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов дополнительно необходимо учитывать следующее.

Если на сторонах ВН и СН принимаются ТТ с вторичным номинальным током 1 А, а на стороне НН А, то расчет целесообразно выполнять следующим образом:

- рассматривается режим внешнего КЗ на стороне СН (или ВН) и для этого случая принимается = 0,55;

- рассматривается КЗ на стороне НН и для этого принимается Кцб(1) = 0,8;

- из двух полученных значений параметра срабатывания принимается наибольшее .

При подключении устройства RET 521 к двум группам ТТ на одном напряжении (здесь не имеется в виду сторона с расщепленной обмоткой НН) следует принимать при внешнем КЗ на указанной стороне Кнбт = 0,5 .

Параметр срабатывания принимается равным наибольшему значению из двух полученных по выражениям (1.7) и (1.8). Итоговое значение параметра в процентах рекомендуется округлять до десятков .

1.2.1.6 Алгоритм блокировки дифференциальной защиты по второй гармонике StabByOption Параметр StabByOption предназначен для задания алгоритма блокировки защиты по второй гармонике и может быть принят равным одному из значений:

«По условию» - блокировка вводится в действие в течение минуты после того, как приведенный ток с любой стороны (любой фазы) защиты превысит 2 % от базового тока;

«Всегда» - блокировка введена постоянно .

Принимать значение параметра StabByOption равным «По условию» в условиях российской эксплуатации нежелательно. Например, возможна ложная работа дифференциальной токовой защиты из-за внешних бросков тока намагничивания, возникающих при включении других трансформаторов, особенно параллельно работающих или питаемых трансформаторов, а также и при включении маломощных трансформаторов 6-35 кВ. Поэтому параметр StabByOption рекомендуется всегда принимать равным «Всегда» .

1.2.1.7 Параметр срабатывания блокировки дифференциальной защиты по второй гармонике I2/11ratio Блокировка дифференциальной защиты по второй гармонике реагирует на соотношение амплитуд второй и первой гармонических составляющих дифференциального тока. В устройстве параметр срабатывания блокировки обозначается 12/11ratio и задается в процентах .

Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

По условию отстройки от разнополярного броска намагничивающего тока в соответствии с [7] параметр срабатывания 12/11ratio должен приниматься меньше или равным 25 % .

По условию отстройки от однополярного (или однополярного трансформированного) броска намагничивающего тока надежная работа дифференциальной защиты обеспечивается при параметре срабатывания I2/Ilratio равном 14 % .

Таким образом, параметр срабатывания I2/Ilratio должен приниматься равным 14 % .

1.2.1.8 Параметр срабатывания блокировки дифференциальной защиты по пятой гармонике 15/11 ratio Блокировка дифференциальной защиты по пятой гармонике реагирует на соотношение амплитуд пятой и первой гармоник дифференциального тока и предназначена для отстройки от режима перевозбуждения. В устройстве параметр срабатывания блокировки обозначается 15/11 ratio и задается в процентах .

Повышение напряжения сети сопровождается увеличением индукции в магнитопроводе силового трансформатора (автотрансформатора) (режим перевозбуждения). При этом возрастает как первая, так и высшие нечетные гармонические составляющие намагничивающего тока. В соответствии с ПУЭ [5] допускается длительная работа силового трансформатора (автотрансформатора) (при мощности не более номинальной) при напряжении на любом ответвлении обмотки на 10 % выше номинального для данного ответвления. При соединении хотя бы одной из обмоток силового трансформатора (автотрансформатора) по схеме «треугольник» третья гармоника в фазных токах незначительна. Поэтому в качестве информационного параметра режима перевозбуждения используется отношение амплитуд пятой и первой гармоник дифференциального тока .

В силовых трансформаторах (автотрансформаторах) с магнитопроводами из холоднокатаной стали, изготовляемых в России, рабочая индукция при номинальном напряжении принимается равной в пределах (1,6 1,65) Тл. При повышении напряжения и номинальной частоте относительное значение пятой гармоники возрастает и становится равным примерно 0,45 по отношению к первой гармонике при напряжении U= 1,1 И ном- Отношение действующего значения первой гармоники намагничивающего тока к номинальному току силового трансформатора (автотрансформатора) в указанных условиях не превышает 0,04. Как будет показано ниже, параметр срабатывания должен приниматься не менее 25 % от номинального тока. Из этого следует, что чувствительный орган дифференциальной защиты не будет срабатывать при U = \, \ U HM и без блокировки по относительной пятой гармонике. Таким образом, при возможности значительных кратковременных повышений напряжения (до 1,25 t/ном) в распределительных сетях для блокировки чувствительного органа Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

дифференциальной защиты DIFP вполне достаточно принимать параметр срабатывания 15/11 ratio равным 40 % .

1.2.1.9 Активизация функции вычитания токов нулевой последовательности ZSCSub Параметр ZSCSub включает или отключает принудительное вычитание токов нулевой последовательности и может быть принят равным одному из значений:

«Выкл» - вычитание токов нулевой последовательности не производится;

«Вкл» - вычитание токов нулевой последовательности производится .

В обмотках трансформатора с изолированной нейтралью исключается возможность протекания токов нулевой последовательности и, следовательно, параметр ZSCSub должен приниматься равным «Выкл». При заземлении нейтрали обеспечивается автоматическое исключение токов нулевой последовательности из обмоток со схемой соединения «звезда», при этом параметр ZSCSub влияния не оказывает и также может быть принят равным «Выкл» .

Таким образом, определяющей в выборе значения параметра ZSCSub является схема подключения дифференциальной защиты, т.е. наличие контуров для протекания токов нулевой последовательности при однофазных замыканиях на землю, превышающих значение параметра срабатывания по минимальному дифференциальному току Idmin .

При подключении дифференциальной защиты к встроенным ТТ со стороны НН вычитание токов нулевой последовательности не требуется, а при подключении на выносные - следует предусмотреть вычитание токов нулевой последовательности .

Следует иметь в виду, что излишнее вычитание токов нулевой последовательности будет приводить к загрублению дифференциальной защиты (примерно на 33 % при однофазных КЗ в зоне) .

1.2.1.10 Активизация поперечной блокировки CrossBlock Параметр CrossBlock предназначен для включения или отключения поперечной блокировки и может быть принят равным одному из значений:

«Выкл» - функция поперечной блокировки отключена;

«Вкл» - функция поперечной блокировки включена .

В условиях российской эксплуатации поперечную блокировку использовать не рекомендуется, поэтому параметр CrossBlock должен быть принят равным «Выкл» .

Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

1.2.2 Расчет и выбор параметров срабатывания дифференциальной токовой защиты устройства RET 670 Функция дифференциальной токовой защиты в устройстве RET 670 обозначается PDIF (в кодировке ANSI - 87Т) и включает дифференциальную защиту с торможением и дифференциальную отсечку .

Защита выполняется пофазнонезависимой и использует токи со всех сторон защищаемого объекта. С каждой стороны к защите могут подводиться одна или две трехфазные группы ТТ. Токи сторон ВН, СН (НН1) и НН (НН2) приводятся к опорной стороне и сравниваются друг с другом в цифровом реле .

Цифровое выравнивание токов плеч производится в соответствии с Приложением В .

В качестве опорной (базисной) стороны при расчете первичных значений токов используется сторона, обмотка которой подключена к первому входу, который соответствует обмотке защищаемого трансформатора (автотрансформатора) со схемой соединения «звезда», функционального блока дифференциальной защиты, т.е. сторона высшего напряжения .

Функция дифференциальной защиты может работать с учетом положения устройства РПН силового трансформатора (автотрансформатора), для этого необходимо задание дополнительных параметров в соответствии с Приложением Б .

В Приложении Г приведены требования к трансформаторам тока в схемах дифференциальной защиты с устройством RET 670. Необходимо отметить, что приведенная ниже методика выбора параметров срабатывания функции дифференциальной защиты подразумевает, что требования полностью удовлетворены. В противном случае необходимо проконсультироваться со специалистами ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы» и принять соответствующие меры (например, увеличить сечения кабеля, загрубить защиту) .

Тормозная характеристика имеет вид, представленный на рисунке 1.2 .

–  –  –

где А/диф - приращение дифференциального тока на границе срабатывания;

А/торм - приращение тормозного тока на границе срабатывания .

1.2.2.1 Активизация функции PDIF Для активизации функции дифференциальной защиты PDIF (87 Т) предназначен параметр Operation, который может быть принят равным одному из значений:

«Off» - функция дифференциальной токовой защиты отключена;

«Оп» - функция дифференциальной токовой защиты включена .

1.2.2.2 Начальный тормозной ток EndSectionl Параметр EndSectionl (начальный тормозной ток) определяет тормозной ток, соответствующий концу Участка 1 тормозной характеристики (рисунок 1.2), и задается в долях от номинального тока опорной стороны (стороны ВН) .

Параметр EndSectionl рекомендуется принимать равным не более 1,15 .

–  –  –

к Лр = V + w ; +2(дург + д/„„)3е, + д/„„, l, „ (1.14) К 'пер - коэффициент, учитывающий переходный процесс, значения коэффициента в зависимости от типа защищаемого объекта приведены в таблице 1.6;

он* - полная относительная погрешность трансформаторов тока, к которым подключается защита. Рекомендуется принимать еТ = 0,1 (даже в т* том случае, если в установившемся режиме ьтт* 0,1);

Птт* - полная относительная погрешность промежуточных трансформаторов тока. Если ПТТ не используются, то необходимо принимать вптт* = 0;

A[/per* - относительная погрешность, вызванная регулированием напряжения трансформатора (автотрансформатора). Значение погрешности принимается равной максимальному возможному отклонению от номинального положения РПН в сторону уменьшения или в сторону увеличения;

А/зыр* - относительная погрешность выравнивания токов плеч, которая задается в соответствии с Приложением В;

EndSectionl - параметр, который определяет тормозной ток, соответствующий концу Участка 1 тормозной характеристики (начальному тормозному току), и выбирается в соответствии с п. 1.2.2.2 .

Все слагаемые в скобках выражения (1.14) всегда принимаются положительными .

Выражение (1.14) для расчета коэффициента небаланса отражает тот факт, что составляющая тока небаланса, обусловленная погрешностями ТТ, сдвинута по фазе на угол примерно 90° по сравнению с составляющими, обусловленными погрешностями выравнивания токов и влияния РПН, и является более точной по сравнению с суммированием составляющих небаланса по аналогии с [13] .

Выражение (1.14) относится к переходному режиму, о чем свидетельствует наличие в ней коэффициента переходного режима К'пер. При этом реальное влияние на ток небаланса оказывает произведение //'пер-*, а значение s* = 0,1 для установившегося режима принимается в качестве базового, в том числе и для ТТ класса точности 5Р .

В соответствии с рекомендациями ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы» погрешность, вызванную регулированием напряжения трансформатора (автотрансформатора), рекомендуется учитывать даже в том случае, если положение устройства РПН учитывается автоматически (заведены соответствующие сигналы в устройство RET 670 и заданы параметры в соответствии с п.Б.2.7 Приложением Б). Возможность неучета погрешности может рассматриваться только в том случае, если требуется повышение чувствительности .

Параметр срабатывания IdMin должен приниматься не менее 0,20 в соответствии с [8] .

Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

1.2.2.4 Тормозной ток конца второго (первого наклонного) участка EndSection2 Параметр EndSection2 определяет тормозной ток, соответствующий концу Участка 2 тормозной характеристики, и задается в долях от номинального тока опорной стороны (стороны ВН) .

В условиях эксплуатации возможны перегрузки трансформаторов (автотрансформаторов) в течение относительно долгого времени. Например, при отключении одного из трансформаторов на двухтрансформаторной подстанции. С целью исключения значительного загрубления дифференциальной защиты в таких режимах рекомендуется всегда принимать параметр EndSection2 равным 2 .

–  –  –

1.2.2.6 Коэффициент торможения третьего (второго наклонного) участка SlopeSection3 Параметр SlopeSection3 определяет коэффициент торможения второго наклонного участка тормозной характеристики (Участок 3 на рисунке 1.2). В устройстве защиты параметр задается в процентах .

Значение параметра SlopeSection3 рекомендуется без расчетов принимать равным (50 т- 65) %. Это связано с тем, что при токе короткого замыкания, превышающем 2/ ном,опор, блокировка дифференциальной защиты при больших переходных токах небаланса осуществляется в основном за счет Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

других измерительных органов (блокировки по форме волны и блокировки по второй гармонике, которые работают всегда) .

1.2.2.7 Проверка чувствительности дифференциальной защиты с торможением Проверка чувствительности защиты на наклонных участках характеристики не требуется, т.к. чувствительность будет обеспечиваться всегда. Обоснование этого заключения приведено в п.Д.З Приложения Д Проверка чувствительности может потребоваться только в тех случаях, когда относительный минимальный ток КЗ составляет менее величины EndSectionl .

В этом случае расчет рекомендуется выполнять в соответствии с рекомендациями п.Д.1 Приложения Д .

1.2.2.8 Ток срабатывания дифференциальной отсечки IdUnre Параметр IdUnre определяет величину дифференциального тока срабатывания отсечки (защиты без торможения). Параметр срабатывания задается в долях от номинального тока опорной стороны (стороны ВН) защищаемого трансформатора (автотрансформатора) и рассчитывается по методике, изложенной в п. 1.2.1.5 для соответствующего параметра срабатывания устройства RET 521 .

1.2.2.9 Параметр срабатывания блокировки дифференциальной защиты по второй гармонике 12/11 ratio Измерительный орган блокировки дифференциальной защиты по второй гармонике 12/11 ratio реагирует на соотношение амплитуд второй и первой гармонических составляющих дифференциального тока. В устройстве защиты параметр 12/11ratio задается в процентах .

Параметр выбирается исходя из принципов, изложенных в п. 1.2.1.7, и должен приниматься равным 14 % .

1.2.2.10 Параметр срабатывания блокировки дифференциальной защиты по пятой гармонике 15/11 ratio Блокировка дифференциальной защиты по пятой гармонике реагирует на соотношение амплитуд пятой и первой гармоник дифференциального тока и предназначена для отстройки от режима перевозбуждения. В устройстве параметр обозначается 15/11ratio и задается в процентах .

Параметр выбирается исходя из принципов, изложенных в п. 1.2.1.8, и должен приниматься равным 25 % .

1.2.2.11 Активизация поперечной блокировки CrossBlockEn Параметр CrossBlockEn предназначен для включения или отключения поперечной блокировки и может быть принят равным одному из значений:

«Off» - функция поперечной блокировки отключена;

«Оп» - функция поперечно блокировки отключена .

Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

В условиях российской эксплуатации поперечную блокировку не рекомендуется использовать, поэтому параметр CrossBlockEn должен быть принят равным значению «Off» .

1.2.2.12 Режим работы блокировок по форме волны и по второй гармонике SOTFMode Параметр SOTFMode определяет режим работы блокировок по форме волны и по второй гармонике дифференциальной защиты при включении на повреждение и может быть принят равным одному из значений:

«Off» - блокировки по форме волны и по относительной второй гармонике действуют параллельно по схеме «или» .

«Оп» - быстрый сброс блокировки по форме волны, что также приводит к сбросу блокировки по относительной второй гармонике. Это необходимо для исключения значительного замедления функции дифференциальной защиты при включении на холостой ход поврежденного трансформатора (автотрансформатора) и использовании перекрестной блокировки (параметр CrossBlockEn установлен в положение «Оп»), В условиях российской эксплуатации параметр SOTFMode нужно всегда принимать равным «Off» .

1.2.2.13 Активизация функции дифференциальной защиты по обратной последовательности NegSeqDiffEn Параметр NegSeqDiffEn предназначен для активизации функции дифференциальной защиты по обратной последовательности и может быть принят равным одному из значений:

«Off» - функция отключена;

«Оп» - функция включена .

Функция дифференциальной защиты по обратной последовательности является дополнительной по отношению к основной дифференциальной защите и является чувствительной по отношению к межвитковым замыканиям .

В условиях российской эксплуатации параметр NegSeqDiffEn нужно всегда принимать равным «Off» .

1.2.2.14 Активизация функции контроля цепей ТТ OpenCNEnable Параметр OpenCNEnable предназначен для активизации функции контроля цепей ТТ и может быть принят равным одному из значений:

«Off» - функция отключена;

«Оп» - функция включена .

Использование данной функции не рекомендуется, т.е. параметр OpenCNEnable рекомендуется принимать равным «Off» .

Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

1.3 Дифференциальная токовая защита нулевой последовательности трансформатора (автотрансформатора) Дифференциальная токовая защита нулевой последовательности может быть предусмотрена для защиты одной обмотки силового трансформатора, которая должна быть заземлена .

Дифференциальная защита нулевой последовательности используется для защиты от замыканий на землю в обмотке трансформатора (автотрансформатора) с различными режимами работы нейтрали:

- в трансформаторах с эффективно заземленной нейтралью;

- в трансформаторах с нейтралью, заземленной через резистор;

- в трансформаторах с заземленной через высокое сопротивление нейтралью .

Необходимо отметить, что в последнем случае обычная продольная дифференциальная токовая защита не защищает силовой трансформатор от внутренних замыканий на землю на участке обмотки длинной примерно (20 30) % от нейтральной точки, тогда как дифференциальная защита нулевой последовательности оказывается чувствительной .

Дифференциальная защита нулевой последовательности по принципу действия нечувствительна к междуфазным внутренним и внешним повреждениям, а также к внешним по отношению к зоне защиты замыканиям на землю .

Дифференциальная защита нулевой последовательности должна быть отстроена от переходных значений токов небаланса, как в нагрузочном режиме, так и при внешних КЗ, что обеспечивается выбором параметров срабатывания тормозной характеристики. Работа защиты не чувствительна к переключениям РПН и мало чувствительна к броскам токов намагничивания, поэтому нет необходимости отстраиваться от этих режимов .

Дифференциальная защита нулевой последовательности в устройствах RET 521 и RET 670 выполнена одинаково с помощью функции REF, методика расчета уставок для которой рассмотрена ниже .

1.3.1 Краткое описание функции REF С помощью функции REF в устройствах RET 521 и RET 670 выполняется дифференциальная токовая защита нулевой последовательности с торможением и с контролем направленности .

Дифференциальный ток формируется как разность тока в нейтрали и расчетного тока нулевой последовательности на выводах защищаемой обмотки трансформатора (автотрансформатора), если в качестве положительного выбрано направление в сторону защищаемой обмотки:

U = 2+L\, (1.16) где I2 и h - векторы тока основной частоты в нейтрали и на выводах защищаемой обмотки силового трансформатора. Для автотрансформаторов в качестве h используется сумма токов /В + / сн .

|| Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

В нормальном режиме и при КЗ на землю, внешних по отношению к зоне действия дифференциальной защиты нулевой последовательности, дифференциальный ток будет равен 0. При КЗ на землю в зоне действия защиты дифференциальный ток будет равен току нулевой последовательности в месте КЗ .

В качестве тормозного тока используется максимальный из всех входных токов, т.е.

из токов в фазах, а также тока нейтрали:

/Tp =niax1,/1,/lc,/2:, OM AB (1.17) Zia, Zib и h e - модули векторов токов фаз А, В и С на выводах защищаемой обмотки. Для автотрансформаторов /, = т а х (/вн, / сн)

Характеристика торможения (рисунок 1.3) состоит из трех участков:

-горизонтального (Участок 1) - до тормозного тока, равного 1,25 .

Срабатывание защиты на этом участке определяется уставкой по дифференциальному току (Idmin для устройства RET 521 и IdMin для устройства RET 670);

- первого наклонного (Участок 2) - до значения дифференциального тока 1,0 с фиксированным коэффициентом торможения (тангенсом угла наклона) 70 %;

- второго наклонного (Участок 3) - до максимально возможного значения тормозного тока с коэффициентом торможения 100 % .

Коэффициент торможения наклонного участка определяется по выражению

–  –  –

Рисунок 1.3 - Тормозная характеристика функции дифференциальной токовой защиты нулевой последовательности REF Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

1.3.2 Активизация функции REF Параметр Активизация (Operation в RET 670) предназначен для активизации функции дифференциальной токовой защиты нулевой последовательности может быть принят равным одному из значений:

«Выкл» («Off» в устройстве RET 670) - функция дифференциальной токовой защиты нулевой последовательности отключена;

«Вкл» («Оп» в устройстве RET 670) - функция дифференциальной токовой защиты нулевой последовательности включена .

В условиях российской эксплуатации функцию REF рекомендуется использовать с действием на сигнал .

–  –  –

К 'пер - коэффициент, учитывающий переходный процесс, значения коэффициента в зависимости от типа защищаемого объекта приведены в таблице 1.6;

fcT - полная относительная погрешность трансформаторов тока, к ' T* которым подключается защита. Рекомендуется принимать 8ТТ* = 0,1 (даже в том случае, если в установившемся режиме 8ТТ* 0,1);

8птт* - полная относительная погрешность промежуточных трансформаторов тока. Если ПТТ не используются, то необходимо принимать птт*= 0;

А р* - относительная погрешность выравнивания токов плеч, которая ^вы задается в соответствии с Приложением В;

Лорм.расч* - относительный тормозной ток, который соответствует току трансформатора (автотрансформатора) в переходных режимах работы при малых сквозных токах. Рекомендуется принимать равным границе первого (горизонтального) участка тормозной характеристики / хорм,расч* = 1,25 .

При этом в соответствии с рекомендацией ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы» значение параметра Idmin (IdMin)

–  –  –

1.3.4 Угол срабатывания roa (ROA) Для улучшения селективности защиты функция REF предусматривает проверку направленности токов. При внешнем замыкании на землю без насыщения ТТ ток нулевой последовательности, текущий в трансформатор, 1\ и ток в нейтрали ^ теоретически равны по значению и фазе .

Ток в нейтрали А используется как опорный при определении направления, поскольку он есть при всех замыканиях на землю, и имеет одинаковое направление для всех замыканий на землю, как внешних, так и внутренних. При насыщении одного или более ТТ измеряемые токи не могут быть одинаковыми, их положения на комплексной плоскости также различны. Имеется вероятность того, что результирующий ложный дифференциальный ток попадет в область срабатывания при таком внешнем повреждении. Если такое произойдет, проверка направленности предотвратит ложное срабатывание .

Критерий направленности реализован таким образом, что срабатывание функции REF возможно только в случае, если два сравниваемых тока h и L отстоят друг от друга на угол, равный, как минимум, (180-гоа)° ((180 — ROA)0 в устройстве RET 670) .

Параметр по углу срабатывания реле рекомендуется принимать равной 60° .

1.4 Максимальная токовая защита трансформатора Для резервирования основных защит трансформатора и резервирования отключения КЗ на шинах НН предусматривается максимальная токовая защита со стороны ВН с возможностью комбинированного пуска по напряжению. Защита использует токи ТТ на стороне ВН и напряжения ТН на стороне НН, а для трехобмоточных трансформаторов еще и напряжения ТН на стороне СН .

Для отключения КЗ на шинах НН и для резервирования защит элементов, присоединенных к этим шинам, предусматривается МТЗ в цепи каждого ответвления к выключателю НН трансформатора с возможностью комбинированного пуска по напряжению. Защита подключается по токовым цепям к ТТ стороны НН трансформатора, по цепям напряжения - к ТН НН и действует на отключение выключателя НН трансформатора .

Для отключения КЗ на шинах СН и для резервирования защит элементов, присоединенных к этим шинам, предусматривается МТЗ с возможностью комбинированного пуска по напряжению. Защита подключается по токовым цепям к ТТ стороны СН трансформатора, по цепям напряжения - к ТН СН, и действует на отключение выключателя СН трансформатора .

При расчете параметров срабатывания НО и величин выдержек времени необходимо учитывать, что максимальная токовая защита должна Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

обеспечивать селективное отключение только той обмотки трансформатора, которая непосредственно питает место повреждения. Кроме того, на трансформаторах с двухсторонним и трехсторонним питанием для обеспечения селективности МТЗ должна быть выполнена направленной .

Параметры срабатывания МТЗ выбираются по следующим условиям:

а) обеспечение отстройки от максимального тока нагрузки;

б) согласование с защитами отходящих элементов сети (например, ВЛ соответствующего напряжения);

в) по согласованию с МТЗ вышестоящих элементов. Это делается для того, чтобы не менять, по возможности, параметров срабатывания защит сети более высокого напряжения;

г) по чувствительности к междуфазным КЗ за трансформатором в минимальном режиме с коэффициентом не ниже 1,5 .

Необходимо также учитывать, что если нейтраль трансформатора заземлена, то должно быть исключено неселективное действие МТЗ ВН при коротких замыканиях на землю в сети высшего напряжения. Это обеспечивается использованием соединения обмоток ТТ по схеме «треугольник» (подключением защиты на линейные токи) .

МТЗ с комбинированным пуском по напряжению используется на подстанциях с двигательной нагрузкой. В этом случае параметры срабатывания по напряжению должны быть отстроены от просадки напряжения на секциях НН, возникающей при самозапуске двигателей. В этом случае отстройка токового ИО от кратковременных пусковых токов (токов самозапуска) не требуется. Выбранная таким образом защита оказывается чувствительной к КЗ на секциях НН .

На трансформаторах с двух и более сторонним питанием для обеспечения селективности защита выполняется направленной. На трехобмоточном трансформаторе с питанием со стороны ВН и СН максимальная токовая защита со стороны СН должна быть выполнена направленной в сеть среднего напряжения с выдержкой времени, меньшей выдержки времени МТЗ ВН, и ненаправленной с выдержкой времени, большей выдержек времени МТЗ ВН и МТЗ НН .

–  –  –

где ^отс = 1,2 - коэффициент отстройки;

^ сзп - коэффициент, учитывающий увеличение тока в условиях самозапуска заторможенных двигателей нагрузки; зависит от удаленности, Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

процентного содержания в нагрузке и порядка отключения двигателей. В предварительных расчетах, а также в случае отсутствия соответствующей информации, данный коэффициент может быть принят равным (1,5 = 2,5). Для бытовой нагрузки, имеющей в своем составе малую долю электродвигателей, принимают коэффициент самозапуска по опытным данным Ксж= 1,2 = 1,3; для городских сетей общего назначения Кст = 2,5; для сельских сетей Ксш = 2;

Кв = 0,95 - коэффициент возврата;

/раб,макс - первичный максимальный рабочий ток в месте установки защиты .

При выборе максимального рабочего тока необходимо рассматривать отключение параллельно работающего трансформатора, включение трансформатора от АПВ на неотключенную нагрузку, автоматическое подключение нагрузки при действии АВР в случае исчезновения напряжения на соседней секции. На практике для двухтрансформаторных подстанций принимают /раб,макс = 1,4/ном, где / ном - номинальный ток защищаемого трансформатора рассматриваемой стороны, из соображений, что в работе находятся оба трансформатора с загрузкой 0,7/ ном а при выводе в ремонт, одного из трансформаторов нагрузка переводится на второй. Если допустимо по чувствительности, то / раб,м с может быть принят равным (1,5 = 2,0)/ном аК .

Кроме того, возможно ограничение нагрузки по первичному току ТТ, т.к. на ТТ допускается только незначительный перегруз в соответствии с [2, таблица 10], а также по номинальному току токоограничивающего реактора, для которого перегруз не допускается. Если в цепи есть токоограничивающий реактор, то коэффициент самозапуска КСП принимается равным 1,0, что З связано с влиянием большого сопротивления реактора. В случае отсутствия влияния перечисленных факторов или отсутствия соответствующей информации, максимальный рабочий ток может быть принят номинальному току / ном .

–  –  –

где ZZ - результирующее 3 сопротивление до места установки рассматриваемой токовой защиты со стороны питания;

7СЗ | | р С д - сопротивление срабатывания защиты смежного элемента, с которой производится согласование;

AZ - сопротивление от места установки рассматриваемой токовой защиты до места установки защиты смежного элемента, с которой производится согласование;

КТ Ки К 'ток - коэффициенты токораспределения, равные отношению тока в месте установки рассматриваемой защиты к току в смежном элементе, с защитой которого производится согласование (Хток), и к току в сопротивлении (^ток) .

При этом необходимо учитывать, что МТЗ ВН должна быть согласована с МТЗ СН и МТЗ НН защищаемого трансформатора .

Первичный ток срабатывания МТЗ с пуском по напряжению отстраивается от максимального нагрузочного тока трансформатора без учета самозапуска:

–  –  –

где / кз,м - ток в месте установки защиты при расчетном виде ин металлического КЗ в расчетной точке в режиме, обуславливающем наименьшее значение тока в месте установки защиты;

/ усх - принятое значение параметра срабатывания ПО тока МТЗ .

Расчетным видом КЗ является междуфазное (трехфазное) короткое замыкание .

Расчетной точкой КЗ является конец зоны резервирования, если оценивается чувствительность защиты при выполнении функций резервирования защит элементов прилегающей сети. При этом коэффициент чувствительности должен быть не менее 1,2 .

–  –  –

Коэффициент чувствительности должен удовлетворять условию:

- К ч 1,2 при КЗ в конце зоны резервирования;

- ^ ч1,5 при выполнении МТЗ функций основной защиты .

–  –  –

где [/м - междуфазное напряжение в месте установки защиты в условиях ин самозапуска после отключения внешнего КЗ. В ориентировочных расчетах может быть принято равным (0,90 4- 0,85)UHM0;

[/ном - номинальное напряжение трансформатора с рассматриваемой стороны защищаемого трансформатора;

К0 С= 1, 2 - коэффициент отстройки;

Т Кв = 1,05 - коэффициент возврата реле минимального напряжения;

- отстройка от напряжения самозапуска при включении от АПВ или

АВР заторможенных двигателей нагрузки:

(1.27) где [/зап - междуфазное напряжение в месте установки защиты в условиях самозапуска заторможенных двигателей нагрузки при включении их от АПВ или АВР;

Ко с = 1,2 - коэффициент отстройки .

т Величина [/зап может быть рассчитана исходя из максимального тока самозапуска нагрузки и суммы сопротивлений трансформатора и системы .

При этом должно учитываться послеаварийное снижение напряжения в питающей энергосистеме до (0,85 ^ 0,9)[/ном В ориентировочных расчетах, а .

также в случае отсутствия соответствующей информации значение [/зап может быть принято равным примерно (0,7 ^ 0,75)[/|Ю. Значение ИШ ниже 0,6 [/ном М П может не рассматриваться, т.к. при таком уровне напряжения большинство асинхронных двигателей 0,4 кВ не запустятся .

Параметр срабатывания принимается равным наименьшему значению из полученных .

–  –  –

где и уст- принятое значение параметра срабатывания минимального ИО напряжения;

Uкз,м - значение междуфазного напряжения в месте установки акс защиты при металлическом КЗ между двумя фазами в расчетной точке в режиме, обуславливающем наибольшее значение этого напряжения .

1.4.3 Расчет параметра срабатывания измерительного органа напряжения обратной последовательности Параметр срабатывания ИО напряжения обратной последовательности должен быть отстроен от напряжения небаланса, обусловленного несимметрией фазных напряжений в нормальном рабочем режиме, и небаланса, обусловленного различием погрешностей разных фаз ТН. Исходя из опыта эксплуатации, параметр срабатывания может быть принят равным U2 = (0,06-н0,10у/1О, c3 1М (1.29) где UHM- номинальное напряжение защищаемого трансформатора .

–  –  –

где и 2кзМ ~ значение ин междуфазного напряжения обратной последовательности в месте установки защиты при металлическом КЗ между двумя фазами в расчетной точке в режиме, обуславливающем наименьшее значение этого напряжения;

и 2уС - принятое значение параметра срабатывания ИО напряжения Т обратной последовательности .

1.4.4 Расчет выдержки времени Выдержка времени выбирается по условиям согласования с последними, наиболее чувствительными ступенями защит от многофазных КЗ предыдущих элементов (максимальной токовой защитой с пуском по напряжению или без пуска, дистанционной защитой), в частности с максимальными токовыми защитами с пуском по напряжению, установленными на сторонах более низкого напряжения защищаемого трансформатора. Расчет может быть выполнен по выражению:

tn tn + Аt, (1.31) где /с.з.С| - время срабатывания наиболее чувствительных ступеней Л смежных защит, с которыми производится согласование;

At = 0,4 с - ступень селективности .

–  –  –

где Хдинии и Длин™- реактивное и активное сопротивления смежной линии той сети, в которую направлен рассматриваемый орган направления мощности .

1.4.6 Порядок расчета параметров срабатывания максимальной токовой защиты Расчет максимальной токовой защиты производится в следующем порядке:

а) производится расчет тока срабатывания МТЗ без пуска по напряжению по выражению (1.21), а также по выражениям (1.22) и/или (1.23) .

Значение параметра срабатывания принимается равным наибольшему значению из полученных;

б) производится проверка чувствительности по выражению (1.25). По результатам проверки могут быть следующие варианты дальнейших расчетов:

1) если чувствительность оказывается достаточной, то делают вывод об отсутствии необходимости в использовании комбинированного пуска по напряжению и переходят к расчету выдержки времени (п.г);

2) если чувствительность оказывается недостаточной, то делают вывод о необходимости использования комбинированного пуска по напряжению. В этом случае ток срабатывания рассчитывают по выражению (1.24). Значение параметра срабатывания принимается равным наибольшему значению из рассчитанных по выражениям (1.24), (1.22), (1.23). Затем проверяют чувствительность полученного значения параметра срабатывания ИО тока МТЗ с пуском по напряжению по выражению (1.25);

в) производится расчет параметра срабатывания минимального ИО напряжения U0,3 и проверка его чувствительности в соответствии с п.1.4.2 и расчет параметра срабатывания ИО напряжения обратной последовательности U2с.з и проверка его чувствительности в соответствии с п. 1.4.3. Данный пункт выполняется только в случае использования комбинированного пуска по напряжению;

г) производится выбор выдержки времени в соответствии с п. 1.4.4 .

Расчет параметров срабатывания рекомендуется вести в первичных величинах, приведенных к той стороне защищаемого трансформатора, для которой рассчитывается МТЗ .

–  –  –

1.5 Максимальная токовая защита стороны НН автотрансформатора Для резервирования основных защит стороны НН (6-10-35 кВ) автотрансформатора и резервирования отключения КЗ на шинах НН предусматривается максимальная токовая защита со стороны НН автотрансформатора с возможностью минимального пуска по напряжению .

Защита подключается к встроенным или выносным трансформаторам тока ввода НН и трансформаторам напряжения НН автотрансформатора .

Расчет МТЗ НН автотрансформатора производится в соответствии с методикой, изложенной в п.1.4 за исключением подпункта 1.4.3, в котором приводится методика расчета НО напряжения обратной последовательности, не используемого для пуска МТЗ НН автотрансформатора .

1.6 Токовая защита нулевой последовательности трансформатора со стороны ВН Основное назначение одноступенчатой ТЗНП со стороны ВН понижающих трансформаторов - это защита самого трансформатора при наличии подпитки КЗ со стороны СН и/или НН. Функция резервирования отключения замыканий на землю на шинах и линиях со стороны ВН защищаемого трансформатора является второстепенной. ТЗНП устанавливается на стороне ВН трехобмоточных трансформаторов при наличии питания с других сторон трансформатора. В случаях включения со сторон СН и/или НН мощного источника генерации, ТЗНП выполняется многоступенчатой, как для автотрансформаторов .

ТЗНП подключается к ТТ на стороне ВН либо к ТТ, установленному в нейтрали трансформатора .

Расчет параметров срабатывания рекомендуется вести в первичных величинах, приведенных к стороне ВН .

–  –  –

где К0 С= 1,25 - коэффициент отстройки;

Т Къ = 0,95 - коэффициент возврата;

/о нб= Анб /нагр,послеавар - первичный ток нулевой последовательности в Г послеаварийном нагрузочном режиме;

Кнб - коэффициент небаланса, который в зависимости от кратности тока принимается равным 0,05, если кратность не более (2 3) по отношению к первичному току трансформаторов тока; (0,05-^0,10), при больших кратностях, но не превышающих (0,7 + 0,8) по отношению к предельной кратности первичного тока трансформаторов тока. С большей точностью, а также при больших кратностях тока по отношению к первичному номинальному току трансформаторов тока ток небаланса может быть определен в соответствии с [12, Приложение VII];

/нагР,послеавар - максимальный первичный ток в месте установки защиты в послеаварийном нагрузочном режиме .

Расчет по данному условию не выполняется, если ТЗНП подключена к ТТ в нейтрали трансформатора .

- отстройка от тока нулевой последовательности, обусловленного несимметрией с системе по выражению (1.35) где К0 С= 1,25 - коэффициент отстройки;

Т Кв = 0,95 - коэффициент возврата;

/ 0нс - первичный ток нулевой последовательности, обусловленный несимметрией в системе, возникающий, например, при работе смежной линии с односторонним питанием в неполнофазном режиме .

Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

Проверка по данному условию не производится, если ТЗНП отстроена от цикла ОАПВ по времени .

Расчетные величины токов небаланса, используемые для расчета по выражениям (1.33), (1.34) и (1.35), должны учитывать возможность качаний и асинхронного хода в послеаварийном нагрузочном режиме, если выдержка времени не превышает длительности периода качаний (в ориентировочных расчетах период качаний может быть принят равным 1,5 с) .

- согласование по чувствительности с последними, наиболее чувствительными ступенями защит от замыканий на землю смежных линий по выражению (1.36) где К0 й = 1,1 - коэффициент отстройки;

Т КТК- коэффициент 0 токораспределения для токов нулевой последовательности, равный отношению тока в месте установки рассматриваемой защиты к току в смежной линии, с защитой которой производится согласование;

/о сз,см - первичный ток срабатывания ступени защиты от замыканий на землю смежной линии, с которой производится согласование .

Согласование по указанному условию производится только в случаях, когда это признано целесообразным для обеспечения надежного электроснабжения потребителей и при этом обеспечивается чувствительность рассматриваемой защиты. Т.е. необходимо иметь в виду, что иногда согласование производится с более грубыми ступенями, если это позволяет условие обеспечения требуемой чувствительности. Такая мера позволяет не увеличивать время срабатывания защиты .

Значение параметра срабатывания ИО тока нулевой последовательности принимается равным наибольшему значению из рассчитанных выше .

–  –  –

где / 0кз,м - минимальный ток нулевой последовательности в месте ин установки защиты при металлическом однофазном КЗ в расчетной точке;

/ 0с.з - принятое значение параметра срабатывания токового органа ТЗНП .

В качестве расчетного рассматривается КЗ в конце зоны резервирования, если оценивается чувствительность защиты при выполнении функций резервирования защит элементов прилегающей сети. При этом коэффициент чувствительности должен быть не менее 1,2 .

В качестве расчетного рассматривается КЗ на выводах защищаемого трансформатора, если оценивается чувствительность защиты при выполнении Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

функций резервирования основных защит трансформатора. При этом коэффициент чувствительности должен быть не менее 1,5 .

1.6.2 Расчет выдержки времени Выдержка времени выбирается по условию согласования с последними, наиболее чувствительными ступенями защит от замыканий на землю смежных элементов. Расчет может быть выполнен по выражению:

*с.з = *с.з,см+ Д1, (1.38) Аз.см время срабатывания наиболее чувствительных ступеней ГДе смежных защит, с которыми производится согласование;

At = 0,4 - ступень селективности .

1.7 Защита от перегрузки трансформатора (автотрансформатора) Для защиты трансформатора (автотрансформатора) от длительных перегрузок, вызванных, например, автоматическим подключением нагрузки от АВР, отключением параллельно работающего трансформатора (автотрансформатора), предусматривается защита от перегрузки .

На трехобмоточных трансформаторах с равной мощностью обмоток и двусторонним питанием защита от перегрузки устанавливается на обеих питающих сторонах. При неравной мощности обмоток - на всех трех сторонах. В остальных случаях - только со стороны ВН .

На автотрансформаторах защита от перегрузки устанавливается на сторонах ВН и НН и в общей обмотке. Последняя устанавливается на автотрансформаторах, если возможна перегрузка общей обмотки .

Расчет параметра срабатывания производится одинаково для всех сторон. Рекомендуется вести расчет в первичных величинах, приведенных к той стороне трансформатора (автотрансформатора), с которой установлена рассматриваемая защита .

–  –  –

где КОС= 1,05 - коэффициент отстройки;

Т Кв = 0,95 - коэффициент возврата;

Дом - первичный номинальный ток обмотки трансформатора (автотрансформатора) с учетом регулирования напряжения для той стороны, на которой установлена рассматриваемая защита. Увеличение номинального тока не должно превышать 5 % номинального тока среднего положения РПН .

При расчете тока срабатывания защиты от перегрузки в общей обмотке автотрансформатора в качестве / ном должен рассматриваться номинальный ток общей обмотки .

Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

1.7.2 Расчет выдержки времени Величина выдержки времени защиты от перегрузки выбирается на ступень селективности больше времени срабатывания резервных защит трансформатора (автотрансформатора) и может быть рассчитана по выражению:

^с.з —^с.з,рез + At, (1-40) где ^с.з,Р —величина выдержки времени резервных защит (МТЗ, ТЗНП, ез ТЗОП, ДЗ);

At = 0,3 с - ступень селективности .

Также время срабатывания защиты необходимо отстраивать от режимов кратковременных перегрузок и можно принимать без расчета из диапазона (9 10) с .

1.8 Контроль и защита изоляции вводов 500 (750) кВ автотрансформатора Функция контроля изоляции маслонаполненных вводов обмотки высшего (среднего) напряжения предназначена для защиты от пробоя высоковольтных вводов защищаемого автотрансформатора .

Функция КИВ реагирует на увеличение емкостных токов вводов и включает сигнальный и отключающий органы .

При срабатывании сигнального органа с выдержкой времени обеспечивается сигнализация КИВ. Отключающий орган является более грубым. При его срабатывании с выдержкой времени производится отключение всех сторон защищаемого автотрансформатора .

Срабатывание сигнального органа указывает на прогрессирующее повреждение изоляции высоковольтного ввода. Срабатывание сигнального органа должно происходить при увеличении тока на (5 н- 7) % номинального емкостного тока ввода / Нм к,ввода, т.е. ток срабатывания сигнального элемента О,ем должен определяться по выражению С.С И Г Н =(0,05 + 0,07)/HOWBBW. (1.41) Выдержка времени сигнального элемента определяется из условия отстройки от максимальной выдержки времени резервных защит элементов сети высшего напряжения, примыкающей к автотрансформатору .

Рекомендуется принимать равной 9 с .

Отключающий элемент должен вводиться в работу только после срабатывания реле времени сигнального элемента. Ток срабатывания отключающего элемента определяется по выражению /с,отел= 0, 1 5 / „ ввода. (1.42) Выдержка времени отключающего элемента определяется из условия отстройки от быстродействующих защит. Рекомендуется принимать равной 1,5 с .

Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

Для исключения ложных срабатываний при повреждениях в цепях соединения согласующего трансформатора и вводов (330 500) кВ отключающий элемент должен иметь дополнительную блокировку .

Срабатывание блокирующего органа должно происходить при резком изменении тока в первичной обмотке согласующего трансформатора от нуля до (0,6 • 0,7)1номемкввода .

1.9 Устройство резервирования при отказе выключателя трансформатора (автотрансформатора) Устройство резервирования при отказе выключателя (УРОВ) обеспечивает отключение трансформатора (автотрансформатора) выключателями смежных элементов при отказе выключателя и предусматривается на всех сторонах защищаемого трансформатора (автотрансформатора) .

Для обеспечения быстрого возврата схемы УРОВ, если выключатель нормально отключился при действии защит, предусмотрен максимальный ИО тока. Выдержка времени УРОВ предназначена для фиксации отказа выключателя, т.е. если в течение данного времени условия пуска УРОВ сохраняются, то происходит действие на отключение всех выключателей, через которые продолжается питание повреждения .

УРОВ также предусматривается на стороне НН автотрансформатора .

УРОВ НН обеспечивает отключение АТ выключателями смежных элементов в случае отказа срабатывания выключателя ВН и СН при КЗ за токоограничивающим реактором .

Методика выбора параметра срабатывания и выдержки времени для всех сторон одинакова .

–  –  –

Выдержка времени УРОВ должна выбираться по условию отстройки от времени отключения исправного выключателя в соответствии с выражением:

Дз /эткл,в ^возв,У В ^погр.тайм /зал?

РО (1-45) где ?откл5 - время отключения выключателя с той стороны защищаемого в трансформатора (автотрансформатора), для которой рассматривается УРОВ .

Данная величина должна учитывать время срабатывания промежуточного реле или контактора, если действие на электромагнит отключения выключателя производится только через него;

^ о,уров = 0,01 с - максимальное время возврата ИО тока УРОВ;

в зв Wp/гайм = 0,005 с - погрешность таймера;

/зап = 0,1 с - время запаса .

Выдержка времени УРОВ обычно принимается равной (0,2 -ь 0,3) с .

1.10 Пример расчета и выбора параметров защиты двухобмоточного трансформатора на базе устройства RET 521 1.10.1 Исходные данные В настоящем примере показан расчет параметров срабатывания устройства RET 521 при его использовании для защиты трехфазного двухобмоточного трансформатора типа ТДН-16000/115 с параметрами, представленными в таблице 1.8. Исходная схема защищаемого трансформатора Т и прилегающей сети приведена на рисунке 1.4 .

–  –  –

-I

В примере рассмотрены следующие вопросы:

- проверка обеспечения цифрового выравнивания токов плеч защищаемого трансформатора;

- проверка обеспечения требований к трансформаторам тока в схемах дифференциальной токовой защиты;

- параметрирование данных об аналоговых входах и о защищаемом трансформаторе;

- выбор параметров срабатывания дифференциальной токовой защиты .

Результаты расчета и выбора параметров защитных функций сведены в таблицу 1.14 .

–  –  –

где /номдзн = 5 А и / Нм,т,нн = 5 А - номинальные токи входов устройства для О плеч защиты сторон ВН и НН .

Условия для всех сторон выполняются, т.е. цифровое выравнивание амплитуд (модулей) токов плеч обеспечивается .

1.10.3 Проверка обеспечения требований к трансформаторам тока в схемах дифференциальной токовой защиты Проверка обеспечения требований к трансформаторам тока в схемах дифференциальной токовой защиты выполняется в соответствии с п.Г.1 Приложения Г. Для этого необходимо получить К'пр - приведенную предельную кратность первичного тока, при которой полная погрешность ь в установившемся режиме при заданной нагрузке не превышает 10 % .

В связи с отсутствием кривых предельной кратности для рассматриваемого в примере ТТ по известным параметрам нагрузки ТТ и сопротивлениям вторичной обмотки рассчитывается значение предельной кратности по выражению

–  –  –

внешнем КЗ;

/кз,внеш,макс = 840 А - максимальный ток, протекающий через защищаемый трансформатор при внешнем КЗ (точка К1 на рисунке 1.4), приведенный к стороне ВН .

Условие выполняется, значит, рассматриваемый ТТ со стороны НН соответствует требованиям к ТТ в схемах дифференциальной токовой защиты устройства RET 521 .

Проверка ТТ для стороны ВН выполняется аналогично и в данном примере не рассматривается .

1.10.4 Параметрирование данных об аналоговых входах и о защищаемом трансформаторе Параметрирование данных об аналоговых входах и о защищаемом трансформаторе выполняется в соответствии с разделом Б.1 Приложения Б .

1.10.4.1 Параметрирование данных об аналоговых входах В данном примере имеются только токовые входы. Для каждого аналогового токового входа устройства задаются параметры Input СТ Тар (номинальный ток входа устройства защиты, 1 А или 5 А в зависимости от используемого отвода токового входа устройства), СТ prim (номинальный первичный ток ТТ), СТ sec (номинальный вторичный ток ТТ) и СТ star point (сторона заземления группы защитных ТТ). Параметр СТ star point для обеих сторон принимается равным «From Object», т.к. ТТ заземлены вне защищаемой зоны (см.рисунок 1.4) .

Для аналоговых входов трех фаз, к которым подключены ТТ со стороны ВН, параметры задаются одинаково в соответствии с таблицей 1.10, а для аналоговых входов со стороны НН - в соответствии с таблицей 1.11 .

–  –  –

Выбор опорной стороны осуществляется защитой автоматически. Для двухобмоточного трансформатора в качестве опорной всегда выбирается сторона ВН, т.е. номинальный ток опорной стороны принимается равным 80 А .

А ом.опор Д о м,В Н

–  –  –

1.10.5.1 Активизация функции DIFP Параметр Активизация для функции DIFP принимается равным «Вкл»

для активизации функции дифференциальной защиты .

1.10.5.2 Начальный дифференциальный ток срабатывания Idmin Относительный начальный дифференциальный ток срабатывания Idmin рассчитывается по условию отстройки от токов небаланса в переходных режимах работы трансформатора при малых сквозных токах по выражению Idmin = K aiaK ^ amI mv^ \ 0 0 % = \,2-0,22-1,25-100% = 33%, где = 1, 2 - коэффициент отстройки;

К 01й ^ н б.р а с ч = т / ^ п е р А т » + А г Г Т » 2 (Д Е »+ Д / *) »+ Д / ^ = ________________1 _______ - расчетный = V,0 •0,1 + 0^ + 2(0,17 + 0,02) фд 7 + 0,02^ = 0,22 коэффициент небаланса;

К '„ер =1,0 - коэффициент, учитывающий переходный процесс .

Принимается в соответствии с таблицей 1.6 для силового трансформатора мощностью не более 40 MBA, со стороны НН которого нет подключенных токоограничивающих реакторов;

тт*= 0,1 - полная относительная погрешность трансформаторов тока в установившемся режиме;

бптт* - полная относительная погрешность промежуточных трансформаторов тока. Принимается равной П тт*= 0, т.к. ПТТ не используются;

- относительная погрешность, вызванная регулированием напряжения трансформатора. Принимается равной максимальному значению реального диапазона регулирования из возможных в сторону уменьшения и в сторону увеличения;

Д/выр* = 0,02 - относительная погрешность выравнивания токов плеч, принимается в соответствии с и. 1.10.2;

Лорм,Р = 1,25 - относительный тормозной ток, который соответствует асч* току трансформатора в переходных режимах работы при малых сквозных токах. Принимается равным границе первого (горизонтального) участка тормозной характеристики .

Полученное значение параметра срабатывания 33 % больше минимального рекомендуемого значения 20 %. Параметр срабатывания Idmin принимается равным 33 % .

–  –  –

- расчетный = V С •0,р + 2(0,17 + 0,02)У ),17 + 0,02^ = 0,30 коэффициент небаланса. В соответствии с таблицей 1.7 для силового трансформатора мощностью не более 40 MBA, со стороны НН которого нет подключенных токоограничивающих реакторов, коэффициент переходного режима принимается равным К ''пер = 2,0;

А орм.расч* = 3,0 - относительный тормозной ток, который соответствует сквозному току при внешнем КЗ .

В соответствии с таблицей 1.5 выбирается характеристика с ближайшим большим значением Am p\ii по отношению к полученному значению коэффициента торможения /6|ормрас1|* = 0,43, т.е. номер тормозной характеристики CharactNo принимается равным 5 .

–  –  –

Полученный коэффициент чувствительности Кч = 2,2 больше минимального допустимого значения 2,0, т.е. требуемая чувствительность при выбранных параметрах тормозной характеристики обеспечивается .

Рисунок 1.6 - Проверка чувствительности дифференциальной защиты

–  –  –

внешнем трехфазном КЗ;

Аз,макс= 1568 А — максимальный ток при внешнем трехфазном КЗ (точка К1 на схеме 1.4), приведенный к опорной стороне;

Аом,опоР = 80 А - номинальный ток опорной стороны (стороны ВН) защищаемого трансформатора .

Полученное значение параметра удовлетворяет условию обеспечения отстройки от режима броска намагничивающего тока:

Idunre = 1529 % 500 % .

С учетом рекомендации округлять итоговое значение до десятков параметр срабатывания принимается равным Idunre = 1530 % .

1.10.5.6 Алгоритм блокировки дифференциальной защиты по второй гармонике StabByOption Параметр StabByOption, определяющий алгоритм блокировки защиты по второй гармонике, принимается равным «Всегда» .

1.10.5.7 Параметр срабатывания блокировки дифференциальной защиты по второй гармонике I2/Ilratio Блокировка дифференциальной защиты по второй гармонике реагирует на соотношение амплитуд второй и первой гармонических составляющих дифференциального тока. Параметр срабатывания блокировки 12/11 ratio принимается равным 14 % .

1.10.5.8 Параметр срабатывания блокировки дифференциальной защиты по пятой гармонике 15/11 ratio Блокировка дифференциальной защиты по пятой гармонике реагирует на соотношение амплитуд пятой и первой гармоник дифференциального тока .

Параметр срабатывания блокировки I5/Ilratio принимается равным 25 % .

1.10.5.9 Активизация функции вычитания токов нулевой последовательности ZSCSub В данном примере рассматривается трансформатор с заземленной обмоткой со стороны ВН (Yo/D-11). В этом случае вычитание токов нулевой последовательности обеспечивается всегда, т.е. параметр ZSCSub влияния не оказывает, поэтому может быть принят равным «Выкл» .

–  –  –

1.10.7 Расчет и выбор параметров срабатывания дифференциальной токовой защиты нулевой последовательности Расчет и выбор параметров срабатывания дифференциальной токовой защиты нулевой последовательности, выполненной на базе функции REF устройства RET 521, производится в соответствии с п.1.3 .

1.10.7.1 Активизация функции REF Параметр Активизация для функции REF принимается равным «Вкл»

для активизации функции дифференциальной защиты нулевой последовательности .

–  –  –

= V0 •0,1 Ср + 2 •0,02 Ф,02^ = 0,10 + ^ пер =1,0 - коэффициент, учитывающий переходный процесс .

Принимается в соответствии с таблицей 1.6 для силового трансформатора мощностью не более 40 MBA, со стороны НН которого нет подключенных токоограничивающих реакторов;

тт* = 0,1- полная относительная погрешность трансформаторов тока, к которым подключается защита;

П - полная ТТ* относительная погрешность промежуточных трансформаторов тока. Принимается равной П = 0, т.к. ПТТ не тт* используются;

А/выр* = 0,02 - относительная погрешность выравнивания токов плеч, принимается в соответствии с п. 1.10.2;

Лорм,Расч*= 1,25 - относительный тормозной ток, который соответствует току трансформатора в переходных режимах работы при малых сквозных токах. Принимается равным границе первого (горизонтального) участка тормозной характеристики .

С учетом рекомендации ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы» значение параметра Idmin принимается равным 20 % .

1.10.7.3 Угол срабатывания гоа Параметр по углу срабатывания гоа принимаем равной 60° .

1.11 Пример расчета и выбора параметров срабатывания защиты автотрансформатора 220 кВ на базе устройства RET 670 1.11.1 Исходные данные В настоящем примере показан расчет параметров срабатывания устройства RET 670 при его использовании для защиты трехфазного автотрансформатора типа АТДЦТН-125000/230 с параметрами, представленными в таблице 1.15. Исходная схема защищаемого автотрансформатора и прилегающей сети приведена на рисунке 1.7 .

–  –  –

Максимальное и минимальное сопротивления питающей системы со стороны ВН (С,ВН) равны соответственно Ас,вн,макс = 5,88 Ом и ^с,вн,мин = 8,82 Ом .

Максимальное и минимальное сопротивления питающей системы со стороны СН (С,СН) равны соответственно Ас.сцмакс = 9,6 Ом и 2lc,bh,m h = 21,5 Ом .

h Для возможности регулирования напряжения на стороне НН установлен линейный регулировочный трансформатор типа ЛТДН-40000/11 напряжением (11 ± 15 %) кВ и мощностью 40 MBA .

Максимальное и минимальное сопротивление реактора Р типа РБУ-10x2500-0,2 равны соответственно Х р м = 63 Ом и АРмин = 115 Ом .

якс Коэффициенты трансформации трансформаторов тока, установленных со сторон ВН, СН и НН, равны соответственно: ^ттцн = 750/5, К п с и = 1000/5 и /Ацнн = 3000/5 .

В примере рассмотрены следующие вопросы:

- проверка обеспечения цифрового выравнивания токов плеч защищаемого АТ;

- параметрирование данных об аналоговых входах и о защищаемом АТ;

- выбор параметров срабатывания дифференциальной токовой защиты .

Результаты расчета и выбора параметров защитных функций сведены в таблицу 1.22 .

–  –  –

1.11.3 Проверка обеспечения требований к трансформаторам тока в схемах дифференциальной токовой защиты Проверка обеспечения требований к трансформаторам тока в схемах дифференциальной токовой защиты выполняется в соответствии с п.Г.1 Приложения Г .

В данном примере ТТ всех сторон удовлетворяют требованиям производителя, сама проверка не показана .

1.11.4 Параметрирование данных об аналоговых входах и о защищаемом АТ Параметрирование данных об аналоговых входах и о защищаемом автотрансформаторе выполняется в соответствии с п.Б.2 Приложения Б .

–  –  –

Схемы соединения обмоток автотрансформатора (звезда или треугольник) для сторон ВН, СН и НН задаются следующими:

ConnectTypeWl - «Wye (Y)»;

ConnectTypeW2 - «Delta (Y)»;

ConnectTypeW3 - «Delta (D)»;

ClockNumberW2 - «0»;

ClockNumberW3 - «11» .

Алгоритм защиты должен работать с вычитанием токов нулевой последовательности для сторон ВН и СН, а для стороны НН вычитание токов нулевой последовательности не должно использоваться. Поэтому параметры ZSCurrSubtrWl и ZSCurrSubtrW2 установим в положение «Оп», а параметр ZSCurrSubtrW3 - в положение «Off» .

Так как со сторон ВН и СН защищаемого АТ не предусмотрено два входа ТТ, параметры TconfigForWl и TconfigForW2 устанавливаются в положение «No». При этом параметры CTIRatingWl, CT2RatingWl, CTlRatingW2 и CT2RatingW2 влияния на работу защиты не оказывают и могут быть приняты равными значениям по умолчанию .

Со стороны НН предусмотрена схема с двумя выключателями, поэтому параметр TconfigForW3 должен быть установлен в положение «Yes». При этом оба ТТ имеют первичный номинальный ток, равный 3000 А, поэтому параметры CTlRatingW3 и CT2RatingW3 принимаются равными 3000 .

Выбранные параметры представлены в таблице 1.19 .

–  –  –

1.11.4.3 Параметрирование данных об устройстве РПН В соответствии с исходными данными используется только одно устройство РПН - обмотки ВН (W1 - в соответствии с принятыми выше уставками), поэтому параметр LocationOLTCl принимается равным «Windingl(W l)», а параметр LocationOLTC2 = «NotUsed» .

Теперь необходимо задать значения только для первого комплекта параметров устройства РПН. В соответствии с рисунком 1.8 параметры LowTapPosOLTCl, RatedTapOLTCl и HighTapPsOLTCl примем соответственно равными 1, 9 и 17 .

Изменение напряжения при переключении на соседнюю ступень регулирования в соответствии с исходными данными StepSizeOLTCn = 1,5 % .

–  –  –

1.11.5 Расчет и выбор параметров срабатывания дифференциальной токовой защиты устройства RET 670 Расчет и выбор параметров срабатывания дифференциальной токовой защиты устройства RET 670 выполняется в соответствии с п. 1.2.2 .

1.11.5.1 Активизация функции PDIF Параметр Operation принимается равным «Оп» для активизации функции дифференциальной защиты .

–  –  –

1.11.5.4 Тормозной ток конца второго (первого наклонного) участка EndSection2 Параметр EndSection2, определяющий тормозной ток, соответствующий концу Участка 2 тормозной характеристики, принимается равным 2 .

–  –  –

1.11.5.6 Коэффициент торможения третьего (второго наклонного) участка SlopeSection3 Параметр SlopeSection3, определяющий коэффициент торможения второго наклонного участка тормозной характеристики (Участок 3 на рисунке 1.2), принимается равным 50 % .

1.11.5.7 Проверка чувствительности дифференциальной защиты Для проверки чувствительности определяется минимальный возможный тормозной ток при КЗ на выводах. В качестве расчетных рассмотрены режимы, представленные в таблице 1.21 .

–  –  –

внешнем трехфазном КЗ;

/ К;м = 2938 А - максимальный ток при внешнем трехфазном КЗ на 3 акс шинах СН, когда включены обе системы и в работе находится только защищаемый автотрансформатор, приведенный к опорной стороне;

2Н ом,опор= 314 А - номинальный ток опорной стороны (стороны ВН) защищаемого автотрансформатора .

Полученное значение параметра удовлетворяет условию отстройки от режима броска намагничивающего тока:

IdUnre = 7,3 0 5,00 .

Параметр срабатывания принимается равным IdUnre = 7,30 .

1.11.5.9 Параметр срабатывания блокировки дифференциальной защиты по второй гармонике I2/11ratio Параметр срабатывания блокировки дифференциальной защиты по второй гармонике 12/11ratio принимается равным 14 % .

Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

1.11.5.10 Параметр срабатывания блокировки дифференциальной защиты по пятой гармонике 15/11 ratio Параметр срабатывания блокировки дифференциальной защиты по пятой гармонике 15/11 ratio принимается равным 25 % .

1.11.5.11 Активизация поперечной блокировки CrossBlockEn Функция поперечной блокировки не используется, т.е. параметр CrossBlockEn принимается равным «Off» .

1.11.5.12 Режим работы блокировок по форме волны и по второй гармонике SOTFMode Выбирается режим действия блокировки по форме волны и по относительной второй гармонике параллельно по схеме «или», т.е. параметр SOTFMode принимается равным «Off» .

1.11.5.13 Активизация функции дифференциальной защиты по обратной последовательности NegSeqDiffEn Параметр NegSeqDiffEn принимается равным «Off», т.е. функция дифференциальной защиты по обратной последовательности отключается .

1.11.5.14 Активизация функции контроля цепей ТТ OpenCNEnable Параметр OpenCNEnable принимается равным «Off», т.е. функции контроля цепей ТТ отключается .

1.11.6 Перечень выбранных параметров защитных функций Выбранные параметры функции дифференциальной защиты устройства сведены в таблицу 1.22 .

–  –  –

2 Защиты шунтирующих реакторов В соответствии с [5] для шунтирующих реакторов (330 -^750) кВ следует предусматривать устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

а) однофазных и двухфазных замыканий на землю в обмотках и на выводах;

б) витковых замыканий в обмотках;

в) понижения уровня масла;

г) частичного пробоя изоляции вводов, если вводы маслонаполненные .

В таблице 2.1 представлен перечень защит, устанавливаемых на шунтирующих реакторах .

–  –  –

В данном документе будут рассмотрены защиты шунтирующих реакторов на базе устройств RET 521 и RET 670 производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы» .

2.1 Краткое описание микропроцессорных устройств защиты производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы», используемых для шунтирующих реакторов 2.1.1 Устройство защиты RET 521 Устройство защиты RET 521 является универсальным многофункциональным устройством с открытой структурой и может применяться для защиты шунтирующих реакторов (330 -г 750) кВ .

Устройство обладает высокой надежностью аппаратного обеспечения и широкими возможностями конфигурирования.

Помимо защитных, устройство выполняет ряд сервисных функций:

- регистратор аварийных режимов (цифровой осциллограф);

- регистратор событий;

- самодиагностика устройства (повышение надежности функционирования);

- индикация параметров режима энергообъекта;

- связь с системой мониторинга и сбора данных/управления на подстанции .

Защита должна подключаться к ТТ, соединенными в «звезду с нулевым проводом» (Yo) на всех сторонах шунтирующего реактора .

Особенности RET 521 позволяют выполнить адаптацию параметров срабатывания к номинальным параметрам, как самого защищаемого шунтирующего реактора, так и высоковольтных трансформаторов тока и трансформатора напряжения, поэтому для правильной работы устройства необходимо задавать параметры ТТ и ТН, а также параметры защищаемого объекта .

Методика расчета параметров срабатывания защитных функций устройства RET 521, приведенная в данном разделе, соответствует Техническому справочному руководству [14] и рекомендациям по расчету параметров срабатывания производителя [7] .

Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

Расчеты рекомендуется выполнять в следующем порядке:

- проверка обеспечения цифрового выравнивания токов плеч защиты в соответствии с п.В.1 Приложения В;

- проверка обеспечения выполнения требований к ТТ в схемах дифференциальной токовой защиты в соответствии с п.Г.1 Приложения Г;

- параметрирование данных об аналоговых входах устройства и о защищаемом объекте в соответствии с пунктом Б.1 Приложения Б;

- непосредственный расчет параметров срабатывания используемых функций устройства в соответствии с методикой, изложенной в данном разделе ниже .

В таблице А. 1 Приложения А приведен список параметров срабатывания, подлежащих заданию в устройстве защиты, для всех описанных защитных функций .

2.1.2 Устройство защиты RET 670 Устройство защиты RET 670 может применяться для защиты шунтирующих реакторов (330 -г 750) кВ .

В устройстве используются расширенные возможности по выбору характеристик аппаратной части и составу программных функций защиты, мониторинга и управления .

Защита должна подключаться к ТТ, соединенными в «звезду с нулевым проводом» (Yo) на всех сторонах шунтирующих реакторов .

Для правильной работы устройства защиты RET 670 необходимо задавать параметры трансформаторов тока, трансформаторов напряжения и параметры защищаемого объекта .

Методика расчета параметров срабатывания защитных функций устройства RET 670, приведенная в данном разделе, соответствует Техническому справочному руководству [15] и рекомендациям по расчету параметров срабатывания производителя [8] .

Расчеты рекомендуется выполнять в следующем порядке:

- проверка обеспечения цифрового выравнивания токов плеч защиты в соответствии с п.В.1 Приложения В;

- проверка обеспечения выполнения требований к ТТ в схемах дифференциальной токовой защиты в соответствии с п.Е.1 Приложения Е;

-параметрирование данных об аналоговых входах устройства и о защищаемом объекте в соответствии с п.Б.2

–  –  –

2.2 Продольная дифференциальная токовая защита Продольная дифференциальная токовая защита выполняется пофазной и со стороны линейного ввода подключается к ТТ, встроенным в высоковольтный ввод, а со стороны нейтрали - либо к ТТ, встроенным в параллельные ветви обмотки шунтирующего реактора со стороны вводов к нейтрали ШР, либо к выносным ТТ со стороны вводов к нейтрали шунтирующего реактора при отсутствии встроенных ТТ в параллельные ветви обмотки ШР .

2.2.1 Расчет и выбор параметров срабатывания дифференциальной токовой защиты устройства RET 521 Функция дифференциальной токовой защиты в устройстве RET 521 обозначается DIFP и включает дифференциальную защиту с торможением и дифференциальную отсечку .

Защита выполняется пофазнонезависимой и использует токи со всех сторон защищаемого объекта. Токи сторон приводятся к основной стороне и сравниваются друг с другом в цифровом реле. Цифровое выравнивание токов плеч производится в соответствии с Приложением В .

В Приложении Г приведены требования к трансформаторам тока в схемах дифференциальной защиты с устройством RET 521. Необходимо отметить, что приведенная ниже методика выбора параметров срабатывания функции дифференциальной защиты подразумевает, что приведенные требования полностью удовлетворены. В противном случае необходимо проконсультироваться со специалистами ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы» и принять соответствующие меры (например, увеличить сечения кабеля, загрубить защиту) .

Выбор опорной (базисной) стороны осуществляется защитой автоматически: принимается сторона линейного ввода. Для гарантированного приведения измеренных токов к стороне линейного ввода необходимо задавать мощность этой обмотки больше номинальных мощностей остальных обмоток на минимальное значение 0,1 MBA в соответствии с Приложением Б .

Далее номинальный ток опорной стороны обозначается / Нм О,опоР- Расчет дифференциальных токов в защите производится с учетом выравнивания модулей и сдвига фаз токов на сторонах защищаемого шунтирующего реактора .

–  –  –

Рисунок 2.1 - Тормозные характеристики функции дифференциальной токовой защиты DIFP устройства RET 521 По оси ординат откладывается относительный дифференциальный ток (в долях от номинального тока опорной стороны) .

Дифференциальный ток всех трех фаз, как для мгновенных, так и для действующих значений, формируется как сумма первичных токов плеч защиты, приведенных к опорной стороне:

Д„ф= |Д + Д + Д| (2.1) где Д, Д, Ь ~ мгновенные или действующие значения тока рассматриваемой фазы первого, второго и третьего плеч защиты .

По оси абсцисс откладывается относительный тормозной ток (в долях от номинального тока опорной стороны), который формируется на базе действующих значений первых гармоник токов фаз в первичных обмотках ТТ .

В качестве тормозного тока принимается наибольший из токов всех фаз и всех сторон защищаемого объекта, приведенных к опорной стороне:

Л = max орм а5Дв, Дс 7Да^Дв ^Дс 5Даj Дв Дс (2-2) где Да, Д в, Д с, Д а, Д в, Д с, Д а, Д в, Д с - модули токов первого, второго и третьего плеч защиты фаз А, В и С .

Тормозные характеристики в общем виде состоят из трех участков (на рисунке 2.1 границы участков отмечены на примере тормозной характеристики №2):

-горизонтального (Участок 1) - до тормозного тока, равного 1,25. На этом участке срабатывание защиты определяется параметром срабатывания по дифференциальному току Idmin;

- первого наклонного (Участок 2) - до значения дифференциального тока 1,0, имеющего Наклон 1 с коэффициентом торможения КТ 1; 0рм

–  –  –

где Л/дИ - приращение дифференциального тока на границе срабатывания;

ф A/Tp - приращение тормозного тока на границе срабатывания .

oM В таблице 2.2 представлены значения коэффициентов торможения для всех имеющихся тормозных характеристик .

–  –  –

2.2.1.1 Активизация функции DIFP Для активизации функции дифференциальной защиты DIFP предназначен параметр Активизация, который может быть принят равным одному из значений:

«Выкл» - функция дифференциальной токовой защиты отключена;

«Вкл» - функция дифференциальной токовой защиты включена .

–  –  –

.К 'п - коэффициент, учитывающий переходный процесс. Поскольку Г ер постоянная времени затухания апериодической составляющей довольно велика, а также возможен режим повторного включения, коэффициент рекомендуется принимать К'пер = 3,0, если значение приведенной предельной Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

кратности, определяемой в соответствии с Приложением Г, К „р 90, и i:'nep = 2,5, если К'пр 90;

етт*- полная относительная погрешность трансформаторов тока, к которым подключается защита. Рекомендуется принимать ТТ* = 0,1 (даже в том случае, если в установившемся режиме тт* 0,1);

птт* - полная относительная погрешность промежуточных трансформаторов тока. Если ПТТ не используются, то необходимо принимать П = 0;

Тт* 4/выр* _ относительная погрешность выравнивания токов плеч, которая задается в соответствии с Приложением В;

Лорм.расч* = Лкл* = 1,0 - относительный расчетный тормозной ток при включении .

Все слагаемые в скобках выражения (2.5) всегда принимаются положительными .

Выражение (2.5) для расчета коэффициента небаланса отражает тот факт, что составляющая тока небаланса, обусловленная погрешностями ТТ, сдвинута по фазе на угол примерно 90° по сравнению с составляющими, обусловленными погрешностями выравнивания токов, и является более точной по сравнению с суммированием составляющих небаланса по аналогии с [13] .

Выражение (2.10) относится к переходному режиму, о чем свидетельствует наличие в ней коэффициента переходного режима А^пер. При этом реальное влияние на ток небаланса оказывает произведение К'пер-в*, а значение * = 0,1 для установившегося режима принимается в качестве базового, в том числе и для ТТ класса точности 5Р .

Параметр срабатывания Idmin должен приниматься не менее 20 % в соответствии с [7] .

2.2.1.3 Номер тормозной характеристики CharactNo Номер тормозной характеристики CharactNo дифференциальной токовой защиты выбирается из пяти предложенных (рисунок 2.1). Необходимо иметь в виду, что номер тормозной характеристики не влияет на параметр срабатывания по дифференциальному току Idmin .

Для шунтирующих реакторов рекомендуется без расчета параметр CharactNo принимать равным 1 .

2.2.1.4 Проверка чувствительности дифференциальной защиты Проверка чувствительности защиты на наклонных участках характеристики не требуется, т.к. чувствительность будет обеспечиваться всегда. Обоснование этого заключения приведено в п.Д.2 Приложения Д Проверка чувствительности может потребоваться только в тех случаях, когда относительный минимальный ток КЗ составляет менее 1,25. В этом случае расчет рекомендуется выполнять в соответствии с рекомендациями п.Д.1 Приложения Д .

Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

2.2.1.5 Ток срабатывания дифференциальной отсечки Idunre Дифференциальная отсечка является грубым органом без торможения и реагирует на первую гармонику дифференциального тока .

Дифференциальная отсечка позволяет повысить быстродействие при больших кратностях тока КЗ в защищаемой зоне .

Параметр срабатывания токового органа дифференциальной отсечки в устройстве обозначается Idunre и задается в процентах от номинального тока с опорной стороны /ном,опорДля шунтирующего реактора значение параметра срабатывания Idunre рекомендуется принимать равным 200 % .

2.2.1.6 Алгоритм блокировки дифференциальной защиты по второй гармонике StabByOption Параметр StabByOption предназначен для задания алгоритма блокировки защиты по второй гармонике и может быть принят равным одному из значений:

«По условию» - блокировка вводится в действие в течение минуты после того, как приведенный ток с любой стороны (любой фазы) защиты превысит 2 % от базового тока;

«Всегда» - блокировка введена постоянно .

В защите шунтирующих реакторов блокировка по второй гармонике не используется. Поэтому параметр StabByOption рекомендуется устанавливать в положение «Всегда», а вывод блокировки обеспечивать за счет большого значения параметра ее срабатывания I2/11ratio (см. п.2.2.1.7) .

2.2.1.7 Параметр срабатывания блокировки дифференциальной защиты по второй гармонике 12/11 ratio Блокировка дифференциальной защиты по второй гармонике реагирует на соотношение амплитуд второй и первой гармонических составляющих дифференциального тока. В устройстве параметр срабатывания блокировки обозначается I2/Ilratio и задается в процентах .

Для шунтирующих реакторов параметр срабатывания I2/Ilratio рекомендуется принимать равным 40 %, что соответствует выводу блокировки по второй гармонике из работы .

2.2.1.8 Параметр срабатывания блокировки дифференциальной защиты по пятой гармонике 15/11 ratio Блокировка дифференциальной защиты по пятой гармонике реагирует на соотношение амплитуд пятой и первой гармоник дифференциального тока и предназначена для отстройки от режима перевозбуждения. В устройстве параметр срабатывания блокировки обозначается 15/11ratio и задается в процентах .

–  –  –

2.2.1.9 Активизация функции вычитания токов нулевой последовательности ZSCSub Параметр ZSCSub включает или отключает автоматическое вычитание токов нулевой последовательности и может быть принят равным одному из значений:

«Выкл» - вычитание токов нулевой последовательности не производится;

«Вкл» - вычитание токов нулевой последовательности производится .

Для шунтирующего реактора параметр ZSCSub рекомендуется устанавливать в положение «Выкл» .

2.2.1.10 Активизация поперечной блокировки CrossBlock Параметр CrossBlock предназначен для включения или отключения поперечной блокировки и может быть принят равным одному из значений:

«Выкл» - функция поперечной блокировки отключена;

«Вкл» - функция поперечной блокировки отключена .

Для дифференциальной защиты шунтирующего реактора поперечную блокировку использовать не рекомендуется, поэтому параметр CrossBlock должен быть принят равным «Выкл» .

2.2.2 Расчет и выбор параметров срабатывания дифференциальной защиты устройства RET 670 Функция дифференциальной токовой защиты в устройстве RET 670 обозначается PDIF (в кодировке ANSI - 87Т) и включает дифференциальную защиту с торможением и дифференциальную отсечку .

Защита выполняется пофазнонезависимой и использует токи со всех сторон защищаемого объекта. Токи сторон приводятся к опорной и сравниваются друг с другом в цифровом реле. Цифровое выравнивание токов плеч производится в соответствии с Приложением В .

В Приложении Г приведены требования к трансформаторам тока в схемах дифференциальной защиты с устройством RET 670. Необходимо отметить, что приведенная ниже методика выбора параметров срабатывания функции дифференциальной защиты подразумевает, что требования полностью удовлетворены. В противном случае необходимо проконсультироваться со специалистами ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы» и принять соответствующие меры (например, увеличить сечения кабеля, загрубить защиту) .

В качестве опорной (базисной) стороны при расчете первичных значений токов используется сторона, обмотка которой подключена к первому

–  –  –

Тормозная характеристика имеет вид, представленный на рисунке 2.2 .

Рисунок 2.2 - Тормозная характеристика функции дифференциальной защиты DIFP (87Т) устройства RET670

–  –  –

где Да, Дв, Дс, Да, Дв, Дс, Да, Дв, Д с - модули токов первого, второго и третьего плеч защиты фаз А, В и С .

Расчет дифференциальных токов в защите производится с учетом выравнивания модулей на сторонах защищаемого трансформатора .

Тормозная характеристика состоит из трех участков (см.рисунок 2.2):

- горизонтального (Участок 1) - до тормозного тока, равного EndSectionl. На этом участке срабатывание защиты определяется параметром срабатывания по дифференциальному току IdMin;

–  –  –

2.2.2.1 Активизация функции PDIF Для активизации функции дифференциальной защиты PDIF (87 Т) предназначен параметр Operation, который может быть принят равным одному из значений:

«Off» - функция дифференциальной токовой защиты отключена;

«Оп» - функция дифференциальной токовой защиты включена .

2.2.2.2 Начальный тормозной ток EndSectionl Параметр срабатывания EndSectionl (начальный тормозной ток) определяет тормозной ток, соответствующий концу Участка 1 тормозной характеристики (рисунок 2.2), и задается в долях от номинального тока опорной стороны (стороны линейного ввода) .

Для дифференциальной защиты шунтирующего реактора параметр EndSectionl рекомендуется принимать равным 1,00 .

–  –  –

К пер - коэффициент, учитывающий переходный процесс. Поскольку постоянная времени затухания апериодической составляющей довольно велика, а также возможен режим повторного включения, коэффициент Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

рекомендуется принимать К'пер = 3,0, если значение приведенной предельной кратности, определяемой в соответствии с Приложением Г, К 'пр 90, и ^ „ер = 2,5, если К'пр 90;

ТУ - полная относительная погрешность трансформаторов тока, к * которым подключается защита. Рекомендуется принимать етт* = 0,1 (даже в том случае, если в установившемся режиме ТТ* 0,1);

%тт* - полная относительная погрешность промежуточных трансформаторов тока. Если ПТТ не используются, то необходимо принимать % т т * = 0;

Л/выр* - относительная погрешность выравнивания токов плеч, которая задается в соответствии с Приложением В;

А.расч* = /,5л* =1,0 относительный расчетный тормозной ток при орм К включении .

Все слагаемые в скобках выражения (2.10) всегда принимаются положительными .

Выражение (2.10) для расчета коэффициента небаланса отражает тот факт, что составляющая тока небаланса, обусловленная погрешностями ТТ, сдвинута по фазе на угол примерно 90° по сравнению с составляющими, обусловленными погрешностями выравнивания токов, и является более точной по сравнению с суммированием составляющих небаланса по аналогии с [13] .

Выражение (2.10) относится к переходному режиму, о чем свидетельствует наличие в ней коэффициента переходного режима К 'пер. При этом реальное влияние на ток небаланса оказывает произведение К'пср-8*, а значение е* = 0,1 для установившегося режима принимается в качестве базового, в том числе и для ТТ класса точности 5Р .

Параметр срабатывания Idmin должен приниматься не менее 0,20 в соответствии с [8] .

2.2.2.4 Тормозной ток конца второго (первого наклонного) участка EndSection2 Параметр EndSection2 определяет тормозной ток, соответствующий концу Участка 2 тормозной характеристики, и задается в процентах от номинального тока опорной стороны (стороны линейного ввода) .

Для дифференциальной защиты шунтирующего реактора параметр EndSection2 рекомендуется принимать равным 5,00 .

2.2.2.5 Коэффициент торможения второго (первого наклонного) участка SlopeSection2 Параметр SlopeSection2 определяет коэффициент торможения первого наклонного участка тормозной характеристики (Участок 2 на рисунке 2.2). В устройстве защиты параметр задается в процентах. Для шунтирующих реакторов значение параметра SlopeSection2 рекомендуется без расчетов устанавливать минимальным, т.е. 30 % .

Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

2.2.2.6 Коэффициент торможения третьего (второго наклонного) участка SlopeSection3 Параметр SlopeSection3 определяет коэффициент торможения второго наклонного участка тормозной характеристики (Участок 3 на рисунке 2.2). В устройстве защиты параметр задается в процентах .

Для дифференциальной защиты шунтирующего реактора параметр SlopeSection3 рекомендуется принимать равным минимальному значению, т.е .

30 % .

2.2.2.1 Проверка чувствительности дифференциальной защиты Проверка чувствительности защиты на наклонных участках характеристики не требуется, т.к. чувствительность будет обеспечиваться всегда. Обоснование этого заключения приведено в п.Д.З Приложения Д Проверка чувствительности может потребоваться только в тех случаях, когда относительный минимальный ток КЗ составляет менее величины EndSectionl .

В этом случае расчет рекомендуется выполнять в соответствии с рекомендациями п.Д.1 Приложения Д .

2.2.2.8 Ток срабатывания дифференциальной отсечки IdUnre Дифференциальная отсечка является грубым органом без торможения и реагирует на первую гармонику дифференциального тока .

Дифференциальная отсечка позволяет повысить быстродействие при больших кратностях тока КЗ в защищаемой зоне .

Параметр срабатывания токового органа дифференциальной отсечки в устройстве обозначается IdUnre и задается в процентах от номинального тока С опорной стороны /ном,опор .

Для шунтирующего реактора параметр срабатывания IdUnre рекомендуется принимать равным 2,00 .

2.2.2.9 Параметр срабатывания блокировки дифференциальной защиты по второй гармонике 12/11 ratio Измерительный орган блокировки дифференциальной защиты по второй гармонике 12/11 ratio реагирует на соотношение амплитуд второй и первой гармонических составляющих дифференциального тока. В устройстве защиты параметр 12/11 ratio задается в процентах .

В защите шунтирующих реакторов блокировка по второй гармонике не используется, поэтому параметр срабатывания 12/11 ratio рекомендуется принимать равным 40 %, что соответствует выводу блокировки из работы .

2.2.2.10 Параметр срабатывания блокировки дифференциальной защиты по пятой гармонике I5/Ilratio Блокировка дифференциальной защиты по пятой гармонике реагирует на соотношение амплитуд пятой и первой гармоник дифференциального тока и предназначена для отстройки от режима перевозбуждения. В устройстве Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

параметр срабатывания блокировки обозначается 15/11 ratio и задается в процентах .

В защите шунтирующих реакторов блокировка по пятой гармонике не используется, поэтому параметр срабатывания 15/11 ratio рекомендуется принимать равным 40 %, что соответствует выводу блокировки из работы .

2.2.2.11 Активизация поперечной блокировки CrossBlockEn Параметр CrossBlockEn предназначен для включения или отключения поперечной блокировки и может быть принят равным одному из значений:

«Off» - функция поперечной блокировки отключена;

«Оп» - функция поперечно блокировки отключена .

В условиях российской эксплуатации поперечную блокировку не рекомендуется использовать, поэтому параметр CrossBlockEn должен быть принят равным значению «Off» .

2.2.2.12 Режим работы блокировок по форме волны и по второй гармонике SOTFMode Параметр SOTFMode определяет режим работы блокировок по форме волны и по второй гармонике дифференциальной защиты при включении на повреждение и может быть принят равным одному из значений:

«Off» - блокировки по форме волны и по относительной второй гармонике действуют параллельно по схеме «или» .

«Оп» - быстрый сброс блокировки по форме волны, что также приводит к сбросу блокировки по относительной второй гармонике. Это необходимо для исключения значительного замедления функции дифференциальной защиты при включении на холостой ход поврежденного трансформатора и использовании перекрестной блокировки (параметр CrossBlockEn установлен в положение «Оп»), Для шунтирующего реактора параметр SOTFMode рекомендуется принимать равным значению «Off» .

2.2.2.13 Активизация функции дифференциальной защиты по обратной последовательности NegSeqDiffEn Параметр NegSeqDiffEn предназначен для активизации функции дифференциальной защиты по обратной последовательности и может быть принят равным одному из значений:

«Off» - функция отключена;

«Оп» - функция включена .

Для шунтирующего реактора параметр NegSeqDiffEn рекомендуется принимать равным значению «Off» .

–  –  –

2.3 Поперечная дифференциальная токовая защита Поперечная дифференциальная токовая защита выполняется пофазной и подключается к ТТ, встроенным в параллельные обмотки ШР со стороны нейтрали, либо на дифференциальный ТТ типа ДТФ-35 или ДТФ-110, устанавливаемый в каждую фазу реактора .

Защита реагирует на разность токов в параллельных ветвях нейтрали защищаемого шунтирующего реактора. Срабатывание поперечной токовой защиты определяется параметром срабатывания максимального токового измерительного органа .

Относительный ток срабатывания поперечной дифференциальной токовой защиты рассчитывается по условию отстройки от тока небаланса в режиме включения ШР по выражению:

U y ^ = K™K^ I P * +AI*, ™ (2.11) где К0 С= 1,05 -ь 1,1 - коэффициент отстройки;

Т ^нб,Р - расчетный коэффициент небаланса. Рассчитывается по асч выражению = il«'mK ^ s T, + „тт.;+д/'.„р ; + T.. (2.12) if пер - коэффициент, учитывающий переходный процесс. Поскольку постоянная времени затухания апериодической составляющей довольно велика, а также возможен режим повторного включения, коэффициент рекомендуется принимать К'пер = 3,0, если значение приведенной предельной кратности, определяемой в соответствии с Приложением Г, К'пр 90, и if пер = 2,5, если К'щ 90;

Ко;ш= 0,5 - коэффициент однотипности трансформаторов тока;

етт*- полная относительная погрешность трансформаторов тока, к которым подключается защита. Рекомендуется принимать Т * = 0,05;

Т П - полная тт* относительная погрешность промежуточных трансформаторов тока. Если ПТТ не используются, то необходимо принимать птт* = 0;

Л/выр*- относительная погрешность выравнивания токов плеч. Если выравнивание выполняется внутри устройства (вычитание осуществляется программно), то данная погрешность задается в соответствии с Приложением Е. В случае подключения продольной дифференциальной токовой защиты к ТТ типа ДТФ (на устройство подается разность токов параллельных ветвей) данную погрешность необходимо принимать равной 0;

ipacM - относительный ток в том режиме, в которым рассчитывается ток * небаланса. Рекомендуется принимать равным максимальному относительному значению тока включения /расч* = 1,0/2 = 0,5;

Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

А/* = (2,0 -г-2,4) % - разность токов в параллельных ветвях нейтрали .

Значение уточняется в процессе эксплуатации .

Все слагаемые в скобках выражения (2.12) всегда принимаются положительными .

2.4 Токовая защита нулевой последовательности Токовая защита нулевой последовательности предназначена для защиты от КЗ на землю и используется в случае отсутствия ТТ в параллельных ветвях со стороны нейтрали ШР, когда нет возможности установить поперечную дифференциальную защиту (для шунтирующих реакторов, ранее выпускавшихся на Запорожском трансформаторном заводе и выпускавшихся до 1982 года на Московском «Электрозаводе»), Защита выполняется ненаправленной. Если чувствительность ненаправленной ТЗНП окажется недостаточной, ТЗНП может быть выполнена направленной .

2.4.1 Расчет параметров срабатывания ТЗНП При выполнении токовой защиты нулевой последовательности шунтирующего ректора ненаправленной должны быть предусмотрены две ступени:

- первая ступень включается в нулевой провод ТТ, встроенных в линейный ввод ШР;

- вторая ступень ТЗНП включается в нулевой провод ТТ, устанавливаемых со стороны нейтрали ШР. Если чувствительность какойлибо из указанных ступеней токовой ненаправленной защиты нулевой последовательности окажется недостаточной, необходимо использование направленной ТЗНП .

–  –  –

где Ко с = 1,2 - коэффициент отстройки;

т 3/онеп,оапв - максимальное значение утроенного тока нулевой последовательности в месте установки ТЗНП ШР в неполнофазном режиме работы линии, возникшее в цикле ОАПВ на ней .

Данное условие может не рассматриваться, если выдержка времени ТЗНП со стороны линейных вводов отстроена от цикла ОАПВ .

Значение параметра срабатывания / 0уг первой ступени ТЗНП :с принимается равным наибольшему значению из полученных по приведенным выше условиям. При этом ток срабатывания должен проверяться по условию отстройки от утроенного тока нулевой последовательности, проходящего в месте установки защиты, при неодновременном включении фаз выключателя .

Данная проверка не производится, если первая ступень защиты имеет выдержку времени больше 0,3 с .

Выдержка времени ТЗНП шунтирующего реактора со стороны линейных вводов выбирается по условию отстройки от времени срабатывания первой ступени токовой защиты от замыканий на землю линии или АТ, с которой производится согласование 4 = 4 л / ат+ЛА (2.16) где - время срабатывания первой ступени защиты от замыканий на землю линии или АТ, с которой производится согласование;

At = 0,3 с - выдержка времени, учитывающая время действия выключателя линии (время от подачи сигнала на отключение до разрыва тока КЗ), время возврата защиты, результирующую погрешность органа выдержки времени защиты линии, с которой производится согласование, результирующую погрешность органа выдержки времени рассматриваемой защиты и время запаса .

Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

2.4.1.2 Расчет параметров срабатывания второй ступени ТЗНП, включенной со стороны выводов к нейтрали Первичный ток срабатывания второй ступени ТЗНП шунтирующего реактора выбирается исходя из условия согласования со второй (третьей) ступенью токовой защиты от замыканий на землю линии или АТ (2-17) где К0 С= 1,1 - коэффициент отстройки;

Т ^ток,шР = Ашр / Ал/ат - максимальный коэффициент токораспределения, который определяется при однофазном или двухфазном КЗ на землю в конце зоны действия второй (третьей) ступени защиты от замыканий на землю линии или АТ, с которой производится согласование, в режиме, обеспечивающем наибольшее значение данного коэффициента;

/ошР- первичный ток нулевой последовательности, протекающий в месте установки ТЗНП шунтирующего реактора в расчетном режиме;

Л /ат - ток нулевой последовательности, протекающий в месте )Л установки защиты от замыканий на землю линии или АТ;

1™ „ - ток срабатывания второй (третьей) ступени защиты от замыканий на землю линии или АТ .

Вторая ступень ТЗНП должна быть выведена в неполнофазном режиме работы шунтирующего реактора (если предусмотрена длительная работа шунтирующего реактора в неполнофазном режиме) .

–  –  –

2.4.2 Расчет параметров срабатывания ТНЗНП При выполнении токовой защиты нулевой последовательности шунтирующего ректора направленной должны быть предусмотрены две ступени, установленные в нулевой провод встроенных в линейный ввод ТТ, при этом обе ступени выполняются направленными в сторону защищаемого шунтирующего реактора, а орган направления мощности должен быть блокирующим .

Вторая ступень не используется, если предусматривается длительная работа шунтирующего реактора в неполнофазном режиме .

–  –  –

Выдержка времени первой ступени ТНЗНП должна быть принята равной нулю для обеспечения необходимого быстродействия защиты .

2.4.2.2 Расчет параметров срабатывания второй ступени ТНЗНП Вторая ступень ТНЗНП ШР выводится из работы, если предусматривается длительный неполнофазный режим работы ШР .

Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

Первичный ток срабатывания второй ступени ТНЗНП рассчитывается исходя из условия отстройки от тока небаланса нулевой последовательности в защите в нормальном режиме работы шунтирующего реактора по выражению (2.22) где К0 С= 1, 2 - коэффициент отстройки;

Т / 0нб - первичный ток небаланса нулевой последовательности в нормальном режиме работы шунтирующего реактора с учетом возможного отклонения индуктивного сопротивления ШР на ± 5 % .

Ток небаланса может быть рассчитан по выражению:

1о*=1'о*+Го*+1:*, (2.23) где / онб = ^пер'^одн'^'Аюм - составляющая тока небаланса, обусловленная наличием погрешностей ТТ защиты в номинальном режиме работы шунтирующего реактора;

Кпер = 1,0- коэффициент, учитывающий увеличение погрешностей ТТ в переходном режиме;

К0№0,5 - коэффициент однотипности ТТ, учитывающий различие токов, протекающих через них, их разнотипность и нагруженность;

е - относительное значение полной погрешности ТТ, соответствующее номинальному режиму шунтирующего реактора; может быть принять равным 0,03 для ТТ, имеющих класс точности ЮР, и 0,01 для ТТ, имеющих класс точности 5Р;

/ ном - номинальный ток защищаемого шунтирующего реактора;

Г онб = 0,05/ном - составляющая тока небаланса, обусловленная погрешностью всех модулей устройства, отвечающих за измерение в цепях тока защиты в номинальном режиме работы шунтирующего реактора;

I" онб = 0,05/ном - составляющая тока небаланса, обусловленная отличием индуктивности шунтирующего реактора по фазам .

Выдержка времени второй ступени ТНЗНП должна быть отстроена от токов кратковременного неполнофазного режима, возникающего при неодновременном включении фаз ШР, и может быть принята равной 0,05 с .

2.5 Контроль изоляции вводов шунтирующего реактора Функция контроля изоляции маслонаполненных вводов предназначена для защиты от пробоя высоковольтных линейных вводов защищаемого шунтирующего реактора .

КИВ реагирует на токи, протекающие под воздействием рабочего напряжения через изоляцию вводов трех фаз, и включает сигнальный и отключающий органы .

При срабатывании сигнального органа с выдержкой времени обеспечивается сигнализация КИВ. Отключающий орган является более грубым. При его срабатывании с выдержкой времени производится отключение выключателя ШР .

Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

Срабатывание сигнального органа указывает на прогрессирующее повреждение изоляции высоковольтного ввода. Срабатывание сигнального органа должно происходить при увеличении тока на (5^-7)% номинального емкостного тока ввода / Нм к,ввода, т.е. ток срабатывания сигнального элемента О,ем должен определяться по выражению С,си™= (0,05^0,07 ) / „ ввода. (2.24) Выдержка времени сигнального элемента определяется из условия отстройки от максимальной выдержки времени резервных защит элементов сети высшего напряжения, примыкающей к автотрансформатору .

Рекомендуется принимать равной 9 с .

Отключающий элемент должен вводиться в работу только после срабатывания реле времени сигнального элемента. Ток срабатывания отключающего элемента определяется по выражению AI oiK 5/ в. (2.25) Выдержка времени отключающего элемента определяется из условия отстройки от быстродействующих защит. Рекомендуется принимать равной 1,5 с .

Для исключения ложных срабатываний при повреждениях в цепях соединения согласующего трансформатора и вводов (330 -ь 500) кВ отключающий элемент должен иметь дополнительную блокировку .

Срабатывание блокирующего органа должно происходить при резком изменении тока в первичной обмотке согласующего трансформатора от нуля до (0,6 - 0,7)/ном,ем вводак,

2.6 Устройство резервирования при отказе выключателя Устройство резервирования при отказе выключателя (УРОВ) обеспечивает отключение выключателей смежных присоединений в случае отказа срабатывания выключателя со стороны линейных вводов шунтирующего реактора или выключателя линии, на которой установлен рассматриваемый ШР, если у данного шунтирующего реактора отсутствует выключатель .

Для обеспечения быстрого возврата схемы УРОВ, если выключатель нормально отключился при действии защит, предусмотрен максимальный ИО тока. Выдержка времени УРОВ предназначена для фиксации отказа выключателя, т.е. если в течение данного времени условия пуска УРОВ сохраняются, то происходит действие на отключение всех выключателей, через которые продолжается питание повреждения .

–  –  –

Величина выдержки времени УРОВ при действии «на себя» должна приниматься равной нулю .

Величина выдержки времени УРОВ должна выбираться по условию отстройки от времени отключения исправного выключателя в соответствии с выражением:

(2-27) С з ~ Дров «на себя» Дткл.в Дозв,УРОВ Догр.тайм AU где ?УРов «на себя» - время действия УРОВ «на себя» (время подачи команды на отключение при действии УРОВ «на себя» составляет 10 мс);

^откл.в - максимально возможное время отключения выключателя .

Данная величина должна учитывать время срабатывания промежуточного реле или контактора, если действие на электромагнит отключения выключателя производится только через него;

/ ю,уров = Ю мс - максимальное время возврата ИО тока УРОВ;

зв W p.тайм = 5 мс - результирующая погрешность органа выдержки времени;

At = 0,06 с - время запаса .

2.7 Пример расчета параметров срабатывания защиты шунтирующего реактора на базе RET 521 2.7.1 Исходные данные В настоящем примере показан расчет параметров срабатывания устройства RET 521 при его использовании для защиты шунтирующего реактора типа ЗхРОМБСМ-60000/500 с параметрами, представленными в таблице 2.3. Исходная схема защищаемого шунтирующего реактора ШР и прилегающей сети приведена на рисунке 2.3. Схема соответствует конфигурации, описанной в п.Ж.1 Приложения Ж .

–  –  –

В примере рассмотрены следующие вопросы:

- проверка обеспечения цифрового выравнивания токов плеч защищаемого ШР;

- проверка обеспечения требований к ТТ в схемах дифференциальной токовой защиты;

- параметрирование данных об аналоговых входах и о защищаемом ШР;

- выбор параметров срабатывания дифференциальной токовой защиты .

Результаты расчета и выбора параметров защитных функций сведены в таблицу 2.8 .

–  –  –

2.7.3 Проверка обеспечения требований к трансформаторам тока в схемах дифференциальной токовой защиты Проверка обеспечения требований к трансформаторам тока в схемах дифференциальной токовой защиты выполняется в соответствии с п.Г.1 Приложения Г .

Для проверки соответствия требованиям используемых ТТ сторон ЛВ и НВ необходимо получить К'пр - приведенную предельную кратность первичного тока, при которой полная погрешность е в установившемся режиме при заданной нагрузке не превышает 10 % .

В связи с отсутствием кривых предельной кратности значение предельной кратности рассчитывается по известным параметрам нагрузки ТТ и сопротивлениям вторичной обмотки .

Тогда для стороны ЛВ значение предельной кратности равно:

к„ + 16 Д р б М ^ н г,н о м к Д 6м 2 +

–  –  –

2.7.4 Параметрирование данных об аналоговых входах и о защищаемом шунтирующем реакторе Параметрирование данных об аналоговых входах и о защищаемом объекте выполняется в соответствии с п.Б.1 Приложения Б .

Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

2.7.4Л Параметрирование данных об аналоговых входах В данном примере имеются только токовые входы. Для каждого аналогового токового входа устройства задаются параметры Input СТ Тар (номинальный ток входа устройства защиты), СТ prim (номинальный первичный ток ТТ), СТ sec (номинальный вторичный ток ТТ) и СТ star point (сторона заземления группы защитных ТТ). Параметр СТ star point для всех сторон принимается равным «From Object», т.к. ТТ заземлены вне защищаемой зоны (см.рисунок 2.3) .

Для аналоговых входов трех фаз, к которым подключены ТТ со стороны ЛВ, параметры задаются одинаково в соответствии с таблицей 2.5, а для аналоговых входов со сторон НВ1 и НВ2 - в соответствии с таблицей 2.6 .

–  –  –

Выбор опорной стороны осуществляется защитой автоматически. В качестве опорной выбирается сторона с наибольшей номинальной мощностью, т.е. в данном примере опорной (базисной) является сторона ЛВ, а номинальный ток опорной стороны принимается равным 198 А .

Люм.опор -^ном,ЛН 2.7.5 Расчет и выбор параметров срабатывания продольной дифференциальной токовой защиты Расчет и выбор параметров срабатывания дифференциальной токовой защиты устройства RET 521 выполняется в соответствии с п.2.2.1 .

2.7.5.1 Активизация функции DIFP Параметр Активизация принимается равным «Вкл» для активизации функции дифференциальной защиты .

–  –  –

= V f 0 •0,1 + 0^ + 2 •0,03j - ф,03^ = 0,31;

К'пер - коэффициент, учитывающий переходный процесс. Принимается равным К пер = 3,0, т.к. со стороны НВ значение приведенной предельной кратности К'щ 90 (см.п.2.7.3);

тт*= 0,10 - полная относительная погрешность трансформаторов тока в установившемся режиме;

с,\ пт* - полная относительная погрешность промежуточных трансформаторов тока. Принимается равной Птт* = 0, т.к. ПТТ не используются;

А р* = 0,03 - относительная погрешность выравнивания токов плеч в ^вы соответствии с п.2.7.2;

Л рм асч* = 1,0 —относительный расчетный тормозной ток .

х,Р Полученное значение параметра срабатывания 37,2 % больше минимального рекомендуемого значения 20 %. Параметр срабатывания Idmin принимается равным 38 % .

2.7.5.3 Номер тормозной характеристики CharactNo Номер тормозной характеристики CharactNo без расчета принимаем равным 1 .

–  –  –

Idmin/100% 3 8 %/100 % Полученный коэффициент чувствительности Кч = 2,6 больше минимального допустимого значения 2,0, т.е. требуемая чувствительность при выбранных параметрах тормозной характеристики обеспечивается .

При КЗ на выводах ЛВ относительные дифференциальные и тормозные токи превышают значение 1,25, что соответствует работе защиты на наклонных участках. В соответствии с п.Д.2 Приложения Д проверка чувствительности в этом случае не требуется .

2.7.5.5 Ток срабатывания дифференциальной отсечки Idunre Дифференциальная отсечка является грубым органом без торможения, реагирующим на первую гармонику дифференциального тока. Для шунтирующего реактора параметр срабатывания дифференциальной отсечки Idunre без расчета принимается равным 200 % .

2.7.5.6 Алгоритм блокировки дифференциальной защиты по второй гармонике StabByOption Параметр StabByOption, определяющий алгоритм блокировки защиты по второй гармонике, принимается равным «Всегда» .

2.1.5.1 Параметр срабатывания блокировки дифференциальной защиты по второй гармонике 12Я1 ratio Блокировка дифференциальной защиты по второй гармонике реагирует на соотношение амплитуд второй и первой гармонических составляющих дифференциального тока. Параметр срабатывания блокировки I2/Ilratio принимается равным 40 % .

2.7.5.8 Параметр срабатывания блокировки дифференциальной защиты по пятой гармонике 15Я1гайо Блокировка дифференциальной защиты по пятой гармонике реагирует на соотношение амплитуд пятой и первой гармоник дифференциального тока .

Параметр срабатывания блокировки 15/11 ratio принимается равным 40 % .

2.7.5.9 Активизация функции вычитания токов нулевой последовательности ZSCSub Параметр ZSCSub, предназначенный для включения или отключения автоматического вычитания токов нулевой последовательности, принимается равным «Выкл» .

–  –  –

= д/С,5 •0,5 •0,05 + 0 j; + 2 •0,03 А ф,03^ = 0,07, К'пер - коэффициент, учитывающий переходный процесс. Принимается равным К'П = 3,0, т.к. значение приведенной предельной кратности для ТТ вр одной из сторон составляет К'пр 90 (см.п.2.7.3);

К0 Н= 0,5 - коэффициент однотипности;

Д Т = 0,05 - полная относительная погрешность трансформаторов тока, Т* к которым подключается защита;

П - полная тт* относительная погрешность промежуточных трансформаторов тока. Принимается равной щт*= 0, т.к. ПТТ не используются;

А/выр* = 0,03 - относительная погрешность выравнивания токов плеч в соответствии с п.2.7.2;

/ расч*= 0,5 - максимальный относительный ток включения;

AI* -разность токов в параллельных ветвях нейтрали. Предварительно принимаем равным максимальному значению 0,024, которое в дальнейшем должно быть уточнено в процессе эксплуатации .

Для работы поперечной дифференциальной токовой защиты на базе функции ТОС используется высокая ступень (High). Уставка по току срабатывания задается с помощью параметра IsetHigh в процентах. С учетом округления до целых и с учетом минимального возможного значения (10 %) принимается равным 10 %. Значения параметров функции ТОС задаются в соответствии с таблицей 2.8. Параметры функции ТОС, которые принимаются равными значениям по умолчанию, в таблице не приведены .

–  –  –

2.7.8 Расчет и выбор параметров срабатывания ТЗНП Ниже представлен пример расчета ненаправленной ТЗНП. Необходимо иметь в виду, что в рассматриваемом примере использование токовой защиты нулевой последовательности обычно не предусматривается .

–  –  –

Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

где КОС= 1,2 - коэффициент отстройки;

Т 3/онеп,шР = 207,8 А - максимальное значение утроенного тока нулевой последовательности в неполнофазном режиме работы защищаемого шунтирующего реактора .

Условия отстройки от тока нулевой последовательности в неполнофазном режиме требуют расчета неполнофазного режима на линии и здесь не приводятся .

Уставка по току срабатывания первой ступени принимается равной наибольшему значению из полученных по двум условиям, т.е. 249,4 А .

Выдержка времени первой ступени выбирается по условию отстройки от времени срабатывания первой ступени токовой защиты линии от замыканий на землю, с которой производится согласование t\3=1 з + At =1,5 + 0,3 = 1,8 (с ), 1л где t] 3л= 1,5 с - время срабатывания первой ступени защиты линии от замыканий на землю, с которой производится согласование;

At = 0,3 с - выдержка времени, учитывающая время действия выключателя линии (время от подачи сигнала на отключение до разрыва тока КЗ), время возврата защиты, результирующую погрешность органа выдержки времени защиты линии, с которой производится согласование, результирующую погрешность органа выдержки времени рассматриваемой защиты и время запаса .

Первая ступень ТЗНП выполняется на базе функции TEF, при этом используется высокая (High) ступень функции. В таблице 2.8 приведены параметры, которыми задается функция. Остальные параметры, не перечисленные в таблице, принимаются равными значениям по умолчанию .

Параметр MJserDef принимается равным номинальному току защищаемого шунтирующего реактора со стороны ЛВ, т.е. 198 А .

Уставка по току срабатывания задается с помощью параметра IsetHigh .

Для этого полученное значение тока срабатывания необходимо перевести в проценты от номинального тока реактора:

/‘ 249,4 .

-100% = 126% .

/' *Расчет и выбор параметров срабатывания второй ступени ТЗНП Первичный ток срабатывания ПО второй ступени ТЗНП, подключенной к ТТ со стороны НВ, рассчитывается по условию согласования со второй ступенью токовой защиты линии от замыканий на землю:

/ “ ^ отс^ т к ш/оЦл =1,1-0,50-2100=1155(A ), о р где КОС= 1,1 - коэффициент отстройки;

Т ^ток,ш = /огм / / (,л = 231 / 465 = 0,50 - максимальный р р коэффициент токораспределения, который определяется при однофазном КЗ на землю в конце зоны действия второй ступени защиты линии от замыканий на землю, с Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

которой производится согласование, в режиме, обеспечивающем наибольшее значение данного коэффициента;

/ошР= 231 А - первичный ток нулевой последовательности, протекающий в месте установки ТЗНП шунтирующего реактора в расчетном режиме;

/ол = 465 А - ток нулевой последовательности, протекающий в месте установки защиты линии от замыканий на землю;

/,"с.,л = 2100 А - ток срабатывания второй ступени защиты линии от замыканий на землю .

Вторая ступень ТЗНП должна быть выведена в неполнофазном режиме работы шунтирующего реактора (если предусмотрена длительная работа шунтирующего реактора в неполнофазном режиме) .

Выдержка времени второй ступени ТЗНП ШР со стороны нейтральных вводов выбирается исходя из следующих условий:

- отстройки от времени срабатывания второй ступени защиты линии от замыканий на землю по выражению =С + А/ = 2,0 + 0,3 = 2,3 (с ), где /," л = 2,0 с - время срабатывания второй ступени защиты линии от замыканий на землю;

A t = 0,3 с - выдержка времени, учитывающая время действия выключателя линии (время от подачи сигнала на отключение до разрыва тока КЗ), время возврата защиты, результирующую погрешность органа выдержки времени защиты линии, с которой производится согласование, результирующую погрешность органа выдержки времени рассматриваемой защиты и время запаса;

- отстройки от времени выполнения ОАПВ на линии, с которым производится согласование = to + At = 1,0 + 0,3 = 1,3 (с), sm (2.28) где ^оап = 1,0 с - время выполнения ОАПВ линии, с которым производится в согласование;

A t = 0,3 с - время запаса .

Значение выдержки времени принимается равным наибольшему из полученных значений, т.е. 2,3 с .

Вторая ступень ТЗНП, также как и первая, выполняется на базе функции TEF, при этом также используется высокая (High) ступень функции .

В таблице 2.8 приведены параметры, которыми задается функция. Остальные параметры, не перечисленные в таблице, принимаются равными значениям по умолчанию .

Параметр IrUserDef принимается равным номинальному току защищаемого шунтирующего реактора со стороны ЛВ, т.е. 198 А .

Уставка по току срабатывания задается с помощью параметра IsetHigh .

Для этого полученное значение тока срабатывания необходимо перевести в проценты от номинального тока реактора:

Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

–  –  –

2.7.9 Перечень выбранных параметров защитных функций Выбранные параметры функции дифференциальной защиты устройства сведены в таблицу 2.8 .

–  –  –

3 Защита шин В соответствии с [5] в качестве защиты сборных шин электростанций и подстанций 35 кВ и выше следует предусматривать дифференциальную токовую защиту без выдержки времени, охватывающую все элементы, которые присоединены к системе или секции шин. Защита должна быть отстроена от переходных и установившихся токов небаланса .

В данном документе будут рассмотрены защиты шин на базе устройств RED 521 и REB 670 производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы» .

3.1 Краткое описание микропроцессорных устройств защиты производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы», используемых для шин 3.1.1 Устройство защиты шин RED 521 Устройство защиты RED 521 может применяться для защиты шин 6кВ, имеющих до 6 присоединений в каждой зоне защиты при трехфазном исполнении и до 18 присоединений - при однофазном. В последнем случае для выполнения схемы дифференциальной защиты требуется три устройства RED 521 - по одному на каждую фазу .

Устройство обладает высокой надежностью аппаратного обеспечения и широкими возможностями конфигурирования.

Помимо защитных, устройство выполняет ряд сервисных функций:

- регистратор событий;

- самодиагностика устройства (повышение надежности функционирования);

- связь с системой мониторинга и сбора данных/управления на подстанции .

Трансформаторы тока всех присоединений, к которым подключается защита, должны быть соединенными в звезду с нулевым проводом (Yo) .

Особенности RED 521 таковы, что алгоритмы защиты выполняют все вычисления в первичных величинах, поэтому для правильной работы устройства необходимо задавать параметры ТТ .

Методика расчета параметров срабатывания защитных функций устройства RED 521, приведенная в данном разделе, соответствует техническому справочному руководству [11] и рекомендациям по расчету параметров срабатывания производителя [10] .

Расчеты рекомендуется выполнять в следующем порядке:

- проверка обеспечения цифрового выравнивания токов плеч защиты в соответствии с п.В.2 Приложения В;

- проверка обеспечения выполнения требований к ТТ в схемах дифференциальной токовой защиты в соответствии с п.Г.З Приложения Г;

Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

- параметрирование данных об аналоговых входах устройства и о защищаемом объекте в соответствии с п.Б.З Приложения Б;

- непосредственный расчет параметров срабатывания используемых функций устройства в соответствии с методикой, изложенной в данном разделе ниже .

В таблице А.З Приложения А приведен список параметров срабатывания, подлежащих заданию в устройстве защиты, для всех описанных защитных функций .

3.1.2 Устройство защиты шин REB 670 Устройство защиты RET 670 может применяться для защиты распределительных устройств различного вида: с одной системой сборных шин, с двумя системами сборных шин (в том числе секционированных и секционированных с применением обходного устройства), в схемах кольцевого типа и др .

В зависимости от требований устройство REB 670 поставляется в следующих исполнениях:

- трехфазное, с возможностью подключения до 8 трехфазных входов от трансформаторов тока;

- однофазное, с возможностью подключения до 24 однофазных входов от трансформаторов тока .

При однофазном исполнении на выполнение схемы дифференциальной защиты требуется три устройства REB 670 - по одному на каждую фазу .

Трансформаторы тока всех присоединений, к которым подключается защита, должны быть соединенными в звезду с нулевым проводом (Yo) .

Особенности REB 670 таковы, что алгоритмы защиты выполняют все вычисления в первичных величинах, поэтому для правильной работы устройства необходимо задавать параметры ТТ .

Методика расчета параметров срабатывания защитных функций устройства REB 670, приведенная в данном разделе, соответствует техническому справочному руководству [16] и рекомендациям по расчету параметров срабатывания производителя [9] .

Расчеты рекомендуется выполнять в следующем порядке:

- проверка обеспечения цифрового выравнивания токов плеч защиты в соответствии с и.В.2 Приложения В;

- проверка обеспечения выполнения требований к ТТ в схемах дифференциальной токовой защиты в соответствии с п.Г.З Приложения Г;

- параметрирование данных об аналоговых входах устройства и о защищаемом объекте в соответствии с п.Б.4 Приложения Б;

- непосредственный расчет параметров срабатывания используемых функций устройства в соответствии с методикой, изложенной в данном разделе ниже .

–  –  –

3.2 Дифференциальная токовая защита шин Дифференциальная защита шин является защитой с абсолютной селективностью и предназначена для отключения всех видов замыканий внутри защищаемой зоны .

3.2.1 Расчет и выбор параметров срабатывания дифференциальной токовой защиты устройства RED 521 В устройстве RED 521 реализована дифференциальная токовая защита с торможением. Расчеты величин для дифференциальной защиты выполняются отдельно для каждой фазы в первичных величинах .

Для обеспечения надежной работы рекомендуется проверить обеспечение цифрового выравнивания токов плеч защиты в соответствии с Приложением В .

В Приложении Г приведены требования к трансформаторам тока в схемах дифференциальной защиты с устройством RET 521. Необходимо отметить, что приведенная ниже методика выбора параметров срабатывания функции дифференциальной защиты подразумевает, что приведенные требования полностью удовлетворены. В противном случае необходимо проконсультироваться со специалистами ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы» и принять соответствующие меры (например, увеличить сечения кабеля, затрубить защиту) .

В качестве положительного направления токов в устройстве RED 521 принято направление в защищаемую зону (в сторону шин) .

Мгновенный дифференциальный ток рассчитывается как сумма мгновенных значений токов всех присоединений:

*диф = h + * + ••• + inМгновенныевходной и выходной токи рассчитываются как максимальный и минимальный из суммы положительных мгновенных значений токов и модуля суммы отрицательных мгновенных значений токов:

iB = max(SP,SN), (3.2) X iB lx = min(SP,SN), b (3.3) где SP - сумма положительных мгновенных значений токов, т.е. токов, направленных в сторону защищаемых шин;

SN - сумма отрицательных мгновенных значений токов, т.е. токов, направленных от защищаемых шин .

Тормозная характеристика срабатывания дифференциальной защиты RED 521 представлена на рисунке 3.1 .

–  –  –

где А/дИ - приращение дифференциального тока на границе срабатывания;

ф А/торм - приращение тормозного тока на границе срабатывания .

3.2.1 Л Начальный дифференциальный ток срабатывания Diff Орет Level (DOL) Начальный дифференциальный ток срабатывания Diff Oper Level (DOL) рассчитывается и задается в первичных величинах .

Критерием выбора начального дифференциального тока срабатывания Diff Oper Level (DOL) является обеспечение несрабатывания в случае подключения присоединения, во вторичных токовых цепях которого имеется разрыв. Это может быть обеспечено только выбором тормозной Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

характеристики срабатывания дифференциальной защиты. Чем больше присоединений подключено к зоне защиты, тем больше торможение и тем больший дифференциальный ток (вызванный подключением присоединения, во вторичных токовых цепях которого имеется разрыв) необходим для срабатывания защиты. При повышенном дифференциальном токе с выдержкой времени срабатывает блокировка медленного органа обнаружения разрыва цепей ТТ .

Таким образом, параметр срабатывания должен быть отстроен от максимального дифференциального тока, который может возникнуть при обрыве цепей тока, по выражению:

D iff Oper Level = K(yicIpa6,макс? (3.5) где К0 С- коэффициент отстройки. Значение Ко с зависит от наиболее Т т вероятного числа присоединений, которые реально находятся в работе, и выбирается в соответствии с таблицей 3.1, что позволяет обеспечить несрабатывание дифференциальной защиты в случае подключения присоединения, во вторичных токовых цепях которого имеется разрыв;

/раб,макс - наибольший из максимальных рабочих токов присоединений .

–  –  –

3.2.1.2 Контроль исправности вторичных цепей ТТ Функция контроля исправности вторичных цепей ТТ использует среднеквадратичные значения дифференциального / диф, входного / вх и выходного / вы токов. Алгоритм выявляет факт обрыва, но не распознает, в х какой именно цепи это произошло. Однако контроль исправности вторичных

–  –  –

3.2.1.2.1 Алгоритм быстродействующего обнаружения разрыва Алгоритм реагирует на размыкание вторичной цепи какого-либо ТТ в нормальном нагрузочном режиме. При этом используются следующие условия:

- значения входного / вх и / вы х были примерно равны (дифференциальный ток не превышал параметра срабатывания Open СТ Level

- OCTL) в течение времени не менее 5 с до размыкания цепи;

- значение входного тока / вх после разрыва сохраняется неизменными;

- значение выходного тока / вы уменьшается (изменение / В Х должно х ы быть больше параметра срабатывания Open СТ Level - обнаружение разрыва вторичной цепи одного из ТТ);

- значение дифференциального тока /диф становится больше параметра срабатывания Open СТ Level (OCTL);

- значение суммы выходного и дифференциального токов равно значению входного тока предыдущего цикла измерений: / вы + /диф = / вх .

х При выполнении указанных условий блокируется отключение от дифференциальной защиты в рассматриваемой фазе и выдается сигнал о разрыве цепей ТТ .

Необходимо иметь в виду, что при разрыве вторичных цепей присоединения с наибольшим током произойдет срабатывание дифференциальной защиты, однако сигнал на отключение не пройдет вследствие того, что параметр срабатывания Open СТ Level (OCTL) принимается значительно ниже параметра срабатывания Diff Oper Level (DOL). Поэтому параметр срабатывания Diff Oper Level (DOL) может приниматься меньше наибольшего из максимальных рабочих токов присоединений .

Алгоритм быстродействующего обнаружения не может выявить ситуацию, когда к шинам подключается присоединение с разрывом во вторичной цепи. Это связано с тем, что в такой ситуации будет наблюдаться изменение входного тока / вх .

3.2.1.2.2 Алгоритм медленного обнаружения разрыва во вторичной цепи ТТ Алгоритм медленного обнаружения функционирует с выдержкой времени 20 с. Данный алгоритм выдает сигнал при выполнении следующих условий:

- ток нагрузки не меняется значительно в течение последних 5 с;

- значение входного тока больше выходного: 0,9 / вх / вых;

При выполнении указанных условий в течение 20 с появляется сигнал о разрыве вторичной цепи и блокируется выход отключения дифференциальной защиты. Функционирование алгоритма медленного обнаружения разрыва Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

является актуальным при подключении присоединения с разрывом во вторичной цепи. Поскольку выявление указанного повреждения происходит с выдержкой времени 20 с, то необходимо рассмотреть условия, при которых в указанном случае не произойдет срабатывание дифференциальной защиты .

Как показали анализ алгоритма медленного обнаружения и результаты испытаний устройства RED 521, надежное несрабатывание дифференциальной защиты обеспечивается при выполнении хотя бы одного из условий:

/набр* Diff Oper Level, (3.7)

–  –  –

3.2.2 Расчет и выбор параметров срабатывания дифференциальной защиты устройства REB 670 В устройстве REB 670 реализована дифференциальная токовая защита с торможением, включающая пусковой орган и два измерительных. Расчеты величин для дифференциальной защиты выполняются отдельно для каждой фазы в первичных величинах .

Для обеспечения надежной работы рекомендуется проверить обеспечение цифрового выравнивания токов плеч защиты в соответствии с Приложением В .

В Приложении Г приведены требования к трансформаторам тока в схемах дифференциальной защиты с устройством REB 670. Необходимо отметить, что приведенная ниже методика выбора параметров срабатывания функции дифференциальной защиты подразумевает, что приведенные требования полностью удовлетворены. В противном случае необходимо проконсультироваться со специалистами ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы» и принять соответствующие меры (например, увеличить сечения кабеля, загрубить защиту) .

Включение/исключение измерений токов ТТ присоединений, используемых для расчета дифференциальных токов в пусковом (ПО) и избирательных органах (ПО), настраивается заданием соответствующих параметров и на основе внешних сигналов положения разъединителей/выключателей первичного оборудования (последнее для схем с возможностью перефиксации присоединений). Включение измерения любого из ТТ присоединений (за исключением ШСВ и СВ) к двум зонам одновременно рассматривается как режим нарушенной фиксации (неконтролируемый переток из одной зоны в другую). В этом режиме измерения от всех ТТ присоединений (за исключением ШСВ и СВ, настраивается параметрами алгоритма выбора зон защиты), подключенных к REB 670, автоматически настраиваются и включаются в каждый ПО. Иными словами, оба ПО переводятся из статуса ПО в статус ПО с неселективным отключением. Перевод дифференциальной защиты REB 670 в режим нарушенной фиксации возможен также принудительно - подачей внешнего дискретного сигнала (например, от ключа оперативного управления на время выполнения перефиксации присоединений, когда существует вероятность

–  –  –

где А/дИ - приращение дифференциального тока на границе срабатывания;

ф Д/хорм - приращение тормозного тока на границе срабатывания .

3.2.2Л Расчет и выбор параметров избирательного органа Каждый избирательный орган включает

- дифференциальную защиту с торможением;

- чувствительный дифференциальный орган;

- орган контроля исправности токовых цепей;

- орган контроля дифференциального и входного токов .

Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

В защите предусмотрено два избирательных органа с одинаковым набором параметров, поэтому расчет и выбор параметров срабатывания по приведенной ниже методике необходимо производить для обоих избирательных органов .

Тормозная характеристика срабатывания избирательного органа дифференциальной защиты REB 670 представлена на рисунке 3.2 .

Рисунок 3.2 - Тормозная характеристика избирательного органа функции дифференциальной защиты устройства REB 670 Тормозная характеристика дифференциальной защиты с торможением состоит из двух участков:

- горизонтального (Участок 1), на котором срабатывание определяется параметром срабатывания по начальному дифференциальному току Diff Oper Level;

- наклонного (Участок 2), имеющего фиксированный наклон Наклон 2 с коэффициентом торможения КТ = 0,53 .

орм Тормозная характеристика срабатывания чувствительного органа состоит из двух участков:

- на участке до входного тока SensInBlock чувствительный орган срабатывает при превышении дифференциальным током параметра срабатывания SensOperLev;

- при входном токе, большем параметра срабатывания SensInBlock, происходит блокирование чувствительного органа .

–  –  –

3.2.2.1.2 Начальный дифференциальный ток срабатывания DiffOperLev Начальный дифференциальный ток срабатывания DiffOperLev тормозной характеристики (3.2) рассчитывается и задается в первичных величинах .

Параметр срабатывания DiffOperLev должен быть отстроен от максимальных токов небаланса, которые могут возникнуть при обрыве цепей тока, по выражению:

DiffOperLev К 0 й макс?

Т 1раб, (3.17) где К 0 С- коэффициент отстройки. Значение К0 С зависит от наиболее Т Т вероятного числа присоединений, которые реально находятся в работе, и выбирается в соответствии с таблицей 3.2, что позволяет обеспечить несрабатывание дифференциальной защиты в случае подключения присоединения, во вторичных токовых цепях которого имеется разрыв;

7раб,макс - наибольший из максимальных рабочих токов присоединений, подключенных к рассматриваемой зоне защиты .

–  –  –

3.2.2.1.3 Режим работы выхода отключения избирательного органа DiffTripOut Параметр DiffTripOut определяет режим работы выхода отключения избирательного органа дифференциальной защиты и может быть установлен равным одному из значений:

Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

«SelfReset» - без подхвата, т.е. выходной отключающий сигнал избирательного органа сбрасывается по истечении заданного времени tTripHold;

«Latched» - с подхватом, т.е. выходной отключающий сигнал выполняется с самоподхватом. При этом самоподхват осуществляется с помощью ручной команды сбросаУквитирования по внешнему входу функционального блока избирательного органа. Эта команда сброса может подаваться вручную как со встроенного переднего ИЧМ, так и по каналам связи .

3.2.2.1.4 Длительность импульса выходного отключающего сигнала избирательного органа tTripHold Выдержка времени tTripHold определяет длительность импульса выходного отключающего сигнала избирательного органа в режиме его работы с самоподхватом (параметр DiffTripOut установлен в положение «SelfReset»). Если выход отключения избирательного органа работает в режиме с подхватом (параметр DiffTripOut установлен в положение «Latched»), то выдержка времени tTripHold не оказывает влияния на работу функции дифференциальной защиты .

Величина tTripHold определяется схемой управления выключателями присоединений. Значение выдержки времени рекомендуется принимать равным 0,200 с .

3.2.2.1.5 Параметры чувствительного дифференциального органа (SensDiffOper, SensOperLev, SensInBlock) Чувствительный орган дифференциальной защиты предусмотрен для надежного отключения внутренних повреждений при опробовании шин в случае, если не обеспечивается достаточная чувствительность избирательных органов .

Параметр SensDiffOper определяет режим работы чувствительного органа дифференциальной защиты и может быть установлен равным одному из значений:

«Off» - чувствительный орган отключен;

«Оп» - чувствительный орган вводится в работу по внешнему дискретному сигналу (например, от ключа управления или по сигналу от логики АПВ шин) .

Характеристика срабатывания чувствительного органа представлена на рисунке 3.2. На участке до входного тока SensInBlock чувствительный орган срабатывает при превышении дифференциальным током параметра срабатывания SensOperLev. При входном токе, большем параметра срабатывания SensInBlock, происходит блокирование чувствительного органа .

–  –  –

Чувствительный орган дифференциальной защиты шин должен вводиться в работу на определенное время, связанное с процедурой опробования. Вместе с тем (с учетом возможных ошибок персонала) целесообразно блокировать чувствительный орган при определенном тормозном токе .

Параметр срабатывания блокировки чувствительного органа по уровню входного тока в устройстве обозначается SensInBlock и задается в первичных величинах .

Параметр срабатывания SensInBlock рассчитывается по выражению:

SensInBlock = 1,9ifOC T-DiffOperLev, (3.20) где ^ото = 1, 3 - коэффициент отстройки;

DiffOperLev - параметр срабатывания минимального дифференциального тока срабатывания .

Выдержка времени на срабатывание чувствительного органа в устройстве обозначается tSensDiff и задается в секундах. Величина tSensDiff может быть выбрана в зависимости от конкретных требований .

3.2.2.1.6 Параметры органа контроля исправности токовых цепей (SlowOCTOper, FastOCTOper, OCTOperLev, tSlowOCT, OCTReleaseLev) Параметр SlowOCTOper определяет режим работы медленнодействующей блокировки дифференциальной защиты при обнаружении неисправности вторичных цепей ТТ и может быть установлен равным одному из значений:

«Off» - медленнодействующая блокировка отключена;

«Block» - медленнодействующая блокировка включена;

«Supervise» - медленнодействующая блокировка действует на сигнал (SOCT), а также блокирует защиту, если дифференциальный ток не превышает параметра срабатывания OCTReleaseLev .

Параметр SlowOCTOper необходимо устанавливать равным значению «Block» (блокирование дифференциальной защиты в случае срабатывания) .

Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

Параметр FastOCTOper определяет режим работы быстродействующей блокировки дифференциальной защиты при обнаружении неисправности вторичных цепей ТТ и может быть установлен равным одному из значений:

«Off» - быстродействующая блокировка отключена;

«Block» - быстродействующая блокировка включена;

«Supervise» - быстродействующая блокировка действует на сигнал (FOCT), а также блокирует защиту, если дифференциальный ток не превышает параметра срабатывания OCTReleaseLev .

Параметр FastOCTOper необходимо устанавливать равным значению «Block» (блокирование дифференциальной защиты в случае срабатывания) .

Параметр срабатывания алгоритма обнаружения неисправности цепей ТТ по дифференциальному току в устройстве обозначается OCTOperLev и задается в первичных величинах .

Параметр срабатывания OCTOperLev выбирается таким образом, чтобы обеспечить обнаружение разрыва токовых цепей между ТТ и устройством

REB 670 присоединения с наименьшим рабочим током по двум условиям:

OCTOperLev (0,1 - 0,2)DiffOperLev, (3.21) где DiffOperLev - начальный дифференциальный ток срабатывания, рассчитываемый в соответствии с п.3.2.2.1.2;

OCTOperLev 0,05/||О.п.||срв, М (3.22) где / Н,тт,перв - максимальный из первичных номинальных токов ТТ ом присоединений .

Параметр срабатывания принимается равным наибольшему их двух полученных значений .

–  –  –

Выдержка времени на подачу сигнала о срабатывании медленнодействующей блокировки дифференциальной защиты при обнаружении неисправности в цепях ТТ в устройстве обозначается tSlowOCT и задается в секундах. Величина tSlowOCT может быть принята равной 10 с, если отсутствуют какие-либо требования .

Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

Уровень дифференциального тока для режима работы «Supervise»

органа контроля исправности цепей ТТ в устройстве задается с помощью параметра срабатывания OCTReleaseLev в первичных величинах. При превышении дифференциальным током параметра срабатывания OCTReleaseLev разрешается работа рассматриваемого избирательного органа дифференциальной защиты .

3.2.2.1.7 Параметры органа контроля дифференциального и входного токов (IdAlarmLev, tldAlarm, IinAlarmLev) Для каждой зоны защиты предусмотрен контроль повышенного дифференциального тока и повышенного входного тока через зону защиты .

Если дифференциальный ток в течение времени tldAlarm превышает уровень, заданный параметром срабатывания IdAlarmLev, то активизируется соответствующий выход сигнализации, то активизируется соответствующий выход сигнализации .

Полные погрешности защитных ТТ при небольших токах нагрузки не нормируются, поэтому рассчитать значение тока / ДИф в нормальных нагрузочных режимах не предоставляется возможным. Однако можно использовать экспериментальные данные. С этой целью следует зафиксировать значение тока / Д фИ,нагР при рабочих токах нагрузки с помощью дисплея (ИЧМ). Параметр срабатывания IdAlarmLev рекомендуется выбирать в диапазоне OCTOperLev IdAlarmLev 2/Д ф агр, И,Н (3.25) где OCTOperLev - уровень дифференциального тока срабатывания органа контроля исправности токовых цепей;

^диф - дифференциальное значение тока в нормальном нагрузочном,нагР режиме .

Выдержку времени на срабатывание выходного сигнала органа контроля повышенного уровня дифференциального тока рекомендуется принять равной 30 с, если отсутствуют иные требования .

Если уровень входного тока превысит уровень, заданный параметром IinAlarmLev, то активизируется (без выдержки времени) другой вход сигнализации .

Орган контроля повышенного уровня входного тока может быть использован для выявления режима внешнего КЗ. Параметр срабатывания IinAlarmLev может быть выбран исходя из условия IinAlarmLev ^ 0,9/кзминвнещ, (3.26) где / К ин,внеш- минимальный ток внешнего КЗ рядом с зоной защиты .

з,м 3.2.2.2 Расчет и выбор параметров пускового органа Пусковой орган необходим для защиты первичных схем, в которых предусмотрен перевод присоединений из одной зоны защиты в другую, когда существует вероятность ошибочного определения защитой включения Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

присоединений к одной из двух зон защиты по различным причинам (например, из-за неисправностей вторичных токовых цепей или блокконтактов выключателей или разъединителей) .

Тормозная характеристика срабатывания пускового органа дифференциальной защиты REB 670 представлена на рисунке 3.3 .

Рисунок 3.3 - Тормозная характеристика пускового органа функции дифференциальной защиты устройства REB 670

Тормозная характеристика состоит из двух участков:

- горизонтального (Участок 1), на котором срабатывание определяется параметром срабатывания по начальному дифференциальному току Oper Level;

- наклонного (Участок 2), имеющего наклон «Наклон» с коэффициентом торможения Slope .

3.2.2.2.1 Активизация работы пускового органа CheckZoneSup Параметр CheckZoneSup предназначен для активизации работы пускового органа защиты и может быть установлен равным одному из значений:

«Off» - пусковой орган не используется;

«Оп» - пусковой орган введен в работу .

Для защиты шин с возможностью «перефиксации» присоединений рекомендуется параметр CheckZoneSup устанавливать равным значению «Оп», а для защиты шин с фиксированным подключением присоединений значению «Off» .

–  –  –

3.2.2.2.3 Коэффициент торможения тормозной характеристики пускового органа Slope Коэффициент торможения Slope определяет наклон тормозной характеристики срабатывания и задается в относительных единицах .

Параметр Slope обеспечивать более высокую чувствительность по сравнению с чувствительностью избирательных органов, поэтому значение параметра рекомендуется принимать равным Slope = 0,45 .

3.3 Пример расчета параметров срабатывания защиты шин 110 кВ на базе RED 521

–  –  –

К1 Г5~5~Ъ К2 Й ТТ4 ТТ5 ТТ6

–  –  –

В примере рассмотрены следующие вопросы:

- параметрирование данных об аналоговых входах;

- проверка обеспечения цифрового выравнивания токов присоединений;

- выбор параметров срабатывания дифференциальной токовой защиты .

Результаты расчета и выбора параметров защитных функций сведены в таблицу 3.6 .

–  –  –

где /|10М „ = 5 А - номинальный тока входа п устройства, который Т принимаются равным номинальному вторичному току ТТ .

Условия для всех сторон выполняются, т.е. цифровое выравнивание амплитуд (модулей) токов присоединений обеспечивается .

–  –  –

Полученное значение проверим по условию (Г.3.1):

К пр = 49,3 0,5/ кз,макс* = 0,5-29 = 14,5, Аз,макс* Аз,максуном,тт,перв 11600/400 29 ОТНОСИТеЛЬНЫ И ГДе максимальный ток КЗ;

Аз,макс= 11600 А - максимальный возможный ток КЗ через ТТ;

Аом,тт,пеР = 400 А - номинальных токов ТТ, через который протекает ток в Аз,максУсловие для ТТ, находящегося в наихудших условиях, выполняется, значит, ТТ всех присоединений удовлетворяют требованиям производителя .

3.3.4 Параметрирование данных об аналоговых входах Параметрирование данных об аналоговых входах и о защищаемом объекте выполняется в соответствии с п.Б.З Приложения Б .

Для аналоговых токовых входов трех фаз, к которым подключены ТТ линий (присоединения 1, 2, 4, 5), параметры задаются одинаково в соответствии с таблицей 3.4, а для аналоговых входов присоединений с трансформатором (присоединения 3 и 6) - в соответствии с таблицей 3.5 .

–  –  –

Список литературы

1. А.М.Дмитренко. Об использовании предельной кратности трансформаторов тока при проектировании и анализе дифференциальных защит трансформаторов. // «Электрические станции», №3,2003 .

2. ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия .

3. Е.П.Королев, Э.М.Либерзон. Расчеты допустимых нагрузок в токовых цепях релейной защиты. - М.: Энергия, 1980. - 208 с .

4. «Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ», СО 153-34.20.122-2006 .

5. Правила устройства электроустановок, 7-ое издание .

6. Приказ Российского открытого акционерного общества энергетики и электрификации «ЕЭС России» № 57 от 11.02.2008 «Об организации взаимодействия ДЗО ОАО РАО «ЕЭС России» при создании или модернизации систем технологического управления в ЕЭС России, выполняемых в ходе нового строительства, технического перевооружения, реконструкции объектов электроэнергетики» .

7. Рекомендации по применению и выбору уставок функции дифференциальной защиты трансформаторов устройства RET 521. Редакция от 28.11.2008. Разработал: Дмитренко А.М. Проверил: Арсентьев А.П .

Утвердил: Нудельман Г.С. ООО «АББ Автоматизация», Россия .

8. Рекомендации по применению и выбору уставок функции дифференциальной защиты трансформаторов устройства RET 670 .

Методическое пособие. АББЧ.620031.002. Редакция от 26.11.2008. Разработал:

Дмитренко А.М. Проверил: Арсентьев А.П. Утвердил: Калачев Ю.Н. ООО «АББ Автоматизация», Россия .

9. Рекомендации по применению и выбору уставок функции дифференциальной защиты шин устройства REB 670. Методическое пособие .

АББЧ.650031.003. Редакция от 20.01.2009. Разработал: Арсентьев А.П .

Проверил: Дмитренко А.М. Утвердил: Григорьев С.А., Калачев Ю.Н. ООО «АББ Автоматизация», Россия .

10. Рекомендации по применению и выбору уставок функции дифференциальной защиты широкого применения терминала RED 521 версии 1.0. 1-я редакция от 10.06.2003. Разработал: Дмитренко А.М. Утвердил:

Нудельман Г.С. ООО «АББ Автоматизация», Россия .

11. Руководство пользователя RED 521*1.0. Цифровой терминал дифференциальной защиты. 1MRK 505 031-UEN. Апрель 2001. Версия 1.0 .

ООО «АББ Автоматизация», Россия .

12. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 12. Токовая защита нулевой последовательности от замыканий на землю линий 110кВ. Расчеты. - М.: Энергия, 1980, - 88 с., ил .

Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

13. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 13Б. Релейная защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110-500 кВ:

Расчеты. - М.: Энергоатомиздат, 1985, - 96 с., ил .

14. Техническое справочное руководство RET 521*2.3. Терминал защиты трансформатора. Июнь 2007. ООО «АББ Автоматизация», Россия .

15. Техническое справочное руководство. Интеллектуальное электронное устройство дифференциальной защиты трансформатора RET 670*1.0. 1MRK 504 048-UEN. Июнь 2006. ООО «АББ Автоматизация», Россия .

16. Техническое справочное руководство. Интеллектуальное электронное устройство дифференциальной защиты шин REB 670. 1MRK 505 167-UEN. Июнь 2006. ООО «АББ Автоматизация», Россия .

–  –  –

Приложение Б Параметрирование данных об аналоговых входах и о защищаемом объекте Б.1 Устройство RET 521 В устройстве RET 521 все расчеты производятся в первичных величинах, поэтому в устройство защиты необходимо ввести данные об аналоговых входах (номинальные токи входов устройства, параметры высоковольтных трансформаторов тока и трансформаторов напряжения) и о защищаемом объекте (мощность, напряжения всех сторон защищаемого объекта, номинальные токи) .

Эти данные обычно рассчитываются и выбираются на этапе проектирования и могут быть заданы с помощью встроенного ИЧМ или SMS .

Необходимо ответственно относиться к параметрированию данных об аналоговых входах и о защищаемом объекте, т.к. эта информация оказывает влияние на работу защитных функций устройства. Так, например, номинальные показания напряжения требуются, даже если не предусмотрено использование функций напряжения; функция дифференциальной защиты использует эти величины для расчета коэффициентов цифрового выравнивания амплитуд (модулей) токов плеч дифференциальной защиты .

Б. 1.1 Параметрирование данных об аналоговых входах Устройство может иметь максимум два аналоговых модуля AIM1 и AIM2, каждый их которых имеет 10 каналов аналоговых входов. Обозначения каналов задаются с помощью графического инструмента конфигурации САР 531 путем конфигурирования функциональных блоков AIM1 и AIM2. Данные подключаемых трансформаторов тока и трансформаторов напряжения могут быть заданы с помощью встроенного ИЧМ или SMS. Для каждого канала отдельно должны быть заданы параметры, приведенные в таблице Б. 1.1 для токовых входов и в таблице Б. 1.2 для напряженческих. Оба модуля могут иметь три различных исполнения .

–  –  –

При задании параметров ТТ необходимо учитывать, что если используется ТТ с завышенным первичным номинальным током, то коэффициент трансформации ТТ следует представить в уменьшенном виде .

Например, если для защиты силового трансформатора с номинальным током 150 А используется трансформатор тока с коэффициентом трансформации 1000/5, то номинальные первичный и вторичный токи ТТ для рассматриваемого канала необходимо задать равными, соответственно, СТ prim = 200 А и СТ sec = 1 А .

Трансформаторы тока, к которым подключается устройство защиты, со всех сторон должны быть соединены по схеме «звезда» .

Параметр, определяющий сторону заземления трансформаторов тока, СТ star point принимается равным «То Object», если рассматриваемый ТТ заземлен внутри защищаемой зоны, и «From Object», если рассматриваемый ТТ заземлен вне защищаемой зоны .

Б. 1.2 Параметрирование данных о двухобмоточном трансформаторе Если защищаемым объектом является двухобмоточный трансформатор, должны быть заданы следующие параметры, перечисленные в таблице Б. 1.3 .

–  –  –

Векторная группа двухобмоточного трансформатора VectorGroup 2W выбирается из предложенных вариантов. При этом в обозначении первая буква (Y или D) соответствует схеме соединения обмотки стороны ВН («звезда» или «треугольник»), вторая буква (у или d) - схеме соединения обмотки стороны НН («звезда» или «треугольник»), а цифры - номер группы соединения .

Номинальная мощность Sr и номинальные напряжения сторон U rl и Ur2 задаются в соответствии с каталожными данными защищаемого трансформатора .

Номинальные токи обмоток I r l и 1г2 могут быть рассчитаны по выражению (Б.1.1) V3UrN где N - номер обмотки, для которой ведется расчет (N = 1 - для стороны ВН, N = 2 - для стороны НН) .

Б. 1.3 Параметрирование данных о трехобмоточном трансформаторе Если защищаемым объектом является трехобмоточный трансформатор, то должны быть заданы параметры, перечисленные в таблице Б. 1.4 .

–  –  –

Векторная группа трехобмоточного трансформатора VectorGroup 3W выбирается из предложенных вариантов. При этом в обозначении первая буква (Y или D) соответствует схеме соединения обмотки стороны ВН («звезда» или «треугольник»), вторая буква (у или d) - схеме соединения обмотки стороны СН («звезда» или «треугольник»), затем идут цифры - номер группы соединения обмоток ВН-СН, далее буква (у или d), соответствующая схеме соединения обмотки стороны НН («звезда» или «треугольник»), и последняя цифра - номер группы соединения ВН-НН .

Номинальные мощности S ri, Sr2 и Sr3 и номинальные напряжения сторон U rl, Ur2 и Ur3 задаются в соответствии с каталожными данными защищаемого трансформатора .

Необходимо иметь в виду, что выбор опорной стороны осуществляется защитой автоматически: принимается сторона с наибольшей номинальной Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

мощностью обмотки, а при равных мощностях сторон - сторона ВН (сторона, для которой наименования параметров, задаваемых в устройстве защиты, имеют индекс «1»), Однако для гарантированного приведения измеренных токов к требуемой стороне трансформатора с равными номинальными мощностями обмоток необходимо задавать мощность этой обмотки больше номинальных мощностей остальных обмоток на минимальное значение 0,1 MBA .

Номинальные токи обмоток I r l, Ir2 и 1гЗ могут быть рассчитаны по выражению IrN = (Б. 1.2) V3UrN где N - номер обмотки, для которой ведется расчет (N = 1 - для стороны ВН, N = 2 - для стороны СН, N = 3 - для стороны НН) .

Б. 1.4 Параметрирование данных о двухобмоточном трансформаторе с расщепленными обмотками НН Для трансформатора с расщепленными обмотками низшего напряжения параметры задаются так же, как для трехобмоточного трансформатора, в соответствии с таблицей Б. 1.6. При этом первичная обмотка соответствует стороне ВН, а обмотки НН1 и НН2 - соответственно сторонам СН и НН .

Б. 1.5 Параметрирование данных автотрансформатора Для автотрансформатора параметры задаются так же, как для трехобмоточного трансформатора, в соответствии с таблицей Б. 1.6 и техническими данными защищаемого автотрансформатора .

Б. 1.6 Параметрирование данных о шунтирующем реакторе Для шунтирующего реактора параметры задаются так же, как для двухобмоточного трансформатора, в соответствии с таблицей Б. 1.3. При этом стороне ВН соответствует сторона с линейными вводами, а стороне НН - с нейтральными вводами. Параметр VectorGroup 2W выбирается исходя из рекомендации для шунтирующего реактора задавать одинаковую схему соединения для обеих сторон: параметр может быть принят равным YyOO или DdOO. Необходимо иметь в виду, что в первом случае (YyOO) вычитание токов нулевой последовательности будет выполняться всегда, не зависимо от параметра ZSCSub. Во втором случае (DdOO) работа функции вычитания токов нулевой последовательности определяется параметром ZSCSub, что позволяет отключить функцию вычитания токов нулевой последовательности .

При подключении защиты к трансформаторам тока, встроенным в параллельные ветви обмотки ШР со стороны НВ параметры защищаемого объекта задаются так же, как для трехобмоточного трансформатора, в соответствии с таблицей Б. 1.6. При этом параметр VectorGroup 3W должен приниматься равным YyOOyOO или DdOOdOO. Также необходимо учитывать, Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

что выбор группы соединения может повлиять на работу функции вычитания токов нулевой последовательности .

Б Л.7 Параметрирование данных об устройстве РПН В устройстве RET 521 может быть предусмотрен учет положения РПН силового трансформатора (автотрансформатора). При этом положение устройства РПН должно быть заведено в терминал с помощью двоичнозакодированного сигнала (в модуль дискретных входов) или мА сигнала (в модуль входных мА сигналов) .

При этом устройстве защиты RET 521 должны быть заданы параметры, перечисленные в таблице Б. 1.5 .

С помощью параметров NoOfTaps и RatedTap задается суммарное количество отпаек устройства РПН и номер отпайки, соответствующий нулевому (начальному) положению РПН .

С помощью параметров MinTapVoltage и МахТарVoltage задаются напряжения, соответствующие первой и последней отпайкам РПН .

Если положение устройства РПН не заведено в терминал, то все представленные в таблице Б. 1.5 параметры рекомендуется принять равными минимальным значениям из диапазона, т.е. NoOfTaps = 1, RatedTap = 1, MinTapVoltage = 0,1 и MaxTapVoltage = 0,1 .

–  –  –

При задании параметров ТТ необходимо учитывать, что если используется ТТ с завышенным первичным номинальным током, то коэффициент трансформации ТТ, если это возможно, следует представить в уменьшенном виде для обеспечения более точного выравнивания. Например, если для защиты силового трансформатора с номинальным током 150 А используется трансформатор тока с коэффициентом трансформации 1000/5, то номинальные первичный и вторичный токи ТТ для рассматриваемого канала необходимо задать равными, соответственно, СТ prim = 200 А и СТ sec = 1 А .

Трансформаторы тока, к которым подключается устройство защиты, со всех сторон должны быть соединены по схеме «звезда» .

Параметр, определяющий сторону заземления трансформаторов тока, CTStarPoint принимается равным «То Object», если рассматриваемый ТТ заземлен внутри защищаемой зоны, и «From Object», если рассматриваемый ТТ заземлен вне защищаемой зоны .

Б.2.2 Параметрирование данных о двухобмоточном трансформаторе При параметрировании данных о двухобмоточном трансформаторе должны быть заданы следующие параметры, перечисленные в таблице Б.2.3 .

–  –  –

В обозначениях параметров защищаемого трансформатора индекс «W1» соответствует стороне ВН, «W2» - стороне НН .

Номинальные напряжения сторон RatedVoltageWl и RatedVoltageW2 задаются в соответствии с каталожными данными защищаемого трансформатора .

Номинальные токи обмоток RatedCurrentWl и RatedCurrentW2 могут быть рассчитаны по выражению RatedCurrentWN = - = -----------------------, (Б.2.1) v3RatedVoltageWN где N - номер обмотки, для которой ведется расчет (N = 1 - для стороны ВН, N = 2 - для стороны НН);

Sh mn - номинальная o^ мощность соответствующей обмотки трансформатора .

Схемы соединения обмоток трансформатора (звезда или треугольник) для сторон ВН и НН задаются с помощью параметров ConnectTypeWl и ConnectTypeW2 соответственно. Группа соединения, определяющая угол Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

сдвига векторов напряжения двух обмоток, задается с помощью параметра

ClockNumberW2. Например, для трансформатора с группой соединения Y/Dзначения параметров должны быть следующими:

ConnectTypeW l - «Wye (Y)»;

ConnectTypeW2 - «Delta (D)»;

ClockNumberW2 - «11» .

С помощью параметров ZSC urrSubtrW l и ZSCurrSubtrW 2 задается режим вычитания токов нулевой последовательности для сторон ВН и НН соответственно.

Выбор значения каждого параметра зависит от ряда факторов:

а) возможности (или невозможности) появления токов нулевой последовательности с соответствующей стороны дифференциальной защиты .

Следует иметь в виду, что, если группа соединения обмоток защищаемого трансформатора (параметр ClockNumberW2) равна 1, 3, 5, 7, 9 и 11, то соответствующий параметр ZSCurrSubtrW N должен приниматься равным «Оп»;

б) возможности (или невозможности) трансформации токов нулевой последовательности в схеме защищаемого трансформатора;

в) наличия (или отсутствия) в зоне дифференциальной защиты со стороны НН схем, создающих в нормальном режиме или режиме однофазного замыкания на землю токи нулевой последовательности, превышающие значение параметра срабатывания по начальному дифференциальному току IdMin .

С помощью параметров TconfigForW l и TconfigForW2 задается, есть ли с соответствующей стороны два входа ТТ (например, если для рассматриваемой стороны схема подключения защищаемого трансформатора с двумя выключателями). Если для какой-либо из сторон параметр TconfigForWN устанавливается равным значению «Yes», то для этой стороны необходимо также задать первичные номинальные токи первого и второго высоковольтных ТТ - параметры CTIRatingW N и CT2RatingWN соответственно. В противном случае, если параметр TconfigForWN установлен равным значению «No», то параметры CTIRatingW N и CT2RatingWN влияния на работу защиты не оказывают и могут быть приняты равными значениям по умолчанию .

Б.2.3 Параметрирование данных о трехобмоточном трансформаторе При параметрировании данных о трехобмоточном трансформаторе должны быть заданы следующие параметры, перечисленные в таблице Б.2.4 .

–  –  –

В обозначениях параметров защищаемого трансформатора индекс «W1» соответствует стороне ВН, «W2» - стороне СН, a «W3» - стороне НН .

Номинальные напряжения сторон RatedVoltageWl, RatedVoltageW2 и RatedVoltageWl задаются в соответствии с каталожными данными защищаемого трансформатора .

Номинальные токи обмоток RatedCurrentWl, RatedCurrentW2 и RatedCurrentW3 могут быть рассчитаны по выражению RatedCurrentWN = — / = ----- ^'H * ---------, 0N M (Б.2.2) V3RatedVoltageWN где N - номер обмотки, для которой ведется расчет (N = 1 - для стороны ВН, N = 2 - для стороны СН, N = 3 - для стороны НН);

Sho n- номинальная мощность соответствующей обмотки m трансформатора .

Схемы соединения обмоток трансформатора (звезда или треугольник) для сторон ВН, СН и НН задаются с помощью параметров ConnectTypeWl, ConnectTypeW2 и ConnectTypeW3 соответственно. Группа соединения, определяющая угол сдвига векторов напряжения двух обмоток, задается с помощью параметров ClockNumberW2 (для обмоток СН и ВН) и ClockNumberW3 (для обмоток НН и ВН).

Например, для трансформатора с группой соединения Y/D/D-11-11 значения параметров должны быть следующими:

ConnectTypeWl - «Wye (Y)»;

ConnectTypeW2 - «Delta (D)»;

ConnectTypeW3 - «Delta (D)»;

ClockNumberW2 - «11»;

ClockNumberW3 - «11» .

С помощью параметров ZSCurrSubtrWl, ZSCurrSubtrW2 и ZSCurrSubtrW3 задается режим вычитания токов нулевой последовательности для сторон ВН, СН и НН соответственно.

Выбор значения каждого параметра зависит от ряда факторов:

а) возможности (или невозможности) появления токов нулевой последовательности с соответствующей стороны дифференциальной защиты .

Следует иметь в виду, что, если группа соединения для обмотки СН (параметр Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

ClockNumberW2) и/или НН (параметр ClockNumberW3) равна 1, 3, 5, 7, 9 и 11, то соответствующий параметр ZSCurrSubtrWN должен приниматься равным «Оп»;

б) возможности (или невозможности) трансформации токов нулевой последовательности в схеме защищаемого трансформатора;

в) наличия (или отсутствия) в зоне дифференциальной защиты со стороны ПН схем, создающих в нормальном режиме или режиме однофазного замыкания на землю токи нулевой последовательности, превышающие значение параметра срабатывания по начальному дифференциальному току срабатывания IdMin .

С помощью параметров TconfigForWl, TconfigForW2 и TconfigForW3 задается, есть ли с соответствующей стороны два входа ТТ (например, если для рассматриваемой стороны схема подключения защищаемого трансформатора с двумя выключателями). Если для какой-либо из сторон параметр TconfigForWN устанавливается равным значению «Yes», то для этой стороны необходимо также задать первичные номинальные токи первого и второго высоковольтных ТТ - параметры CTIRatingWN и CT2RatingWN соответственно. В противном случае, если параметр TconfigForWN установлен равным значению «No», то параметры CTIRatingWN и CT2RatingWN влияния на работу защиты не оказывают и могут быть приняты равными значениям по умолчанию .

Б.2.4 Параметрирование данных о двухобмоточном трансформаторе с расщепленными обмотками НН Для трансформатора с расщепленными обмотками низшего напряжения параметры задаются так же, как для трехобмоточного трансформатора, в соответствии с таблицей Б.2.4. При этом первичная обмотка соответствует стороне ВН (параметры с индексом «W1»), а обмотки НН1 и НН2 - соответственно сторонам СН (параметры с индексом «W2») и НН (параметры с индексом «W3») .

Б.2.5 Параметрирование данных автотрансформатора Для автотрансформатора параметры задаются так же, как для трехобмоточного трансформатора, в соответствии с таблицей Б.2.4 и с техническими данными защищаемого автотрансформатора .

Б.2.6 Параметрирование данных о шунтирующем реакторе Для шунтирующего реактора параметры задаются так же, как для двухобмоточного трансформатора, в соответствии с таблицей Б.2.3. При этом стороне ВН соответствует сторона с линейными вводами (параметры с индексом «W1»), а стороне НН - с нейтральными вводами (параметры с индексом «W2»). При этом параметры схемы и группы соединения обмоток рекомендуется задавать соответствующими группе Y/Y-0, т.е .

ConnectTypeWl - «Wye (Y)»;

ConnectTypeW2 - «Wye (Y)»;

Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

ClockNumberW2 - «О» .

Вычитание токов нулевой последовательности производить не нужно, т.е. параметры ZSCurrSubtrWl и ZSCurrSubtrW2 необходимо установить равным значению «Off» .

При подключении защиты к трансформаторам тока, встроенным в параллельные ветви обмотки ШР со стороны НВ параметры защищаемого объекта задаются так же, как для трехобмоточного трансформатора, в соответствии с таблицей Б.2.4. При этом стороне ВН соответствует сторона с линейными вводами (параметры с индексом «W1»), а сторонам СН и НН стороны с нейтральными вводами (параметры с индексами «W2» и «W3») .

При этом параметры схемы и группы соединения обмоток рекомендуется задавать соответствующими группе Y/Y/Y-0-0, т.е .

ConnectTypeWl - «Wye (Y)»;

ConnectTypeW2 - «Wye (Y)»;

ConnectTypeW3 - «Wye (Y)»;

ClockNumberW2 - «0»;

ClockNumberW3 - «0» .

Вычитание токов нулевой последовательности производить не нужно, т.е. параметры ZSCurrSubtrWl, ZSCurrSubtrW2 и ZSCurrSubtrW2 необходимо установить равным значению «Off» .

Б.2.7 Параметрирование данных об устройстве РПН В устройстве RET 670 может быть предусмотрен учет положения до двух устройств РПН силового трансформатора (автотрансформатора). Для этого информация о положении РПН должна быть заведена (входы TAPOLTC1 и TAPOLTC1 функционального блока дифференциальной защиты в графическом редакторе конфигурирования САР531 программы РСМ600) в RET670 с помощью двоично-кодированного сигнала от РПН или мА сигнала от преобразователя положения РПН (через модуль мА входов) .

При этом устройстве защиты RET 670 должны быть заданы параметры, перечисленные в таблице Б.2.5 .

Для ввода в работу устройства РПНп, где п - номер рассматриваемого устройства РПН (1 или 2), необходимо параметр LocationOLTCn задать равным соответствующим той обмотке силового трансформатора (автотрансформатора), на которой рассматриваемое устройство РПНп физически расположено. Если устройство РПНп не используется, то параметр LocationOLTCn необходимо принять равным «NotETsed» .

С помощью параметров LowTapPosOLTCn, RatedTapOLTCn и HighTapPsOLTCn задаются номера минимальной, номинальной (соответствующей номинальному коэффициенту трансформации) и максимальной отпаек соответственно .

Наибольшее напряжение холостого хода при крайнем положении переключателя РПНп задается с помощью параметра TapHighVoltTCn .

Изменение напряжения при переключении на соседнюю ступень Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

регулирования в процентах от номинального напряжения обмотки задается с помощью параметра StepSizeOLTCn .

–  –  –

Номинальный первичный ток задается независимо от вторичного номинального тока этого ТТ. Например, для двух ТТ с коэффициентами трансформации 1000/1 и 1000/5 параметр СТ prim имеет одно и то же значение: 1000 А .

Значение параметра СТ prim задается отрицательным, если необходимо изменить направление тока (полярность) ТТ для дифференциальной функции .

Например, это может потребоваться, если два комплекта ТТ имеют различные местоположения точки звезды по отношению к защищаемой шине .

Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

Для неиспользуемых входов трансформаторов тока рекомендуется параметр СТ prim устанавливать равным ОА .

Для высоковольтных ТТ с номинальным вторичным током, равным 2 А, рекомендуется подключать вторичные цепи на вход 1 А и задавать номинальный первичный ток равным половине его истинного значения .

Например, трансформатор тока с коэффициентом трансформации 1000/2 может рассматриваться как ТТ с коэффициентом трансформации 500/1, т.е. в этом случае значение параметра СТ prim должно приниматься равным 5 А .

Трансформаторы тока, к которым подключается устройство защиты, на всех присоединениях должны быть соединены по схеме «звезда» .

Б.4 Устройство REB 670 Алгоритмы защиты в REB 670 производят все расчеты в первичных величинах. Для обеспечения правильной работы необходимо ввести данные об аналоговых входах устройства .

Устройство REB 670 может комплектоваться одним (трехфазное исполнение на 4 присоединения и однофазное исполнение на 12 присоединений) или двумя модулями (трехфазное исполнение на 8 присоединений и однофазное исполнение на 24 присоединения) входных токов. Каждый модуль может иметь только одно исполнение по номинальному току устройства (1 А или 5 А) для всех 12 токовых входов, которое указывается при заказе REB 670 .

Для каждого аналогового входа необходимо задавать параметры, приведенные в таблице Б.4.1 .

–  –  –

Параметр CTStarPoint может использоваться для того, чтобы программно изменить направление тока на противоположное в тех случаях, когда ТТ имеют различные местоположения общей точки звезды по отношению к защищаемой зоне .

Трансформаторы тока, к которым подключается устройство защиты, на всех присоединениях должны быть соединены по схеме «звезда» .

–  –  –

Приложение В Цифровое выравнивание (масштабирование) токов плеч защищаемого объекта В.1 Устройства RET 521 и RET 670 Цифровое выравнивание (масштабирование) амплитуд (модулей) токов плеч осуществляется функцией дифференциальной защиты на базе задаваемых параметров защищаемого объекта (трансформатора, автотрансформатора, шунтирующего реактора) и коэффициентов трансформации ТТ. В устройствах RET 521 и RET 670 предусмотрен десятикратный диапазон выравнивания, если номинальный вторичный ток меньше номинального тока входа терминала, и четырехкратный, если больше, и одинаковый для различных номинальных токов входа (1 А или 5 А) устройства .

В условиях Российской Федерации со стороны ВН или СН по ряду причин часто применяются ТТ с первичным номинальным током, намного превышающим номинальный ток защищаемого объекта, поэтому для всех плеч необходимо производить проверку по обеспечению цифрового выравнивания .

Для этого рассчитывают вторичный ток ТТ в номинальном режиме работы защищаемого объекта (В.1.1)

–  –  –

5 0,02 1 -5 0,02 0,5 - 1,0 1 1 0,03 0,125-0,5 1 0,05 0,1-0,125 Если вторичный номинальный ток / ном,вт,п получается меньше 0,1 А, то рекомендуется использовать дополнительные промежуточные трансформаторы или автотрансформаторы тока. Требования к промежуточным трансформаторам тока приведены в Приложении Г .

В общем виде ограничения по точности цифрового выравнивания со стороны НН трансформатора (автотрансформатора) такие же, как и для других сторон. Но в практическом плане известно, что со стороны НН первичный номинальный ток ТТ обычно превышает не более чем в два раза номинальный ток обмоток трансформатора (автотрансформатора). В таком случае ограничения диапазона цифрового масштабирования практически отсутствуют .

Для обеспечения правильной работы функции дифференциальной защиты приведенную проверку рекомендуется производить для всех сторон защищаемого объекта. Из полученных относительных погрешностей при рассмотрении всех сторон защищаемого объекта для расчета параметров срабатывания функции дифференциальной защиты используется максимальная .

Также необходимо следить за тем, чтобы токи, подаваемые на вход устройства как в нормальном, так и в аварийных режимах, не превосходили допустимых значений, указанных в техническом справочном руководстве к устройствам RET 521 [14] и RET 670 [15] .

Для шунтирующих реакторов также рекомендуется выбирать ТТ не пяти-, а одноамперными, а коэффициент трансформации рекомендуется принимать не менее 600/1 .

В.2 Устройства RED 521 и REB 670 Цифровое выравнивание (масштабирование) амплитуд (модулей) токов плеч осуществляется функцией дифференциальной защиты на базе задаваемых параметров аналоговых входов устройства и коэффициентов трансформации ТТ .

Проверка обеспечения цифрового выравнивания выполняется для каждого токового входа устройства .

Для этого рассчитывают вторичный ток присоединения в максимальном рабочем режиме:

Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

–  –  –

где - первичный номинальный ток ТТ со стороны п / Ном,тт,пеРв,п защищаемого объекта;

п - сторона защищаемого объекта, на которой установлен рассматриваемый трансформатор тока;

/ ном - первичный номинальный ток стороны п защищаемого объекта,п (трансформатора, автотрансформатора, шунтирующего реактора) .

Обоснование применения величины приведенной предельной кратности для проверки обеспечения требований к ТТ дано в [1] .

–  –  –

Значение параметра К 'пр может быть получено одним из следующих способов:

1. По кривым предельной кратности. Для этого по кривым предельной кратности [3] определяют предельную кратность Кпр по следующим известным параметрам:

- тип ТТ;

- класс обмотки;

- сопротивление нагрузки ТТ ZHr .

А затем рассчитывают значение приведенной предельной кратности по выражению (Г. 1.1) .

–  –  –

Схемы функционирования устройств RET 521 и RET 670 предполагают 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 К 'пр (при прочих равных условиях) .

Для обеспечения быстродействия чувствительного органа дифференциальной защиты в переходных режимах КЗ в защищаемой зоне следует принимать со стороны ВН К 'п 35 и К 'пр 30 для устройств RET 521 р и RET 670 соответственно. С учетом этого и выражения (Г. 1.2), при использовании со стороны ВН встроенных ТТ необходимо выбирать Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

максимальный первичный номинальный ток для данного типа ТТ. Для устройства RET 670 при использовании ТТ с вторичным номинальным током 1 А со стороны ВН и/или СН следует для соответствующей стороны принимать К'щ 45 .

–  –  –

^обм2 - сопротивление вторичной обмотки ТТ на постоянном токе;

Янг - сопротивление нагрузки, определяемое активным сопротивлением соединительных проводов между ТТ и устройством .

При расчетах нагрузок на ТТ защиты можно полагать, что входное сопротивление его токовых аналоговых цепей RED 521 и REB 670 пренебрежимо мало по сравнению с сопротивлением соединительных проводов между ТТ и устройством .

В сетях с глухозаземленной нейтралью в качестве расчетного должен приниматься максимальный ток однофазного КЗ. При этом расчетное сопротивление нагрузки ТТ равно сумме сопротивлений фазного и нулевого проводов .

В сетях с изолированной нейтралью в качестве расчетного должен приниматься режим трехфазного КЗ. При этом расчетное сопротивление нагрузки ТТ равно сопротивлению фазного провода .

–  –  –

где /Д ф И,расч* - относительный расчетный минимальный дифференциальный ток при КЗ на выводах защищаемого трансформатора (автотрансформатора) в режиме, когда тормозной ток / хорм 1,25;

* Диф,ср*- дифференциальный ток срабатывания, который определяется по тормозной характеристике для рассматриваемого расчетного режима .

Исходя из принципов формирования дифференциального и тормозного токов в устройстве RET 521 (выражения (1.1) и (1.2) соответственно) несложно установить, что при внутренних КЗ всегда выполняется условие ЛоРм*Диф* (заштрихованная область на рисунке Д.1). При этом наихудшими для чувствительности случаями будут режимы, в которых / торм*= Диф*, т.е .

когда подпитка внутреннего КЗ идет только с одной стороны .

Исходя из этих рассуждений, а также учитывая тот факт, что коэффициент торможения наклонных участков характеристики срабатывания составляет не более 0,5, несложно прийти к следующим выводам .

Чувствительность для наклонных участков характеристики будет всегда Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

обеспечиваться, если соотношение параметра срабатывания по начальному дифференциальному току и тока начала торможения не превышает 0,5, т.е., с учетом того, что в устройстве RET 521 начальный тормозной ток всегда равен 1,25, должно выполняться условие Idmin 62,5 %. (Д.З) В соответствии с таблицей А. 1 Приложения А максимальное возможное значение параметра Idmin равно 50 %, т.е. чувствительность защиты на наклонных участках тормозной характеристики будет обеспечиваться всегда и выполнять расчеты по выражению (Д.2) не требуется .

–  –  –

где /диф.расч* - относительный расчетный минимальный дифференциальный ток при КЗ на выводах защищаемого трансформатора (автотрансформатора) в режиме, когда тормозной ток / хорм EndSectionl;

* /диф.ср* - дифференциальный ток срабатывания, который определяется по тормозной характеристике для рассматриваемого расчетного режима .

Исходя из принципов формирования дифференциального и тормозного токов в устройстве RET 670 (выражения (1.10) и (1.11) соответственно) несложно установить, что при внутренних КЗ всегда выполняется условие Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

/торм*/диф* (заштрихованная область на рисунке Д.2). При этом наихудшими для чувствительности случаями будут режимы, в которых / хорм = /диф*, т.е .

* когда подпитка внутреннего КЗ идет только с одной стороны .

Исходя из этих рассуждений, а также учитывая тот факт, что коэффициент торможения наклонных участков характеристики срабатывания составляет не более 0,5, несложно прийти к следующим выводам .

Чувствительность для наклонных участков характеристики будет всегда обеспечиваться, если соотношение параметра срабатывания по начальному дифференциальному току и тока начала торможения не превышает 0,5, т.е .

должно выполняться условие

- IdMin 0,5. (Д.5) EndSectionl Если данное условие обеспечивается, то делается вывод о том, что чувствительность защиты на наклонных участках тормозной характеристики будет обеспечиваться всегда и выполнять расчеты по выражению (Д.4) не требуется .

Рисунок Д.2 - Область тормозной характеристики, соответствующая внутренним КЗ Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

Приложение Е Примеры подключения и использования функций устройств RET 521 и RET 670 для защиты трансформаторов (автотрансформаторов) Е.1 Пример подключения и использования функций устройств RET 521 и RET 670 для защиты двухобмоточного трансформатора Схема подключения устройства к трансформаторам тока и напряжения двухобмоточного трансформатора и набора функций представлена на рисунке Е.1 .

При этом в устройстве предусматривается работа следующих функций защит:

- дифференциальной токовой защиты, которая выполняется на базе функции DIFP в RET 521 и PDIF в RET 670;

- дифференциальной защиты нулевой последовательности, которая выполняется на базе функции REF в RET 521 и PREF в RET 670;

- МТЗ со стороны ВН, которая может быть выполнена на базе низкой ступени (Low) функции ТОС в RET 521 и РТОС в RET 670. При использовании пуска по напряжению к функции также подводятся дискретные сигналы о срабатывании функций пуска по минимальному напряжению и пуска по напряжению обратной последовательности со стороны НН;

- МТЗ со стороны НН, которая может быть выполнена на базе низкой ступени (Low) функции ТОС в RET 521 и РТОС в RET 670. При использовании пуска по напряжению к функции также подводятся дискретные сигналы о срабатывании функций пуска по минимальному напряжению и пуска по напряжению обратной последовательности со стороны НН;

- пуска по номинальному напряжению со стороны НН, который может быть выполнен на базе функции TUV в RET 521 и PGPF в RET 670;

- пуска по напряжению обратной последовательности со стороны НН, который может быть выполнен на базе функции GF в RET 521 и PGPF в RET 670;

- защиты от перегрузки со стороны ВН, которая может быть выполнена на базе высокой ступени (High) функции ТОС в RET 521 и РТОС в RET 670;

- УРОВ со стороны ВН, которое может быть выполнено на базе функции GF в RET 521 и RBRF в RET 670 .

–  –  –

Рисунок Е. 1 - Схема к примеру для двухобмоточного трансформатора Е.2 Пример подключения и использования функций устройств RET 521 и RET 670 для защиты двухобмоточного трансформатора с расщепленной обмоткой НН Схема подключения устройства к трансформаторам тока и напряжения двухобмоточного трансформатора с расщепленной обмоткой НН и набора функций представлена на рисунке Е.2 .

При этом в устройстве предусматривается работа следующих функций защит:

-дифференциальной токовой защиты, которая выполняется на базе функции DIFP в RET 521 и PDIF в RET 670;

дифференциальной защиты нулевой последовательности, которая выполняется на базе функции REF в RET 521 и PREF в RET 670;

МТЗ со стороны ВН, которая может быть выполнена на базе низкой ступени (Low) функции ТОС в RET 521 и РТОС в RET 670. При использовании пуска по напряжению к функции также подводятся дискретные сигналы о срабатывании функций пуска по минимальному напряжению и пуска по напряжению обратной последовательности сторон НН1 и НН2;

Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

-М Т З со стороны НН1 и со стороны НН2, которая может быть выполнена на базе низкой ступени (Low) функции ТОС в RET 521 и РТОС в RET 670. При использовании пуска по напряжению к функции также подводятся дискретные сигналы о срабатывании функций пуска по минимальному напряжению и пуска по напряжению обратной последовательности сторон НН1 для МТЗ НН1 и НН2 для МТЗ НН2;

- пуска по номинальному напряжению сторон НН1 и НН2, который может быть выполнен на базе функции TUV в RET 521 и PGPF в RET 670;

- пуска по напряжению обратной последовательности сторон НН1 и НН2, который может быть выполнен на базе функции GF в RET 521 и PGPF в RET 670;

- защиты от перегрузки со стороны ВН, которая может быть выполнена на базе высокой ступени (High) функции ТОС в RET 521 и РТОС в RET 670;

- УРОВ со стороны ВН, которое может быть выполнено на базе функции GF в RET 521 и RBRF в RET 670 .

–  –  –

Е.З Пример подключения и использования функций устройств RET 521 и RET 670 для защиты трехобмоточного трансформатора 110-220 кВ Схема подключения устройства к трансформаторам тока и напряжения трехобмоточного трансформатора 110-220 кВ и набора функций представлена на рисунке Е.З .

Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

При этом в устройстве предусматривается работа следующих функций защит:

- дифференциальной токовой защиты, которая выполняется на базе функции DIFP в RET 521 и PDIF в RET 670;

- дифференциальной защиты нулевой последовательности, которая выполняется на базе функции REF в RET 521 и PREF в RET 670;

- МТЗ со стороны ВН, которая может быть выполнена на базе низкой ступени (Low) функции ТОС в RET 521 и РТОС в RET 670. При использовании пуска по напряжению к функции также подводятся дискретные сигналы о срабатывании функций пуска по минимальному напряжению и пуска по напряжению обратной последовательности сторон СН и НН;

- МТЗ со стороны СН и со стороны НН, которая может быть выполнена на базе низкой ступени (Low) функции ТОС в RET 521 и РТОС в RET 670. При использовании пуска по напряжению к функции также подводятся дискретные сигналы о срабатывании функций пуска по минимальному напряжению и пуска по напряжению обратной последовательности сторон СН для МТЗ СН и НН для МТЗ НН;

- пуска по номинальному напряжению сторон СН и НН, который может быть выполнен на базе функции TUV в RET 521 и PGPF в RET 670;

- пуска по напряжению обратной последовательности сторон СН и НН, который может быть выполнен на базе функции GF в RET 521 и PGPF в RET 670;

- защиты от перегрузки со стороны ВН, которая может быть выполнена на базе высокой ступени (High) функции ТОС в RET 521 и РТОС в RET 670;

- ТЗНП со стороны ВН, которая может быть выполнена на базе функции TEF в RET 521 и PGPF в RET 670;

- УРОВ со стороны ВН, которое может быть выполнено на базе функции GF в RET 521 и RBRF в RET 670 .

–  –  –

Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

Е.4 Пример подключения и использования функций устройств RET 521 и RET 670 для защиты автотрансформатора 110-220 кВ Схема подключения устройства к трансформаторам тока и напряжения автотрансформатора 110-220 кВ и набора функций представлена на рисунке Е.4 .

При этом в устройстве предусматривается работа следующих функций защит:

- дифференциальной токовой защиты, которая выполняется на базе функции DIFP в RET 521 и PDIF в RET 670;

- дифференциальной защиты нулевой последовательности, которая выполняется на базе функции REF в RET 521 и PREF в RET 670;

- МТЗ со стороны НН, которая может быть выполнена на базе функции ТОС в RET 521 и РТОС в RET 670. При использовании пуска по напряжению к функции также подводятся дискретные сигналы о срабатывании функции пуска по минимальному напряжению со стороны НН;

- пуска по номинальному напряжению со стороны НН, который может быть выполнен на базе функции TUV в RET 521 и PGPF в RET 670;

- защиты от перегрузки со стороны ВН, которая может быть выполнена на базе функции ТОС в RET 521 и РТОС в RET 670;

- защиты от перегрузки в нейтрали АТ, которая может быть выполнена на базе функции ТОС в RET 521 и РТОС в RET 670;

- УРОВ сторон ВН, СН и НН, которое может быть выполнено на базе функции GF в RET 521 и RBRF в RET 670 .

–  –  –

Рисунок Е.4 - Схема к примеру для автотрансформатора 110-220 кВ Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

Приложение Ж Примеры подключения и использования функций устройств RET 521 и RET 670 для защиты шунтирующего реактора Ж.1 Типовое решение №1 Схема подключения устройства к трансформаторам тока и напряжения шунтирующего реактора и набора функций представлена на рисунке Ж. 1 .

Предусмотрено два комплекта основных и резервных защит реактора .

В соответствии со схемой для обоих комплектов предусматривается подключение к ТТ со стороны линейного ввода и к ТТ в параллельных ветвях нейтрального ввода, а для первого комплекта - также к ТТ для контроля изоляции вводов .

Первый комплект содержит:

- продольную дифференциальную токовую защиту, которая выполняется на базе функции DIFP для устройства RET 521 и PDIF для устройства RET 670;

- поперечную дифференциальную токовую защиту, которая может быть выполнена на базе функции ТОС для устройства RET 521 и РТОС для устройства RET 670. При этом вычитание токов параллельных ветвей производится арифметически внутри устройства;

- УРОВ, которое может быть выполнено на базе функции GF для устройства RET 521 h RBRF для устройства RET 670;

- КИВ, который может быть выполнен на базе функции TEF для устройства RET 521 nPGPF для устройства RET 670 .

Второй комплект имеет тот же функциональный состав, за исключением КИВ .

–  –  –

Ж.2 Типовое решение №2 Схема подключения устройства к трансформаторам тока и напряжения шунтирующего реактора и набора функций представлена на рисунке Ж.2 .

Предусмотрено два комплекта основных и резервных защит реактора .

В соответствии со схемой для первого комплекта защит предусматривается подключение к ТТ со стороны линейного ввода, к ТТ в параллельных ветвях нейтрального ввода и к ТТ для контроля изоляции вводов. Для второго комплекта защит предусматривается подключение к ТТ со стороны линейного ввода, к сумме токов ТТ в параллельных ветвях нейтрального ввода и к ДТФ .

Первый комплект содержит:

- продольную дифференциальную токовую защиту, которая выполняется на базе функции DIFP для устройства RET 521 и PDIF для устройства RET 670;

Методические указания по выбору параметров срабатывания устройств РЗА оборудования подстанций производства ООО «АББ Силовые и Автоматизированные Системы»

- поперечную дифференциальную токовую защиту, которая может быть выполнена на базе функции ТОС для устройства RET 521 и РТОС для устройства RET 670. При этом вычитание токов параллельных ветвей производится арифметически внутри устройства;

УРОВ, которое может быть выполнено на базе функции GF для устройства RET 521 h RBRF для устройства RET 670;

- КИВ, который может быть выполнен на базе функции TEF для устройства RET 521 h PGPF для устройства RET 670 .

Второй комплект имеет тот же функциональный состав, за исключением КИВ. Поперечная дифференциальная защита второго комплекта выполняется на базе токов от ДТФ .

–  –  –



Pages:   || 2 |



Похожие работы:

«Этический кодекс педагогов школы. Проект.ОБЩИЕ ПОЛЖЕНИЯ: Нормами Этического кодекса педагогов руководствуются педагоги и все сотрудники воспитательных учреждений, работающие с детьми или молодежью. Данный Этический кодекс пед...»

«Государственное бюджетное образовательное учреждение начальная школа детский сад № 620 Центрального района СанктПетербурга "Росток"ПРИНЯТО: УТВЕРЖДАЮ: Педагогическим советом Директор ГБОУ №620 "Росток" протокол от 30.08.2018 г. №1 _ Гордеева Е.Г. РАБОЧАЯ ПРОГРАММА по ТЕХН...»

«Павлова Ирина Алексеевна, учитель начальных классов МБОУ "СОШ №3 с УИОП" г. Котовска Тамбовской области Первая квалификационная категория, стаж работы по специальности 33 года Представленные материалы: Урок литературного чтения А.С. Пушкин "Сказка о царе Салтане.". 1 Классный час "Конвенция о правах ребенка"..... 9 Родительское со...»

«4. МНЕНИЯ О СЛАВЯНОФИЛЬСТВЕ В РУССКОЙ ЭМИГРАЦИИ Л. П. КАРСАВИН А. С. Хомя ов. Фра менты "Церковь осуществляет в жизни познание Бога, т. е. догмат, и жизнь возводит в догмат, но эта жизнь есть ее жизнь, этот догмат есть ее мысль, тожество их в самосознании Церкви". — Так писал Ю. Ф. Самарин, повторяя идею А. С. Хомякова,...»

«Годовой отчёт ОО Минское велосипедное общество за 2011 год Евгений Хоружий, председатель правления 25 апреля 2012 г. 1 Что хотели и что получили 1.1 Создание ОО Минское велосипедное общество было создано в марте 2011 года инициативными велосипедистами города Минска и не только для того, чтобы получ...»

«Theory and methods of professional education 61 УДК 378.1 Publishing House ANALITIKA RODIS ( analitikarodis@yandex.ru ) http://publishing-vak.ru/ Педагогический дизайн в современной России: проблемы и пути разв...»

«КОЛЕСОВ Игорь Витальевич ФОРМИРОВАНИЕ СОЦИАЛЬНОЙ АКТИВНОСТИ ПОДРОСТКОВ СРЕДСТВАМИ КЛУБНОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ 13.00.02 – теория и методика обучения и воспитания (социальное воспитание) АВТОРЕФЕРАТ диссертации на со...»

«ЧИСТОГОВОРКИ Звук /а/ А-а-а-шире ротик, детвора. А-а-а-у меня болит нога. У-у-у-губы хоботком тяну. У-у-у-дай трубу. У-у-у-всех детей зову. Звук /и/ И-и-и-ротик к ушкам растяни. И-и-и-хорошо сиди. И-и-и-песенку тяни. Звук /о/ О-о-о-я надел пальто. О-о-о-мне тепло. Звук /б/ Ба-ба-ба – новая труба. Бу-бу-бу – взяли мы трубу. Бы...»

«Ермолович Марина Михайловна Белорусский государственный университет ПЕДАГОГИЧЕСКАЯ ДЕОНТОЛОГИЯ В ОБРАЗОВАТЕЛЬНОМ ПРОСТРАНСТВЕ Аннотация. В период перехода на новое содержание, обновления методов и форм организации обучения рассматриваются педагоги...»

«Пояснительная записка Программа "Песочная палитра" имеет социально-педагогическую направленность и разработана на основе программы "Чудеса на песке" Т.Д.ЗинкевичЕвстигнеева. Данная программа оформлена в с...»

«УТВЕРЖДАЮ ПРИНЯТО Директор МБОУСОШ №3 г. Искитима решением педагогического совета МОУНовосибирской области СОШ №3 И.В. Вернадубов Приказ № от 2017 г. г.Искитима Новосибирской области Протокол № 1 м.п. Муниципальное бюджетное общеобразовательное учреждение – средняя общеобразовательная школа №3 города Искитима Но...»

«1897 года.16. Ф ев р а л я ш МІНРХІЯЯЬИЫД ІФДОНФ^ТИ хіа.Р) а.іщх ВЫХОДЯТЪ пДВА РАЗА ВЪ МСЯЦЪ Р Подписка Р с; Цна годовому Р г-" 5 принимается въ г изданію съ пег -^ 1 И ІЬ ЧИС Л Ъ. ^ редакціи (Ь ресылкой броЬл Епархіальныхъ шюрованному (?), (^ і_ —•" _" 2 Вд. при Брат. С 3 6 р. 50 к. и не ^ ^ § сві СтеФана |э д брош. 6 руб. & Ш и. іЕ ^ е х З...»

«СТЕНОГРАММА десятого заседания Координационного совета при Президенте Российской Федерации по реализации Национальной стратегии действий в интересах детей на 2012–2017 годы 29 мая 2017 года В.И. МАТВИЕНКО Добрый день, уважаемые коллеги! Сегодня мы проводим заседание Координационного совета...»

«1 Муниципальное бюджетное образовательное учреждение дополнительного образования детей Центр детского творчества станицы Роговской муниципального образования Тимашевский район Игра-эстафета " "Юный пожарник" п...»

«Министерство образования и науки Российской Федерации ФГБОУ ВО Уральский государственный педагогический университет Институт менеджмента и права Кафедра философии и акмеологии Разработка программы формирования кадрового резерва АО Севуралбокситруда Выпускная квалификационная работа Выпускная квалификационная Исполнитель: работа допуще...»

«Кабелка, И.В. Методика формирования понятий у учащихся специальной (коррекционной) школы VIII вида в процессе обучения географии / И.В.Кабелка // Воспитание и обучение детей с нарушениями развития. – 2014. – № 7. – С.13-19. МЕТОДИКА ФОРМИРОВАНИЯ ПОНЯТИЙ У УЧАЩИХСЯ СПЕЦИА...»

«Департамент культуры города Москвы Государственное бюджетное образовательное учреждение дополнительного образования детей города Москвы "Вороновская детская школа искусств" Принято УТВЕРЖДАЮ Педагогическим советом Протокол № Y От "./...»

«Итоги научной деятельности УдГУ за 2010 год 89 Научно-исследовательская работа студентов http://v4.udsu.ru/science/ois_stud Начальной формой организации научной работы студентов являются студенческие научные объединения, созданные на кафедрах: научные кружки, проблемные или творческие группы,...»

«"Согласовано" "Согласовано" "Утверждаю" Руководитель ШМО Заместитель руководителя по Директор МОУ-СОШ № 1 _/А.П.Пак/ УВР МОУ-СОШ № 1 г. Красный Кут г. Красный Кут Протокол № _/Л.Н.Казакова/ /Л.А.Закора/ от "30" августа2...»

«ПРИНЯТ: на общем собрании трудового коллектива [БДОУ "Д\с № 9 "Якутяночка"•токов № 2 3 " февраля 2013 г.У ТВЕРЖ Д А Ю : ЕРЖДАЮ : П р ед сед ател ь "дующая Управл^оЩ совета еГ0 БДРУ "Д)с № 9 "Якутяночка" Сметанина Н.Г. 0,3, "/ 9 у 2013 г ПОЛОЖЕНИЕ п...»

«Глава 2. ХАРА ХАЧИ БУ. РОБИН БОБИН И ШКАЛА ГОЛОДА Шкала голода — это очень важный инструмент как для снижения веса, так и для сохранения результата. На первый взгляд он кажется понятным и простым, и оттого не столь достойным внимания. Но я сто раз буду утверждать, что это именно тот...»

«А. Г. Стрельникова ПРАВИЛА ОФОРМЛЕНИЯ ДИССЕРТАЦИЙ Методическое пособие 4-е издание, дополненное и переработанное Санкт-Петербург СпецЛит УДК 001.891(083.132) С84 Автор: Стрельникова Алла Германовна — кандидат педагогических наук, доцент СПбГУКИ Стрельникова, Алла Германовна С84 Правила оформления диссертаций : метод. пособие / А. Г. Стрельникова. — 4-е изд., доп. и перераб. — Санкт-Петербург : СпецЛит, 2016. — 92 с. ISBN 9...»

«Газовый гриль должен эксплуатироваться исключительно вне помещения, в хорошо проветриваемом месте и не должен эксплуатироваться внутри здания, гаража, под навесом или любой другой замкнутой площади. ПРЕДОСТАВЬТЕ СЕРИЙНЫЙ НОМЕР, РАСПОЛОЖЕННЫЕ НА УПАКОВКЕ СЕРИЙНЫЙ НОМЕР...»




 
2019 www.mash.dobrota.biz - «Бесплатная электронная библиотека - онлайн публикации»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.