Выбор и расчет релейной защиты. Дистанционная защита линий, принцип работы, ступени, формула Релейная защита линий электропередачи напряжением 110 кв
В сетях сложной конфигурации для защиты ВЛ от междуфазных КЗ используется защита, которая измеряет полное сопротивление ВЛ от места подключения измерительных трансформаторов напряжения (ТН) до места КЗ. Поскольку это сопротивление пропорционально расстоянию (дистанции) до места КЗ, защита названа дистанционной. Хотя она сложнее простых токовых защит, но обладает важными преимуществами: во-первых, зона действия защиты не изменяется при изменении в широких пределах уровня токов КЗ, т. е. при изменении режима работы сети, во-вторых, защита обладает направленностью действия. Для обеспечения селективности действия ДЗ смежных ВЛ время их действия выполняют зависимым от расстояния до места КЗ: чем дальше КЗ, тем больше время срабатывания. Выполнить такую зависимость линейной затруднительно, поэтому ее выполняют ступенчатой: все КЗ в пределах I зоны, ближайшей к месту установки защиты, отключаются с минимальным временем, все КЗ в пределах следующей, II зоны отключаются с большим временем, КЗ в пределах последней, III зоны, отключаются с наибольшим временем.
Прототипом ДЗ панели ЭПЗ-1636 является ДЗ, выполненная на панелях типа ПЗ-2/1 и ПЗ-2/2, принципы действия и объем технического обслуживания которых изложены в . В данном параграфе будут рассмотрены измерительные органы ДЗ. Логическую часть удобнее рассмотреть при описании логической части всей панели (см. § 7, 9, 10).
Реле сопротивления. Воздушные линии 110-220 кВ имеют сопротивление активно-индуктивного характера (емкость ВЛ обычно учитывают при напряжении 330 кВ и выше), поэтому сопротивление от места установки защиты до места КЗ, обозначаемое Z к, представляется в комплексной плоскости (рис. 1) вектором, расположенным под углом φ л (угол линии) к оси вещественных чисел (активных сопротивлений). Для измерения Z к используются реле сопротивления (PC), к которым подводятся напряжение U р.в. от ТН в месте подключения ВЛ к шинам подстанции (ПС) и ток І р.в. от трансформаторов тока (ТТ), включенных в защищаемую ВЛ. Соотношение между первичными и вторичными величинами определяется формулами
U р.в. =U р.п. /K u и I р.в. = I р.п. /К І ,
Где U р.в, I р.в - вторичные напряжение и ток; U р.п. , I р.п. -первичные напряжение и ток; K u и К І - коэффициенты трансформации ТН и ТТ.
В последующем описании для упрощения записей можно принять K u и К І равными единице, тогда U р.в. = U р.п = U р и I р.в = I р.п = I р, а отношение U р / I р =Z p , называемое сопротивлением на зажимах PC, равно Z к.
Сопротивление Z p на грани срабатывания обозначается Z c,p . Чтобы PC надежно чувствовало КЗ на защищаемой ВЛ, но не реагировало на КЗ «за спиной», область полных сопротивлений, в которых срабатывает PC, должна с определенным запасом на погрешности при расчете параметров ВЛ, токов КЗ, на влияние дуги и т. д. охватывать наибольший вектор Z к в пределах защищаемой зоны (заштриховано на рис. 1). Граница областей срабатывания и несрабатывания называется характеристикой срабатывания PC.
Особо следует остановиться на влиянии дуги, возникающей при КЗ. Известно, что сопротивление дуги носит активный характер, поэтому вектор сопротивления дуги R д, определяемый как частное от деления напряжения на дуге на ток в месте КЗ, совпадает по направлению с этим током. Если ток в месте КЗ совпадает по направлению с током, протекающим через защиту (что характерно для тупиковых и слабо нагруженных ВЛ), вектор R д направлен параллельно оси абсцисс комплексной плоскости, в которой представлена характеристика рассматриваемой защиты (см. рис. 1), если не совпадает, то направлен под некоторым углом к этой оси. В любом случае конец вектора результирующего сопротивления на зажимах PC может оказаться за пределами области срабатывания PC, если ее выбирать без надлежащих запасов. Оценить влияние дуги при расчетах можно исходя из приближенного определения падения напряжения на дуге порядка 1 кВ на каждый метр дуги. Если принять, что при КЗ дуга может раздуться до величины, в 2-3 раза превышающей расстояние между фазами ВЛ, можно для каждого конкретного случая рассчитать сопротивление дуги. Анализ показывает, что при малых Z к и относительно малых уровнях токов КЗ влияние переходного сопротивления дуги может быть значительным и требует учета при расчете уставок.
Схема PC получается достаточно простой, если характеристику срабатывания выполнить в виде окружности (см. рис. 1), использовав для этого принцип сравнения абсолютных значений двух электрических величин . Схема сравнения в рассматриваемом PC (комплекта ДЗ-2) приведена на рис. 2. Для удобства анализа заводских схем все условные обозначения этого и последующего рисунков даны, как в принципиальных заводских схемах. Между положительными полюсами выпрямительных мостов VS1, VS2 включен нуль-индикатор (НИ), срабатывающий при превышении напряжения на R14над напряжением на R15. Пренебрегая падением напряжения на резисторах R13 и R27и полагая чувствительность НИ весьма высокой, получаем условие срабатывания НИ, а следовательно, и PC в виде
|U 1 | |U 2 | (1)
где U 1 - напряжение, действующее в сторону срабатывания; U 2 - напряжение, действующее в сторону торможения.
Для схемы направленного PC векторы U 1 и U 2 формируются из подводимых к PC векторов напряжения U p и тока I р в соответствии с формулами
U 1 =n I I p ; (2)
U 2 =n U U p -n I I p , (3)
откуда условие срабатывания НИ выразится в виде
|n I I p ||n U U p -n I I p |, (4)
причем в формулах (2) -(4) n U - комплексный коэффициент пропорциональности между напряжением U p и напряжением U 2 при токе I р =0; n I - комплексный коэффициент пропорциональности между током I p и напряжениями U 1 и U 2 при напряжении U p =0.
Выражение (4) можно представить геометрически. Поскольку нас интересует взаимное расположение векторов, один из них можно расположить произвольно. Располагая вектор I р вдоль оси абсцисс комплексной плоскости, т. е. I р =IРе"°, мы получаем удобную возможность одними и теми же векторами, только в разных масштабах, отображать как векторы напряжений, так и векторы сопротивлений.
Для получения требуемой характеристики срабатывания следует задаться комплексным коэффициентом n Iвида nIe"?,где?=?л. Тогда получим вектор OA =U I=n II p(рис. 3). Очевидно, геометрическим местом точек плоскости, в котором выполняется равенство |U 1| = |U 2|, является окружность с центром в точке А. Поскольку радиус U 2, проведенный в любую точку окружности, например B, должен в соответствии с (3) быть равен разности n UU p-n II p, вектор ОВ равен n UU р(АВ =ОВ -ОА ). Следует задать комплексный коэффициент n Uв виде n U=n Ue "c°, тогда направления векторов 0В и U pсовпадают. Если величины U 1, U 2, n UU pразделить на ток Iр, получаем те же соотношения, но уже в виде сопротивлений, а именно: OA = n I(размерность сопротивления), 0 B =n UZ p, AB =n UZ p-n I, и окружность с радиусом АВявляется характеристикой срабатывания PC, зависящей не от абсолютных значений U pи I Р, но только от их соотношения. Тогда выражение (4) принимает вид
|nI|?|nUZp-nI|,(4a)
А на грани срабатывания
|nI|=|nUZc.p-nI| (4б)
Заметим, что при расположении векторов 0А и АВ на одной прямой и при совпадении их направлений получаем максимальное значение 0 C вектора n UU р,поэтому угол? называется углом максимальной чувствительности?м.ч. и коэффициент nI выбирается по углу близким к?л.
Исходя из этого наиболее важна длина защищаемой зоны, т. е. уставка PC Zc.p., определяемая при угле?м,ч. Так как при?м.ч |0С |=2|0 A |, т. е. nU Zc.p.=2nI, то
Zc.p=2n I/n U (5)
Заданное расчетом значение Zc.p выполняется при наладке подбором модулей коэффициентов n I и n U.
Независимость Z c.p от вида КЗ обеспечивается включением PC на междуфазное напряжение (т. е. U p= U AB или U BC, или U CA) и разность токов соответствующих фаз (I p=I A-I B или I B-I C, или I с-I а) .
Действительно, при трехфазных КЗ
Где ZK - модуль сопротивления фазы до места КЗ; Ua, Ia- фазные напряжение и ток.
При двухфазных КЗ напряжение, подводимое к PC, включенному на те фазы, между которыми произошло КЗ, например U AB, пропорционально падению напряжения в петле КЗ, поэтому с учетом того, что I B =- I A,
Где все обозначения идентичны обозначениям (6).
Можно доказать, что при двухфазных КЗ на землю указанное свойство при принятом способе включения PC сохраняется.
Для обеспечения независимости длины защищаемой зоны при КЗ между любыми из трех фаз, естественно, в каждой ступени ДЗ используется по три PC.
Очевидно, минимальное значение вектора ОВ и Z p (см. рис. 3) равно нулю при условии АВ = - ОА , т. е. теоретическая характеристика срабатывания PC проходит через начало координат, что и нужно для обеспечения направленности реле.
В выражении (1), записанном для схемы сравнения рис. 2, в целях упрощения допущена неточность: фактически НИ сравнивает не величины U 1 и U 2 , а падения напряжения на резисторах R14 и R15, которые отличаются от первых на падение напряжения на резисторах R13 и R27, т. е. условие срабатывания (1) заменяется условием |U R14 |>=|U R15 |. Если сопротивления резисторов R13 и R27 одинаковы, оба условия срабатывания идентичны. Если сопротивление R13 значительно больше, чем R27, то на грани срабатывания НИ |U 1 |>|U 2 |, т. е. характеристика срабатывания смещается в I квадрант; аналогично, если сопротивление R13 меньше сопротивления R27, характеристика смещается в III квадрант, как это предусмотрено в III ступени ДЗ. Хотя теоретическая характеристика срабатывания PC при равенстве этих сопротивлений проходит через начало координат, фактически вследствие некоторой нелинейности и нестабильности элементов схемы характеристика смещается либо в I, либо в III квадрант, между тем как для I и II ступеней ДЗ требуется иметь четкую направленность действия. В связи с этим при наладке защиты характеристика заведомо смещается в I квадрант, а для устранения мертвой зоны предусмотрено введение в рабочий и тормозной контуры небольшой дополнительной ЭДС подпитки E п, вектор которой совпадает по направлению с вектором n u U p , так что выражение (4) фактически принимает вид
| n I I p + E п | >= |n u U p + E п - n I I p |. (8)
В случаях, когда n u U p >>E п,введение этой добавки практически не влияет на форму характеристики срабатывания, в случаях же, когда U p близко к нулю, выражение (8) принимает вид
| E п +n I I p | >= |E п -n I I p |. (9)
Известно , что это выражение является характеристикой срабатывания реле мощности φ м.ч. , определяемым коэффициентом n I .
Теперь следует подробно рассмотреть схемы PC и роль каждого элемента в них. Первая и вторая ступени ДЗ выполняются с помощью PC, которые называются дистанционными органами, имеют возможность переключения уставок с I на II ступень и расположены в комплекте AKZ2(рис. 4). Третья ступень ДЗ выполняется с помощью одноступенчатых PC, расположенных в комплекте AKZ1(рис. 5). Вначале целесообразно рассмотреть элементы, общие для всех PC, а затем отметить особенности PC III ступени. Рисунки 4, 5 даны для PC панели ЭПЗ-1636м.
Схема сравнения является основой PC. Она включает в себя выпрямительные мосты VS1, VS2, балластные резисторы R14, R15 в PC комплекта AKZ2, R15, R16 в комплекте AKZ1 и нуль-индикатор ЕА. На вход моста VS1 подается величина U I =n I I p +E п, формируемая рабочим контуром. На вход моста VS2 подается величина U 2 = n u U p -n I I p +E п, формируемая тормозным контуром. Вектор n u U p формируется трансформатором напряжения TV1, вектор n I I p - трансреактором TAV1 и нагружающими его резисторами R9-R12, вектор E п - трансреактором TAV2 и контуром подпитки. Для защиты НИ от больших кратностей как тормозного, так и рабочего тока предусмотрены включенные параллельно входу НИ защитные кремниевые диоды VD6, VD7 типа Д102. Падение напряжения на открытом кремниевом диоде обычно не превышает 0,6-0,8 В, этим ограничивается ток через НИ. Для сглаживания пульсации выпрямленного тока после мостов предусмотрены фильтр-пробка L1-C4, настроенный на частоту 100 Гц, и конденсатор С5,включенный параллельно входу НИ.
В панелях ЭПЗ-1636п в качестве НИ использовано магнитоэлектрическое реле (МЭР) типа М237/054. Его основные параметры: ток срабатывания 6-10 мкА; ток термической стойкости 2 мА; сопротивление рамки 1,4- 2 кОм; допустимое напряжение на контактах 60-120 В.
Для создания критического успокоения рамки МЭР и плавного подхода подвижного контакта к неподвижному параллельно входу НИ подключается резистор. Для снижения напряжения на контактах МЭР в логической части схемы панели предусмотрен стабилизатор, поддерживающий напряжение на контактах МЭР на уровне 100 В.
Поскольку МЭР имеет низкий коэффициент возврата, его контакты могут остаться замкнутыми, если после отключения ВЛ не восстанавливается тормозное напряжение схемы сравнения, обычно возвращающее МЭР в исходное состояние. Такое явление может, например, иметь место, если ТН, к которому подключена ДЗ, расположен на линии. При этом ДЗ остается в сработанном состоянии и не дает включить ВЛ. Чтобы устранить этот недостаток МЭР, предусмотрен трехфазный токовый орган (ТТО), контакты которого включены последовательно с контактами МЭР. При наличии тока КЗ или тока нагрузки через защиту ТТО находится в сработанном состоянии и не препятствует срабатыванию ДЗ. При отсутствии тока ТТО возвращается, его контакты, размыкаясь, возвращают ДЗ несмотря на оставшееся в сработанном состоянии МЭР. При включении ВЛ под напряжение ТТО срабатывает с задержкой 10-15 мс, в течение которых МЭР успевает вернуться от тормозного тока схемы сравнения, если ВЛ исправна. Описание принципов действия и наладки ТТО здесь не приводится. Требования к использованию ТТО изложены в , принципы действия и методика наладки - в .
В панелях ЭПЗ-1636м использован полупроводниковый НИ, принцип действия которого рассмотрен в следующем параграфе.
Трансформатор напряжения TV1, формирующий для тормозного контура величину n u U p ,подключен первичной обмоткой к линейному напряжению U p , соответствующему подведенной к трансреактору TAV1 разности фазных токов. Вторичное напряжение совпадает по направлению с U p и регулируется изменением суммарного числа витков двух последовательно включенных вторичных обмоток в соответствии с формулой
U 2 =n u U p =U p n" u N%/100, (10)
где n" u -максимальное значение n u при 100%" включенных витков вторичной обмотки; N% - процент включенных витков вторичной обмотки.
Регулировка числа витков осуществляется:
Отводами вторичной обмотки, содержащей 80 % витков, ступенчато, через 20 % (0-20-40-60-80 %);
Отводами вторичных обмоток, содержащих 23 % витков, ступенчато, через 5 % (0-5-10-15 %);
Положением резисторов плавной регулировки уставки (R28, R29 в PC комплекта AKZ2, R24 в PC комплекта AKZ1), подключенных к дополнительным виткам вторичных обмоток с меньшим числом витков (диапазон регулировки - 8 %).
Расчетный диапазон регулировки составляет от 5 дo 100 % витков, что соответствует 20-кратному изменению n u и Z c.p. . При этом из (5) минимальное сопротивление срабатывания получается при 100 % включенных витков вторичной обмотки, обозначается Z уст,min и зависит только от коэффициента n I . Для выравнивания значений сопротивлений, вносимых в тормозной контур при регулировке уставок, предусмотрены резисторы R16-R27 в PC комплекта АKZ2 и R17-R23 в PC комплекта AKZ1.
Поскольку PC комплекта AKZ2 предназначены для реализации I и II ступеней ДЗ, регулировки числа вторичных витков для каждой ступени выполняются независимо, а переключение уставок осуществляется внешним промежуточным реле, подключающим в тормозной контур потенциал либо с резистора R28, либо с резистора R29.
Кроме перечисленных предусмотрена регулировка числа витков первичной обмотки для обеспечения постоянства минимального сопротивления срабатывания PC при разных значениях φ м.ч. . Поскольку TAV1 выдает при φ м.ч. =80° большее напряжение на выходе, чем при φ м.ч. =65°, трансформатор TV1 тоже должен выдавать большее напряжение, поэтому число витков его первичной обмотки при переходе на φ м.ч. =80 о уменьшается, а коэффициент трансформации увеличивается. Таким образом при φ м.ч. =65° n"U=2, а при φ м.ч. =80 о n" u =2,5.
Трансреактор TAV 1, формирующий для рабочего и тормозного контуров векторы ±n I I p , имеет две первичные и две вторичные обмотки. Первичные обмотки включаются в токовые цепи таким образом, чтобы во вторичных обмотках наводилась ЭДС, пропорциональная геометрической разности подводимых фазных токов. Первичные обмотки выполняются в двух исполнениях: для защит с номинальным током 5 или 1 А, при этом магнитодвижущая сила первичных обмоток остается одинаковой для обоих исполнений.
Чтобы ввести величины n I I p в оба контура строго одинаковыми по модулю, нужно предусмотреть возможность независимой регулировки ЭДС вторичных обмоток TAV1. С этой целью трансреактор выполняется на сложном трехстержневом магнитопроводе (рис. 6). Первичные обмотки намотаны на среднем стержне, а вторичные - на крайних стержнях, имеющих регулируемые зазоры, изменением которых можно выравнивать ЭДС вторичных обмоток.
Благодаря наличию воздушных зазоров в стержнях ЭДС вторичных обмоток в широких пределах пропорциональны подаваемому току І р и сдвинуты по углу на 90° в сторону опережения (n I = n I e i90°). Регулировка n I ,по углу осуществляется изменением нагрузки вторичных обмоток. Если обмотки нагружаются резисторами R10, R12сопротивлением 13 кОм, угол между напряжением U 2 на выходе TAV1 и током I р уменьшается до 80° (n = n I e i80° для ВЛ 220 кВ). Если обмотки нагружаются резисторами R9, R11сопротивлением 3,6 кОм, указанный угол уменьшается до 65° (n I = n I e i65° для ВЛ 110 кВ). Естественно, при этом U 2 несколько снижается.
Таблица 1
Параметры |
Значения для I ном =5А |
Значения для I ном =1А |
||||||
Число витков |
||||||||
Z уст.min , Ом/фазу |
||||||||
Z уст.max , Ом/фазу |
||||||||
Регулировка n I по модулю осуществляется ступенчато изменением числа витков первичных обмоток TAV1. Отводы этих обмоток маркируются величиной Z уст,min . В PC комплекта AKZ2выполнены три отвода с Z уст,min равным 1,0; 0,5 и 0,25 Ом/фазу. В PC комплекта AKZ1 панелей ЭПЗ-1636п первичные обмотки TAV1отводов не имеют, для тех же реле панелей ЭПЗ-1636м отводами первичных обмоток TAV1 может быть выставлено Zуст,min равное 1,0 или 1,5 Ом/фазу (последнее для удлинения III ступеней и улучшения дальнего резервирования). Минимальные уставки PC в зависимости от числа использованных первичных витков TAV1 приведены в табл.1. Здесь же приведены для удобства и значения Z уст,max, определяемые возможностью 20-кратного изменения n u .
Из выражения (5) и табл. 1 можно вычислить n I . Например, для панели с I ном =5 А при φ м.ч. =65° и Z уст,min = 1 Ом/фазу.
Исходя из этого выражения можно вычислить напряжение на вторичных обмотках ТАV1:
При настройке ток, подводимый к реле, I" р пропускается через две последовательно включенные первичные обмотки TAV1(как в режиме двухфазного КЗ), т. е. фактически I р по ранее принятым здесь обозначениям равен 2I р . Отсюда вытекает формула, требующаяся при проверке TAV1:
U 2 = Z уст,min n" u I" p , (11)
где I" p - ток через две последовательно включенные обмотки TAV1. Например, для панели с I ном =1 А при φ м.ч. =80 0 , Z уст,min =2,5 Ом/фазу и токе 2 А U 2 =2,5X2,5 2= 12,5 В.
Трансреактор подпитки TAV2 и контур подпитки (TAV2 и конденсатор С6) предназначены для устранения мертвой зоны PC при близких КЗ, т. е. для превращения PC в орган направления мощности. При двухфазных КЗ (например, АВ) в качестве величины для формирования Е п , очевидно, следует взять напряжение третьей, неповрежденной фазы (U сo , а чтобы оно совпало с напряжением U AB ,повернуть его на 90° (рис. 7). Для этой цели служит контур подпитки, к которому приложено напряжение третьей фазы и который настраивается в резонанс на частоте 50 Гц. Тогда I со совпадает с U со , напряжение на конденсаторе U c отстает от этого тока на 90°, а напряжение на
индуктивности U L опережает его на те же 90°. Трансформированное U L с обратным знаком превращается в Е п , вводимое в рабочий и тормозной контуры и совпадающее с направлением U p (U AB). Контур подпитки устраняет также мертвую зону PC при близких трехфазных КЗ благодаря тому, что он настроен в резонанс на частоте 50 Гц. При глубоком снижении напряжения третьей фазы на входе контура в нем некоторое время продолжают сохраняться колебания («память»), а следовательно, и Е п на выходе TAV2. Существование Е п обеспечивает правильную работу PC при трехфазном КЗ в начале ВЛ, если I ступень не имеет выдержки времени на срабатывание. Контур настраивается в резонанс регулировкой воздушного зазора в TAV2.
Особенности PC III ступени (см. рис. 5).
1. Реле сопротивления выполнено одноступенчатым, поэтому трансформатор TV1имеет только один комплект отводов от вторичных обмоток.
2. Введением резистора R14в тормозной контур предоставлена возможность ослаблять его и тем самым смещать характеристику срабатывания в III квадрант на 6- 12%. Этим обеспечивается надежное переключение уставок дистанционных органов при КЗ в начале ВЛ, что важно для случаев, когда при переходе КЗ из однофазного в междуфазное I ступень оказывается выведенной блокировкой при качаниях, и отключение может произойти только по цепям неблокируемой II ступени. Возникающая при этом некоторая потеря направленности, как правило, не опасна, так как при близких КЗ «за спиной» обязаны сработать защиты, более быстродействующие, чем рассматриваемая III ступень. При КЗ на шинах с отказом защиты шин действие PC III ступени даже благоприятно.
3. Благодаря возможности смещения характеристики срабатывания в III квадрант в целях упрощения из схемы PC исключен контур подпитки. В тех редких случаях, когда смещение характеристики срабатывания PC в III квадрант неприемлемо, приходится мириться с наличием у PC мертвой зоны, которая перекрывается токовой отсечкой и I ступенью ДЗ.
4. Третья ступень, очевидно, имеет самую длинную зону действия. Это иногда вызывает затруднения при отстройке круговой характеристики срабатывания от тока нагрузки по ВЛ. С целью облегчения такой отстройки предусмотрена возможность превращения характеристики срабатывания из круговой в эллиптическую. Такая характеристика получается использованием переменной составляющей напряжений на выходе диодных мостов схемы сравнения. Из рис. 3 видно, что точки С и 0 характеристики получаются, если векторы U 1 и U 2 либо совпадают по фазе, либо сдвинуты на 180°. В обоих случаях переменные составляющие на выходах обоих диодных мостов (см. рис. 2) совпадают по фазе и, следовательно, их разность, прикладываемая к сглаживающему фильтру и НИ, равна нулю. Если вектор U 2 сдвинут относительно вектора U 1 на 90° (точки D и Е характеристики на рис.3), соответственно сдвинуты и мгновенные значения напряжений на выходах диодных мостов. Переменная составляющая разности мгновенных значений этих напряжений, приложенная к сглаживающему фильтру и НИ, получается в этом случае максимальной. В PC комплекта КРС-1 панели ЭПЗ-1636м (см. рис. 5) положительные полуволны переменной составляющей срезаются шунтирующей цепочкой VD8-(R25-R27) и к НИ не прикладываются, что равносильно уменьшению тока в НИ в сторону срабатывания. Таким образом, напряжение U 1 уравновешивается меньшим значением U 2 , т.е. характеристика срабатывания сжимается (точки D и Е смещаются в положения D" и Е"). Можно показать, что при промежуточных значениях углов между U 1 и U 2 точки характеристики укладываются на эллипс с осями 0С и D"E". Регулировка эллипсности осуществляется выбором соответствующего резистора из R25-R27. Для уменьшения возможной вибрации НИ при работе PC с эллиптической характеристикой параллельно входу НИ подключается конденсатор С5.
Из опыта эксплуатации известно , что в случае использования эллиптической характеристики с уставкой по эллипсности e=0,5 при уменьшении тока в реле от 2I ном. До двойного тока точной работы происходит увеличение соотношения осей эллипса более чем на 10%, что приводит к ухудшению отстройки реле от токов нагрузки. Это объясняется нелинейным изменением прямого сопротивления кремниевого диода VD8(типа Д223Б) в зависимости от протекающего по нему тока и соизмеримостью этого сопротивления со значением сопротивления резистора R25.
5. Для проверки PC под нагрузкой в TV1предусмотрена дополнительная вторичная обмотка, содержащая 1 % витков.
Варианты выполнения наборов защит ВЛ 110-220 кВ.
1. Самый простой набор защит применяется на тупиковых ВЛ: двухступенчатая токовая защита от междуфазных КЗ (МТЗ и МФТО) и трехступенчатая ЗЗ. При этом отсутствует ближнее резервирование защит ВЛ и возможен случай, когда при КЗ на тупиковой ВЛ и отказе ее защиты гасится целая СШ крупной системной ПС при работе дальнего резервирования защит. То есть, даже на простых тупиковых ВЛ, отходящих от шин крупных ПС и ЭС желательно было бы применять основные и резервные защиты для повышения надежности работы ПС или ЭС, но такая практика не принята.
2. Самый простой вариант для системообразующих ВЛ с двухсторонним питанием: трехступенчатая ДЗ, четырехступенчатая ЗЗ и МФТО. ДЗ и ЗЗ обеспечивают защиту ВЛ от всех видов КЗ и дальнее резервирование защит. МФТО применяется как дополнительная защита ввиду ее простоты, дешевизны, высокой надежности и быстродействия.
Серийно выпускаются типовые устройства РЗ ВЛ 110-220 кВ, содержащие трехступенчатую ДЗ, четырехступенчатую ЗЗ и МФТО:
Электромеханическая панель типа ЭПЗ-1636, выпускается Чебоксарским электроаппаратным заводом (ЧЭАЗ) с 1967 года. Установлена на большинстве ВЛ 110-220
кВ энергосистемы Челябинской области.
- электронный шкаф типа ШДЭ-2801, выпускается ЧЭАЗ с 1986 года, в энергосистеме Челябинской области установлен всего на нескольких десятках ВЛ 110-220
кВ.
- микропроцессорные шкафы серии ШЭ2607, выпускаются НПП Экра с 1990-х годов: ШЭ2607 011, ШЭ2607 016 (управление выключателем с трехфазным приводом,
трехступенчатая ДЗ, четырехступенчатая ЗЗ, МФТО), ШЭ2607 012 (управление выключателем с пофазным приводом, трехступенчатая ДЗ, четырехступенчатая ЗЗ, МФТО), ШЭ2607
021 (трехступенчатая ДЗ, четырехступенчатая ЗЗ, МФТО).
Отсутствие ближнего резервирования.
- отключение КЗ в конце защищаемой ВЛ с временем вторых или третьих ступеней защит.
3. Более сложный вариант защит для ВЛ с двухсторонним питанием - применение шкафа защит типа ШДЭ-2802 (выпускается ЧЭАЗ с 1986 года). Шкаф содержит два комплекта защит: основной и резервный. Основной комплект защит включает в себя трехступенчатую ДЗ, четырехступенчатую ЗЗ и МФТО. Резервный комплект – упрощенные двухступенчатые ДЗ и ЗЗ. Каждый комплект обеспечивает защиту ВЛ от всех видов КЗ. При этом резервный комплект обеспечивает ближнее резервирование защит, основной комплект - дальнее резервирование.
Недостатки такого набора защит:
а) Не совсем полноценное ближнее резервирование, так как основной и резервный комплекты защит:
Имеют общие устройства (например, устройство блокировки ДЗ при качаниях), отказ которых может привести к одновременному отказу и основного и резервного комплекта.
- выполнены на одном принципе, что означает возможность одновременного отказа их обоих по одной и той же причине.
- находятся в одном шкафу, что означает возможность их одновременного повреждения.
б) Отключение КЗ в конце защищаемой ВЛ с временем вторых или третьих ступеней.
Подстанция 110 кВ Угольный комплекс с заходами линии электропередач 110 кВ. Рабочий проект РЗА
2 Основные технические решения
2.1 Релейная защита и автоматика
2.1.1
Релейная защита и автоматика силового трансформатора
2.1.2
Защита ВВ-10 кВ
2.1.3
Защита присоединений 10 кВ
2.1.4
Защита СВ-10 кВ
2.1.5
Дуговая защита 10 кВ
2.1.6
Логическая защита шин 10 кВ
2.1.7
Устройство резервирования отказа выключателя (УРОВ) 10 кВ
2.1.8
Автоматическая частотная разгрузка (АЧР
2.2
Автоматика управления ДГР
2.3
Управление, сигнализация, оперативная блокировка и питание оперативных цепей
3 Разработка мероприятий по ЭМС
Лист регистрации изменений.
Пояснительная записка
Основные технические решения по созданию комплекса РЗА приняты на основании задания на разработку рабочей документации по титулу: «Подстанция 110 кВ Угольный Комплекс с заходами линии электропередач 110 кВ».
Количественный и качественный состав функций РЗА соответствует требованиям НТД (ПУЭ, ПТЭ, НТП ПС и других отраслевых нормативных документов).
2 Основные технические решения
Настоящим проектом предусматривается создание комплекса РЗиА ПС 110/6,6/6,3 кВ «Инаглинский Уголный Комплекс», выполненного на современных микропроцессорных (МП)
устройствах производства ООО НПП «ЭКРА» (г. Чебоксары) и ООО «РЗА Системз» (г. Москва), ООО «НТЦ Механотроника» (г. Санкт Петербург).
РЗиА силовых трансформаторов 110/6,6/6,3 кВ предусматривается выполнить на базе МП устройств производства ООО НПП «ЭКРА». РЗиА оборудования 6,6 кВ и 6,3 кВ предусматривается выполнить на базе МП устройств производства ООО «РЗА Системз».
Защита оборудования КРУ-6,6 кВ и 6,3 кВ от дуговых замыканий предусматривается выполнить на базе комплекса «Дуга» производства ООО «НТЦ Механотроника».
Установка шкафов РЗиА 110 кВ, а также общеподстанционных систем ЦС, питания ОБР производится в помещении релейных панелей.
Комплекты защит присоединений 6,6 кВ 6,3 кВ устанавливаются в релейные отсеки ячеек КРУ.
Все применяемые устройства РЗА имеют функции осциллографирования, регистрации аварийных процессов и их последующего хранения в энергонезависимой памяти. Также все
устройства имеют стандартный цифровой интерфейс RS-485.
Решения в части подключения ко вторичным обмоткам ТТ и ТН отображены на схеме распределения по ТТ и ТН устройств ИТС см. П-15015-021-РЗ.2.
Для пояснения принципа работы комплекса релейной защиты и автоматики на объекте выполнены структурно-функциональные схемы РЗА. Схемы представлены в графических
материалах П-15015-021-РЗ.3.
2.1 Релейная защита и автоматика
2.1.1 Релейная защита и автоматика силового трансформатора
Проектом предусматривается установка шкафов типа «ШЭ2607 045073», производства ООО НПП «ЭКРА». Шкаф содержит два комплекта:
1-й - комплект основной защиты трехобмоточного трансформатора на базе микропроцессорного терминала типа «БЭ2704 V045», выполняющий следующие функции: - дифференциальная токовая защита (ДЗТ) трансформатора от всех видов КЗ внутри бака трансформатора;
МТЗ стороны ВН с возможностью комбинированного пуска по напряжению со стороны НН,
- МТЗ сторон НН с возможностью комбинированного пуска по напряжению со стороны НН,
- защита от перегрузки по каждой стороне (ЗП),
- реле тока для блокировки РПН при перегрузке,
- газовая защита трансформатора и РПН с контролем изоляции,
- прием технологических сигналов от трансформатора,
2-й - комплект резервной защиты
трансформатора и автоматики управления
выключателем на базе микропроцессорного терминала типа «БЭ2704 V073», выполняющий
следующие функции:
МТЗ стороны ВН с возможностью комбинированного пуска по напряжению со стороны НН;
- автоматика управления выключателем (АУВ);
- газовая защита трансформатора и РПН с контролем изоляции.
Для выполнения функций регулирования напряжения трансформатора устанавливается
шкаф ШЭ 2607 157, содержащий два комплекта на базе терминалов БЭ2502А0501 производства
ООО НПП «ЭКРА». Каждый комплект выполняет следующие функции:
Автоматическое поддержание напряжения в заданных пределах;
- управление приводом РПН;
- контроль положения РПН;
- контроль исправности привода РПН.
Газовая защита применяется в качестве чувствительной защиты от внутренних повреждений трансформатора, реагирующей на выделение газов, возникающих при разложении масла электрической дугой.
Газовая защита трансформатора имеет две ступени: первая ступень выполняется с действием на сигнал при слабом газообразовании, вторая ступень выполняется с действием без
выдержки времени на отключение трансформатора при сильном газообразовании.
Предусмотрен перевод отключающей ступени газовой защиты на сигнал. Газовая защита (струйное реле) контактора РПН имеет одну ступень, которая действует без выдержки времени на отключение трансформатора.
Действие газовой защиты трансформатора и РПН предусматривается через комплект основной и комплект резервной защит трансформатора. В цепях газовой защиты предусматриваются устройства контроля изоляции. При снижении уровня изоляции газовая защита выводится из работы и выдается сигнал неисправности.
2.1.2 Защита ВВ-6,6 кВ и ВВ-6,3 кВ
Для защиты ВВ предусматривается установка в релейный отсек ячейки микропроцессорных терминалов «РС83-АВ2», выполняющих следующие функции:
Трехфазная МТЗ с выдержкой времени и комбинированным пуском по напряжению,
- защита минимального напряжения (ЗМН),
- прием сигнала от ЗДЗ,
- формирование сигнала АВР на включение секционного выключателя.
2.1.3 Защита присоединений КРУ 6,6 кВ и 6,3 кВ
Для защиты присоединений предусматривается установка в релейные отсеки микропроцессорных терминалов «РС83-А2М», выполняющего следующие функции:
Трехфазная МТЗ с выдержкой времени,
- автоматический ввод ускорения МТЗ при любом включении выключателя,
- определение фидера при однофазных замыканий на землю (ОПФ),
- блокировка логической защиты шин (ЛЗШ),
- автоматика управления выключателем (АУВ),
- прием сигнала от ЗДЗ,
- устройство резервирования отказа выключателя (УРОВ),
- отключение от АЧР и включение от ЧАПВ.
2.1.4 Защита СВ-6,6 кВ и СВ-6,3 кВ
Для защиты СВ предусматривается установка в релейные отсеки ячеек СВ микропроцессорных терминалов «РС83-А20», выполняющего следующие функции:
Трехфазная МТЗ-СВ от междуфазных повреждений,
- автоматический ввод ускорения МТЗ-СВ при любом включении выключателя,
- логическая защита шин (ЛЗШ),
- автоматика управления выключателем (АУВ),
- прием сигнала от ЗДЗ;
- устройство резервирования отказа выключателя (УРОВ),
- автоматическое включение резерва (АВР)
2.1.5 Дуговая защита шин 6,6 кВ и 6,3 кВ
Дуговая защита выполнена с помощью блоков регистрации «ДУГА-О» и центрального блока «ДУГА-БЦ» производства ООО «НТЦ Механотроника». Защита реагирует на световое
излучение от дугового разряда и выполнена с контролем по току. При дуговом замыкании в отсеке ввода/вывода в ячейке отходящего присоединения «ДУГА-О» выдает сигнал на
дискретный вход терминала защиты, который, при наличии тока через присоединение, отключает собственный выключатель с запретом. При дуговом замыкании в отсеке выкатного
элемента или отсеке сборных шин любой из ячеек устройство выдает сигнал на дискретный вход блока «ДУГА-БЦ», который, при наличии сигналов пуска защит от вводного и
секционного выключателей, формирует сигнал на отключение этих выключателей. При срабатывании датчиков дуги в отсеке ввода/вывода ячейки ВВ-6,6 (6,3) кВ блок «ДУГА-БЦ»
формирует сигнал на отключение силового трансформатора и ВВ-6,6 (6,3) кВ, при дуговом замыкании в отсеке ВЭ ячейки ВВ-6,6 (6,3) кВ блок «ДУГА-БЦ» формирует сигналы на
отключение силового трансформатора и СВ-6,6 (6,3) кВ с запретом АВР.
2.1.6 Логическая защита шин 6,6 (6,3) кВ
Для защиты шин 6,6 (6,3) кВ применяется логическая защита шин, блокирующая быстродействующую защиту ВВ-6,6 (6,3) кВ при КЗ на отходящем присоединении и разрешающая ее работу при КЗ на сборных шинах. Блокировка осуществляется сигналами «Пуск МТЗ» от устройств защит отходящих линий. ЛЗШ собирается по последовательной схеме для возможности контроля цепей ЛЗШ.
2.1.7 Устройство резервирования отказа выключателя (УРОВ)
Предусматривается организация УРОВ-6,6 (6,3) кВ, который предназначен для отключения с выдержкой времени вышестоящего выключателя при отказе своего выключателя.
Сигнал УРОВ формируется при срабатывании защиты и наличии тока через выключатель. При отказе выключателей отходящих линий 6,6 (6,3) кВ формируется сигнал УРОВ на отключение вводного выключателя секции шин и секционного выключателя, при отказе секционного выключателя формируется сигнал на отключение обоих вводных выключателей, при отказе вводного выключателя секции шин формируется сигнал на отключение секционного выключателя и на отключение силового трансформатора через комплект основной защиты. При отказе выключателя 110 кВ трансформатора формируется сигнал на отключение трансформатора со всех сторон через комплект основной защиты. Отключение поврежденного трансформатора при отказе выключателя 110 кВ производится защитами линий 110 кВ.
2.1.8 Автоматическая частотная разгрузка (АЧР)
Автоматическая частотная разгрузка применяется с целью ликвидации дефицита активной мощности путем автоматического отключения потребителей при снижении частоты
(АЧР) с последующим автоматическим повторным включением отключенных потребителей при восстановлении частоты (ЧАПВ). Для реализации данных функции предусматривается установить 2 шкафа типа «ШЭЭ224 0611» на основе терминалов ЭКРА 221 0201. Каждый комплект обеспечивает АЧР в количестве 3 очередей с последующим ЧАПВ (по факту восстановления частоты).
Выбор очереди АЧР для терминала защиты отходящего фидера производится посредством переключателя, устанавливаемого в ячейке каждого присоединения.
2.2 Регистрация аварийных событий.
Для выполнения функций регистрации аварийных событий на подстанции предусматривается установка шкафа типа «ШЭЭ 233 153» на основе терминала «ЭКРА 232», который обеспечивает сбор хранение и возможность передачи на верхний уровень данных об аварийных ситуациях.
2.3 Управление, сигнализация, оперативная блокировка и питание оперативных цепей.
Управление и сигнализация положения основных коммутационных аппаратов предусматривается со щита управления. На щите управления нанесена мнемосхема, на которой
расположены индикаторы положения разъединителей и заземляющих ножей, сигнальные лампы положения выключателей, переключатели для управления выключателями, а также щитовые приборы для измерения электрических величин. Проектом предусматривается установка шкафа центральной сигнализации. В шкафу предусматривается организация трех участков сигнализации: первый — ОРУ-110 кВ и ОПУ, второй — КРУМ-6,3 кВ, третий — КРУМ-6,6 кВ. Для каждого из участков организуются импульсные шинки аварийной и предупредительной сигнализации а так же сбор дискретных сигналов.
Для питания цепей оперативной блокировки разъединителей проектом предусматривается установка комплекта питания цепей ОБР в составе щита управления. Комплект питания цепей оперативной блокировки обеспечивает гальваническую развязку цепей питания и цепей ОБР. Сигналы разрешения управления каждым разъединителем формируются путем последовательного соединения контактов положения коммутационных аппаратов, фактическое положение которых необходимо учитывать при переключении соответствующего разъединителя или заземляющего ножа.
Сети напряжением 110 -220кВ работают в режиме с эффективно или глухозаземленной нейтралью. Поэтому замыкание на землю в таких сетях является коротким замыканием с током, иногда превышающим ток трехфазного КЗ, и подлежит отключению с минимально возможной выдержкой времени.
Воздушные и смешанные (кабельно-воздушные) линии оснащаются устройствами АПВ. В ряде случаев, если применяемый выключатель выполнен с пофазным управлением, применяется пофазное отключение и АПВ. Это позволяет отключить и включить поврежденную фазу без отключения нагрузки. Так как в таких сетях нейтраль питающего трансформатора заземлена, нагрузка практически не ощущает кратковременной работы в неполнофазном режиме.
На чисто кабельных линиях АПВ, как правило, не применяется.
Линии высокого напряжения работают с большими токами нагрузки, что требует применения защит со специальными характеристиками. На транзитных линиях, которые могут перегружаться, как правило, применяются дистанционные защиты, позволяющие эффективно отстроится от токов нагрузки. На тупиковых линиях во многих случаях можно обойтись токовыми защитами. Как правило, не допускается, чтобы защиты срабатывали при перегрузках. Защита от перегрузки, при необходимости, выполняется на специальных устройствах.
Согласно ПУЭ, устройства предотвращения перегрузки должны применяться в случаях, если допустимая для оборудования длительность протекания тока составляет менее 1020 мин. Защита от перегрузки должна действовать на разгрузку оборудования, разрыв транзита, отключение нагрузки, и только в последнюю очередь на отключение перегрузившегося оборудования.
Линии высокого напряжения, как правило, имеют значительную длину, что усложняет поиск места повреждения. Поэтому, линии должны оснащаться устройствами, определяющими расстояние до места повреждения. Согласно директивным материалам СНГ, средствами ОМП должны оснащаться линии длиной 20 км и более.
Задержка в отключении короткого замыкания может привести к нарушению устойчивости параллельной работы электростанций, из-за длительной посадки напряжения может остановиться оборудование и нарушиться технологический процесс производства, могут произойти дополнительные повреждения линии, на которой возникло короткое замыкание. Поэтому, на таких линиях очень часто применяются защиты, которые отключают короткие замыкания в любой точке без выдержки времени. Это могут быть дифференциальные защиты, установленные по концам линии и связанные высокочастотным, проводниковым или оптическим каналом. Это могут быть обычные защиты, ускоряемые при получении разрешающего, или снятии блокирующего сигнала с противоположной стороны.
Токовые и дистанционные защиты, как правило, выполняются ступенчатыми. Количество ступеней не менее 3, в ряде случаев бывает необходимо 4, или даже 5 ступеней.
Во многих случаях, все требуемые защиты можно выполнить на базе одного устройства. Однако выход со строя этого одного устройства оставляет оборудование без защиты, что недопустимо. Поэтому защиты линий высокого напряжения целесообразно выполнять из 2 комплектов. Второй комплект является резервным и может быть упрощен по сравнению с основным: не иметь АПВ, ОМП, иметь меньшее количество ступеней и т.д. Второй комплект должен питаться от другого автомата оперативного тока и комплекта трансформаторов тока. По возможности, питаться от другой аккумуляторной батареи и трансформатора напряжения, действовать на отдельный соленоид отключения выключателя.
Устройства защиты высоковольтных линий должны учитывать возможность отказа выключателя и иметь УРОВ, либо встроенное в само устройство, либо организованное отдельно.
Для анализа аварии и работы релейной защиты и автоматики требуется регистрация как аналоговых величин, так и дискретных сигналов при аварийных событиях.
Таким образом, для высоковольтных линий комплекты защиты и автоматики должны выполнять следующие функции:
Защиту от междуфазных коротких замыканий и коротких замыканий на землю.
Пофазное или трехфазное АПВ.
Защиту от перегрузки.
УРОВ.
Определение места повреждения.
Осциллографирование токов и напряжений, а также регистрация дискретных сигналов защиты и автоматики.
Устройства защиты должны резервироваться или дублироваться.
Для линий, имеющих выключатели с пофазным управлением, необходимо иметь защиту от неполнофазного режима, действующую на отключение своего и смежных выключателей, так как длительный неполнофазный режим в сетях СНГ не допускается.
7.2. ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА ТОКОВ И НАПРЯЖЕНИЙ ПРИ КОРОТКОМ ЗАМЫКАНИИ
Как указывалось в гл. 1, в сетях с заземленной нейтралью необходимо учитывать дополнительно два вида короткого замыкания: однофазного и двухфазного замыкания на землю.
Расчеты токов и напряжений при коротких замыканиях на землю ведутся методом симметричных составляющих см. гл. 1. Это важно, в том числе, и потому, что защиты используют симметричные составляющие, которые в симметричных режимах отсутствуют. Использование токов обратной и нулевой последовательности позволяет не отстраивать защиту от тока нагрузки, и иметь уставку по току меньшую тока нагрузки. Например, для защиты от замыканий на землю, главным образом используется токовая защита нулевой последовательности, включаемая в нулевой провод соединенных в звезду трех трансформаторов тока.
При использовании метода симметричных составляющих, схема замещения для каждой из них составляется отдельно, затем они соединяются вместе по месту КЗ. Например, составим схему замещения для схемы рис 7.1.
X1 сист. =15 Ом |
||
X0 сист. =25 Ом |
Л1 25км АС-120 |
Л2 35 км АС-95 |
Т1 – 10000/110
UK = 10,5 Т2 – 16000/110 UK = 10,5
Рис. 7.1 Пример сети для составления схемы замещения в симметричных составляющих
При расчете параметров линии 110 кВ и выше для схемы замещения, обычно пренебрегают активным сопротивлением линии. Индуктивное сопротивление прямой последовательности (Х 1 ) линии по справочным данным равно: АС-95 – 0,429 Ом на км, АС-120 – 0,423 ом на км. Сопротивление нулевой последовательности для линии со стальными торсами тро-
сами равно 3 Х 1 т.е. соответственно 0,429 3 =1,287 и 0,423 3=1,269.
Определим параметры линии:
Л 1 = 25 0, 423 = 10, 6 Ом; |
Л 1 = 25 1, 269 = 31, 7 Ом |
||
Л 2 = 35 0, 423 = 15, 02 Ом; |
Л 2 = 35 1, 269 = 45, 05 Ом |
Определим параметры трансформатора:
Т1 10000кВА.
X 1 T 1 = 0, 105 1152 10 = 138 Ом;
X 1 T 2 = 0, 105 1152 16 = 86, 8 Ом; X 0 T 2 = 86, 8 Ом
Сопротивление обратной последовательности в схеме замещения равно сопротивлению прямой последовательности.
Сопротивление нулевой последовательности трансформаторов обычно принимается равным сопротивлению прямой последовательности. Х 1 Т = Х 0 Т . Трансформатор Т1 не входит в схему замещения нулевой последовательности, так как его нейтраль разземлена.
Составляем схему замещения. |
||||||||||||||||
X1C =X2C =15 Ом |
X1Л1 =X2Л1 =10,6 Ом |
X1Л2 =X2Л1 =15,1 Ом |
||||||||||||||
X0C =25 Ом |
X0Л1 =31,7 Ом |
X0Л2 =45,05 Ом |
||||||||||||||
X1Т1 =138 Ом |
X1Т2 =86,8 Ом |
|||||||||||||||
X0Т2 =86,8 Ом |
||||||||||||||||
Расчет трехфазных и двухфазных КЗ производится обычным путем, см. таблицу 7.1. Таблица 7.1
сопротивление до мес- |
КЗ трехфазный |
КЗ двухфазный |
||||||
та КЗ X 1 ∑ = ∑ X 1 |
= (115 3) X 1 |
0, 87 I |
||||||
15+10,6 = 25,6 Ом |
||||||||
25,6+15,1 =40,7 Ом |
||||||||
25,6+ 138=163,6 Ом |
||||||||
40,7+86.8 =127,5 Ом |
||||||||
Для расчета токов замыкания на землю необходимо использовать метод симметричных составляющих.Согласно этому методу, эквивалентные сопротивления прямой, обратной и нулевой последовательности вычисляются относительно точки КЗ и включаются последовательно в схеме замещения для однофазных КЗ на землю рис.7.2, а и последовательно/параллельно для двухфазных на землю рис.7.2, б .
X 1Э |
X 2Э |
X 0Э |
|||||||||||||||||||||
X 1Э |
X 2Э |
||||||||||||||||||||||
X 0Э I 0 |
|||||||||||||||||||||||
I 0б |
|||||||||||||||||||||||
Рис. 7.2. Схема включения эквивалентных сопротивлений прямой, обратной и нулевой последовательности для расчета токов короткого замыкания на землю:
а) – однофазного; б) – двухфазного; в) – распределение токов нулевой последовательности между двумя точками заземления нейтрали.
Выполним расчет КЗ на землю см. таблицы 7.2, 7.3.
Схема прямой и обратной последовательности состоит из одной ветви: от источника питания до места короткого замыкания. В схеме нулевой последовательности 2 ветви от заземленных нейтралей, которые являются источниками тока КЗ и должны в схеме замещения соединяться параллельно. Сопротивление параллельно соединенных ветвей определяется по формуле:
X 3 = (X a X б ) (X а + X б ) |
||||||||||||
Токораспределение по параллельным ветвям определяется по формулам: |
||||||||||||
I a = I Э X Э X а ; I в = I Э X Э |
||||||||||||
Таблица 7.2 Токи однофазного КЗ |
||||||||||||
Х1 Э |
Х2 Э |
Х0 Э = Х0 а //Х0 б * |
ХЭ |
Iкз1 |
Iкз2 |
Iкз0 |
Iкз0 а * |
Iкз0 б |
I КЗ |
|||
I1 +I2 +I0 |
||||||||||||
* Примечание . Определяется сопротивление параллельно соединенных двух участков схемы нулевой последовательности по формуле 7.1.
** Примечание . Распределяется ток между двумя участками нулевой последовательности по формуле 7.2.
Таблица 7.3 Токи двухфазного КЗ на землю
Х1 Э |
Х2 Э |
Х0 Э * |
Х0-2 Э ** = |
ХЭ |
I КЗ1 |
I КЗ 2 *** |
I КЗ0 |
I КЗ 0 а **** |
I КЗ0 б |
IКЗ *****≈ |
|
Х0 Э //Х2 |
I1 +½ (I2 +I0 ) |
||||||||||
*Примечание. Определяется сопротивление параллельно соединенных двух участков схемы нулевой последовательности по формуле 7.1, расчет выполнен в таблице 7.2.
**Примечание. Определяется сопротивление параллельно соединенных двух сопротивлений обратной и нулевой последовательности по формуле 7.1.
***Примечание. Распределяется ток между двумя сопротивлениями обратной и нулевой последовательности по формуле 7.2.
****Примечание. Распределяется ток между двумя участками нулевой последовательности по формуле 7.2.
*****Примечание. Ток двухфазного КЗ на землю указан по приближенной формуле, точное значение определяется геометрическим путем см. ниже.
Определение фазных токов после расчета симметричных составляющих
При однофазном КЗ весь ток КЗ протекает в поврежденной фазе, в остальных фазах ток не протекает. Токи всех последовательностей равны между собой.
Для соблюдения таких условий симметричные составляющие располагаются следующим образом (рис.7.3):
Ia 1 |
Ia 2 |
I a 0 I b 0 I c 0 |
Ia 0 |
||||||||||
Ia 2 |
|||||||||||||
Ib 1 |
Ic 2 |
Ia 1 |
|||||||||||
Ic 1 |
Ib 2 |
||||||||||||
Токи прямой |
Токи обратной |
Токи нулевой |
Ic 1 |
Ib 1 |
|||||||||
Ic 0 |
Ib 0 |
||||||||||||
последоват. |
последоват. |
последоват. |
Ic 2 |
||||||||||
Ib 2 |
|||||||||||||
Рис.7.3. Векторные диаграммы для симметричных составляющих при однофазном КЗ
При однофазном КЗ токи I1 = I2 = I0 . В поврежденной фазе они равны по величине и совпадают по фазе. В неповрежденных фазах равные токи всех последовательностей образуют равносторонний треугольник и результирующая сумма всех токов равна 0.
При двухфазном коротком замыкании на землю ток в одной неповрежденной фазе равен нулю. Ток прямой последовательности равен сумме токов нулевой и обратной последовательности с обратным знаком. Исходя из таких положений, строим токи симметричных составляющих (рис. 7.4):
Ia 1 |
Ia 1 |
Ia 2 |
||||||||||||
Iс 2 |
Ib 2 |
|||||||||||||
Ia 0 |
||||||||||||||
I a 0 I b 0 I c 0 |
Iс 2 |
Ib 2 |
||||||||||||
Iс 1 |
Ib 1 |
Ia 2 |
||||||||||||
Ic 0 |
Iс 1 |
Ib 1 |
Ib 0 |
|||||||||||
Рис. 7.4 Векторные диаграммы симметричных составляющих токов двухфазного КЗ на землю
Из построенной диаграммы видно, что фазные токи при замыканиях на землю построить довольно сложно, так как угол фазного тока отличается от угла симметричных составляющих. Его следует строить графически или использовать ортогональные проекции. Однако с достаточной для практики точностью величину тока можно определить по упрощенной формуле:
I ф = I 1 + 1 2 (I 2 + I 0 ) = 1,5 I 1 |
Токи в таблице 7.3 подсчитаны по этой формуле.
Если сравнить токи двухфазного КЗ на землю по таблице 7.3 с током двухфазного и трехфазного КЗ по таблице 7.1, можно сделать вывод, что токи двухфазного КЗ несколько ниже тока двухфазного КЗ на землю, поэтому чувствительность защиты следует определять по току двухфазного КЗ. Токи трехфазного КЗ соответственно выше тока двухфазного КЗ на
землю, поэтому определение максимального тока КЗ для отстройки защиты производится по трехфазному КЗ. Это значит, что для расчетов защиты не нужен ток двухфазного КЗ на землю, и его считать незачем. Ситуация несколько изменяется при расчете токов короткого замыкания на шинах мощных электростанций, где сопротивление обратной и нулевой последовательности меньше сопротивления прямой. Но к распредсетям это не имеет отношения, а для электростанций токи считаются на ЭВМ по специальной программе.
7.3 ПРИМЕРЫ ВЫБОРА АППАРАТУРЫ ДЛЯ ТУПИКОВЫХ ВЛ 110-220 КВ
Схема 7.1. Тупиковая воздушная линия 110–220 кВ. Со стороны ПС1 и ПС2 питание отсутствует. Т1 ПС1 включен через отделитель и короткозамыкатель. Т1 ПС2 включен через выключатель. Нейтраль стороны ВН Т1 ПС2 заземлена, на ПС1 – изолирована. Минимальные требования к защите:
Вариант 1 . Должна быть применена трехступенчатая защита от междуфазных коротких замыканий (первая ступень, без выдержки времени, отстроена от КЗ на шинах ВН ПС2, вторая, с малой выдержкой времени, от КЗ на шинах НН ПС1 и ПС2, третья ступень – максимальная защита). Защиты от замыканий на землю – 2 ступени (первая ступень, без выдержки времени отстроена от тока, посылаемого на шины заземленным трансформатором ПС2, вторая ступень с выдержкой времени, обеспечивающей ее согласование с защитами внешней сети, но не отстроенная от тока КЗ, посылаемого трансформатором ПС2). Должно быть применено двух или однократное АПВ. Чувствительные ступени должны ускоряться при АПВ. Защиты пускают УРОВ питающей подстанции. К дополнительным требованиям можно отнести защиту от обрыва фаз, определение места повреждения на ВЛ, контроль ресурса выключателя.
Вариант 2 . В отличие от первого защита от замыканий на землю выполнена направленной, что позволяет не отстраивать ее от обратного тока КЗ и, таким образом, выполнить более чувствительную защиту без выдержки времени. Таким образом, удается защитить всю линию без выдержки времени.
Примечание . В этом и последующих примерах не даются точные рекомендации по выбору уставок защиты, упоминания о настройке защит используются для обоснования выбора типов защиты. В реальных условиях может быть применена другая настройка защит, что и требуется определить при конкретном проектировании. Защиты могут быть заменены устройствами защиты других типов, имеющих подходящие характеристики.
Набор защит, как уже было сказано, должен состоять из 2 комплектов. Защита может быть реализована на 2х устройствах выбранных из:
MiCOM Р121, Р122, Р123, P126, Р127 фирмы ALSTOM,
F 60, F650 фирмы GE
двух реле REF 543 фирмы АВВ – подбирается 2-е подходящие модификации,
7SJ 511, 512, 531, 551 SIEMENS– подбирается 2-е подходящие модификации,
двух реле SEL 551 фирмы SEL.
Схема 7.2. Разомкнутый транзит на подстанции 3.
Двухцепная воздушная линия заходит на подстанцию 2, секции которой работают параллельно. Предусматривается возможность переноса разреза на ПС2 в ремонтном режиме.
В этом случае включается секционный выключатель на ПС3. Транзит замыкается только на время переключения и, при выборе защит, его замыкание не учитывается. На 1 секции ПС3 включен трансформатор с заземленной нейтралью. Источника тока для однофазного КЗ на подстанциях 2 и 3 нет. Поэтому защита на стороне без питания работает только в «каскаде», после отключения линии со стороны питания. Несмотря на отсутствие питания с противоположной стороны защита должна быть выполнена направленной как при замыканиях на землю, так и при междуфазных коротких замыканиях. Это позволяет на приемной стороне правильно определить поврежденную линию.
В общем случае для того, чтобы обеспечить селективную защиту с небольшими выдержками времени, особенно на коротких линиях, необходимо применить четырехступенчатую защиту, уставки которой выбираются следующим образом: 1 ступень отстраивается от КЗ
в конце линии, 2 ступень согласовывается с первой ступенью параллельной линии в каскаде и первой ступенью смежной линии, 3 ступень согласовывается со вторыми ступенями этих ВЛ. При согласовании защит со смежной линией учитывается режим одна с двумя: на первом участке - 1 ВЛ, на втором участке – 2, что существенно загрубляет защиту. Эти три ступени защищают линию, а последняя, 4 ступень резервирует смежный участок. При согласовании защит по времени учитывается время действия УРОВ, что увеличивает выдержки времени согласуемых защит на время действия УРОВ. При выборе уставок защиты по току, они должны быть отстроены от суммарной нагрузки двух линий, так как одна из параллельных ВЛ может отключиться в любой момент, и вся нагрузка будет подключена к одной ВЛ.
В составе устройств защиты оба комплекта защит должны быть направленными. Можно применить следующие варианты защит:
MiCOM, Р127 и Р142 фирмы ALSTOM,
F60 и F650 фирмы GE,
два реле REF 543 фирмы АВВ – подбирается направленные модификации,
реле 7SJ512 и 7SJ 531 фирмы SIEMENS,
два реле SEL 351 фирмы SEL.
В ряде случаев, из соображений обеспечения чувствительности, отстройки от токов нагрузки или обеспечения селективной работы, может потребоваться применение дистанци-
Z = L Z
онной защиты. Для этой цели одна из защит заменяется на дистанционную. Может быть применена дистанционная защита:
MiCOM P433, Р439, P441 фирмы ALSTOM,
D30 фирмы GE,
REL 511 фирмы АВВ – подбирается направленные модификации,
реле 7SA 511 или 7SА 513 фирмы SIEMENS,
реле SEL 311 фирмы SEL.
7.4. ДИСТАНЦИОННЫЕ ЗАЩИТЫ
Назначение и принцип действия
Дистанционные защиты - это сложные направленные или ненаправленные защиты с относительной селективностью, выполненные с использованием минимальных реле сопротивления, реагирующих на сопротивление линии до места КЗ, которое пропорционально расстоянию, т.е. дистанции. Отсюда и происходит название дистанционной защиты (ДЗ). Дистанционные защиты реагируют на междуфазные КЗ (кроме микропроцессорных ДЗ). Для правильной работы дистанционной защиты необходимо наличие цепей тока от ТТ присоединения и цепей напряжения от ТН. При отсутствии или неисправности цепей напряжения возможна излишняя работа ДЗ при КЗ на смежных участках.
В сетях сложной конфигурации с несколькими источниками питания простые и направленные МТЗ (НТЗ) не могут обеспечить селективного отключения КЗ. Так, например, при КЗ на W 2 (рис. 7.5) НТЗ 3 должна подействовать быстрее РЗ I, а при КЗ на W 1 , наоборот, НТЗ 1 должна подействовать быстрее РЗ 3. Эти противоречивые требования не могут быть выполнены с помощью НТЗ. Кроме того, МТЗ и НТЗ часто не удовлетворяют требованиям быстродействия и чувствительности. Селективное отключение КЗ в сложных кольцевых сетях может быть обеспечено с помощью дистанционной РЗ (ДЗ).
Выдержка времени ДЗ t 3 зависит от расстояния (дистанции) t 3 = f (L PK ) (рис. 7.5) между
местом установки РЗ (точка Р) и точкой КЗ (К), т. е. L PK , и нарастает с увеличением это-
го расстояния. Ближайшая к месту повреждения ДЗ имеет меньшую выдержку времени, чем более удаленные ДЗ.
Например, при КЗ в точке К1 (рис. 7.6) Д32, расположенная ближе к месту повреждения, работает с меньшей выдержкой времени, чем более удаленная Д31. Если же КЗ возникает и в точке К2, то время действия Д32 увеличивается, и КЗ селективно отключается ближайшей к месту повреждения ДЗЗ.
Основным элементом ДЗ является дистанционный измерительный орган (ДО), определяющий удаленность КЗ от места установки РЗ. В качестве ДО используются реле сопротивления (PC), реагирующие на полное, реактивное или активное сопротивление поврежденного участка ЛЭП (Z , X , R ).
Сопротивление фазы ЛЭП от места установки реле Р до места КЗ (точки К) пропорционально длине этого участка, так как величина сопротивления до места КЗ равна длине
участка умноженному на удельное сопротивление линии: уд . .
Таким образом, поведение дистанционного органа, реагирующего на сопротивление линии, зависит от расстояния до места повреждения. В зависимости от вида сопротивления, на которое реагирует ДО (Z , X или R ), ДЗ подразделяются на РЗ полного, реактивного и активного сопротивлений. Реле сопротивления, применяемые в ДЗ для определения со-
противления Z PK до точки КЗ, контролируют напряжение и ток в месте установки ДЗ (рис. 7.7.).
∆ – дистанционная защита
К зажимам PC подводятся вторичные значения U P и I P от ТН и ТТ. Реле выполняется так, чтобы его поведение в общем случае зависело от отношения U P к I P . Это отношение является некоторым сопротивлением Z P . При КЗ Z P = Z PK , и при определенных значениях Z PK , PC срабатывает; оно реагирует на уменьшение Z P , поскольку при КЗ U P умень-
шается, а I P возрастает. Наибольшее значение, при котором PC срабатывает, называется сопротивлением срабатывания реле Z cp .
Z p = U p I p ≤ Z cp |
Для обеспечения селективности в сетях сложной конфигурации на ЛЭП с двухсторонним питанием ДЗ необходимо выполнять направленными, действующими при направлении мощности КЗ от шин в ЛЭП. Направленность действия ДЗ обеспечивается при помощи дополнительных РНМ или применением направленных PC, способных реагировать и на направление мощности КЗ.
Характеристики зависимости време- |
||||
Рис. 7.7. Подключение цепей тока и на- |
ни дистанционных защит t = f (L |
|||
пряжения реле сопротивления |
||||
а – наклонная;б – ступенчатая;в – комбинированная |
||||
Характеристики выдержки времени |
дистанционных защит |
|||
Зависимость времени действия ДЗ от расстояния или сопротивления до места КЗ t 3 = f (L PK ) или t 3 = f (Z PK ) называется характеристикой выдержки времени ДЗ. По ха-
рактеру этой зависимости ДЗ делятся на три группы: с нарастающими (наклонными) характеристиками времени действия, ступенчатыми и комбинированными характеристиками
(рис. 7.8). Ступенчатые ДЗ действуют быстрее, чем ДЗ с наклонной и комбинированной характеристиками и, как правило, получаются проще в конструктивном исполнении. ДЗ со ступенчатой характеристикой производства ЧЭАЗ выполнялись обычно с тремя ступенями времени, соответствующими трем зонам действия ДЗ (рис. 7.8, б ). Современные микропроцессорные защиты имеют 4, 5 или 6 ступеней защиты. Реле с наклонной характеристикой разрабатывались специально для распределительных сетей (например ДЗ-10).
Принципы выполнения селективной защиты сети с помощью устройств дистанционной защиты
На ЛЭП с двухсторонним питанием ДЗ устанавливаются с обеих сторон каждой ЛЭП и должны действовать при направлении мощности от шин в ЛЭП. Дистанционные РЗ, действующие при одном направлении мощности, необходимо согласовать между собой по времени и по зоне действия так, чтобы обеспечивалось селективное отключение КЗ. В рассматриваемой схеме (рис. 7.9.) согласуются между собой Д31, ДЗЗ, Д35 и Д36, Д34, Д32.
С учетом того, что первые ступени ДЗ не имеют выдержки времени (t I = 0 ), по условию селективности они не должны действовать за пределами защищаемой ЛЭП. Исходя из этого протяженность первой ступени, не имеющей выдержки времени (t I = 0 ), берется меньше протяженности защищаемой ЛЭП и обычно составляет 0,8–0,9 длины ЛЭП. Остальная часть защищаемой ЛЭП и шины противоположной подстанции охватываются второй ступенью ДЗ этой ЛЭП. Протяженность и выдержка времени второй ступени согласуются (обычно) с протяженностью и выдержкой первой ступени ДЗ следующего участка. Например, у второй сту-
Рис.7.9 Согласование выдержек времени дистанционных РЗ со ступенчатой характеристикой:
∆ z – погрешность дистанционного реле; ∆ t – ступень селективности
Последняя третья ступень ДЗ является резервной, ее протяженность выбирается из условия охвата следующего участка, на случай отказа его РЗ или выключателя. Выдержка вре-
мени принимается на ∆ t больше времени действия второй или третьей зоны ДЗ следующего участка. При этом зона действия третьей ступени должна быть отстроена от конца второй или третьей зоны следующего участка.
Структура защиты линии с использованием дистанционной защиты
В отечественных энергосистемах ДЗ применяется для действия при междуфазных КЗ, а для действия при однофазных КЗ используется более простая ступенчатая МТЗ нулевой последовательности (НП). Большинство микропроцессорной аппаратуры имеет дистанционную защиту, действующую при всех видах повреждения, в том числе и при замыканиях на землю. Реле сопротивления (РС) включается через ТН и ТТ на первичные напряжения в
начале защищаемой ЛЭП. Вторичное напряжение на зажимах PC: U p = U pn K II , а вторичныйток: I p = I pn K I .
Сопротивление на входных зажимах реле определяется по выражению.
Задачи релейной защиты, её роль и назначение – в обеспечении надёжной работы энергосистем и бесперебойного снабжения электроэнергией потребителей. Это обусловлено усложнением схем и ростом электросетей, укрупнением энергосистем, увеличением установленной мощности как станций в целом, так и номинальной единичной мощности отдельных агрегатов. Это в свою очередь влияет на работу энергосистем: работа на пределе устойчивости, наличие межсистемных линий связи большой длины, повышенная вероятность развития цепочечных аварий. В связи с этим и требования к быстродействию, селективности, чувствительности и надёжности работы релейной защиты увеличиваются. Всё большее распространение получают устройства релейной защиты с использованием полупроводниковых приборов. Их применение открывает больше возможностей для создания быстродействующих защит.В настоящее время разработаны и начинают активно использоваться устройства релейной защиты на микропроцессорной основе, что позволяет ещё больше увеличить быстродействие и надёжность защит, сократить затраты на их ремонт и обслуживание.
1.2.2 Параметры трансформатора сведены в таблицу 2.
ТАБЛИЦА 1.2
ВЫБОР ТИПОВ УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
Релейная защита воздушной линии 110 кВ.
| Изм. |
| Лист |
| № докум. |
| Лист |
| № докум. |
| Подпись |
| Дата |
| Лист |
| КП.140408.43.06.ПЗ |
| Изм. |
| Лист |
| № докум. |
| Подпись |
| Дата |
| Лист |
| КП.140408.43.06.ПЗ |
3.1Расчет сопротивлений прямой последовательности элементов схемы.
Расчет сопротивлений производится в именованных единицах (Омах), при базовом напряжении Uб=115 кВ.
Схема замещения приведена на рис.
С1: Х 1 =Х *с * = 1,3* = 9,55 Ом
X 2 =X уд. *l* =0,4*70* =28 Ом
X 3 = X уд. *l* =0,4*45* = 18 Ом
X 4 = X уд. *l* =0,4*30* = 12 Ом
X 5 = X уд. *l* =0,4*16* = 6,4 Ом
Т 6 = * = * =34,72 Ом
Т 7 = * = * =220,4 Ом
Х 3,4 =18+12=30 Ом
| Изм. |
| Лист |
| № докум. |
| Подпись |
| Дата |
| Лист |
| КП.140408.43.06.ПЗ |
Х 2,4 = = 14,48 Ом
Х 1-4 =9,55+14,48=24,03 Ом
Х 1-5 =24,03+6,4=30,34
| Изм. |
| Лист |
| № докум. |
| Подпись |
| Дата |
| Лист |
| КП.140408.43.06.ПЗ |
I (3) (k 2) = = =2,18 кА
I (3) (k 3) = = =0,26 кА
3.2Расчет однофазных токов короткого замыкания на землю в точке К-2.
С1: Х 1 =Х *с * = 1,6* = 11,76 Ом
X 2 =X уд. *l* =0,8*70* =56 Ом
X 3 = X уд. *l* =0,8*45* = 36 Ом
X 4 = X уд. *l* =0,8*30* = 24 Ом
X 5 = X уд. *l* =0,8*16* = 12,8 Ом
Х 3,4 =36+24= 60 Ом
| Изм. |
| Лист |
| № докум. |
| Подпись |
| Дата |
| Лист |
| КП.140408.43.06.ПЗ |
Х 2,3,4 =(60*56)/(60+56)= 28,97 Ом
Х 1-4 =11,76+28,97 Ом
| Изм. |
| Лист |
| № докум. |
| Подпись |
| Дата |
| Лист |
| КП.140408.43.06.ПЗ |
Х 1-6 =18,74+12,8=31,54 Ом
Х рез.0 (к2)=31,54 Ом
3I 0(к2) = = = 2,16 кА
3.6Расчет токов короткого замыкания в точке К-4 и К-5.
| Uб=Umin=96,6 кВ | Uб=Umax=126 кВ | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Х 10 =Х с1,2 =Х с1,2ср. * = 24,03* = 16,96 Ом | Х 10 =Х с1,2 =Х с1,2ср. * = 24,03* = 28,85Ом | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Хс=Хс ср* = =16,96 Ом | Хс=Хс ср* = =28,85 Ом | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Х Т(-РО) = * = =41,99 | U к(+ N) =U к ном. + =17,5+ = 18,4 Хт (+ N) = * * =71,44 Ом | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Z nw =0,3*1,5* = 38,01 Ом | Z nw =0,3*1,5* = 64,8 Ом | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Точка К-4 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Хрез(к4)=Хс+Хтв(-ро)=16,96+41,99=58,95Ом | Хрез(к4)=Хс+Хтв(+N)=28,85+71,44=100,29 Ом | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| I (3) по max = =0,95кА | I (3) по max = =0,73 кА | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Действительное значение тока кз в точке К-4, отнесенное к напряжению 37 кВ | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| I (3) по max = 0,95* =8,74 кА | I (3) по max =0,73* =8,76 кА | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Точка К-5 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
4.1 Защита линии с односторонним питанием. 4.1.1 Расчет двухступенчатой токовой защиты от междуфазных кз линии W. Расчет токовой отсечки без выдержки времени от междуфазных кз (Iступень). 1)I 1 сз Котс.*I (3) k-3max=1,2*0,26=0,31 кА 2)Kч=I (2) к-1min/Iс.з. 1 =2,76*0,87/0,31=7,74 Кч= I (2) к-2min/Iс.з. 1 1,5=2,18*0,87/0,31=6,12 3)I (1) c.р.=I (1) cз*Ксх/К1=0,31*1/(100/5)=0,02 кА 4)Время срабатывания токовой отсечки принимается 0,1с Расчет максимальной токовой защиты с выдержкой времени от междуфазных кз (II ступень). 1)I II сз Котс*Ксз/Кв)*Iнагр.max=(1,2*2/0,8)*0,03=0,09кА Iнагр.max=Sном.т./ =6,3/ =0,03 кА 2) Кч= I (2) к-3min/Iс.з. I 1 1,2=0,26*0,87/0,09=2,51 3) I (11) c.р.=I (11) cз*Ксх/К1=0,09*1/(100/5)=0,0045 кА 4)Время срабатывания МТЗ выбирается по условию согласования с МТЗ тр-ра. t II сз=tсз(мтз т-раТ)+ t=2+0,4=2,4с 4.1.2. Расчет двухступенчатой токовой защиты от кз на землю линии W. Расчет токов отсечки нулевой последовательности без выдержки времени (1 ступень). 1)I (1) 0cз 3I0 (1) k-2min/Кч=2,16/1,5=1,44 кА 2) I (1) 0cр I0 (1) сз*Ксх/К I =1,44*1/(100/5)=0,072 кА 3)Время срабатывания токовой отсечки принимается равным 0,1 с. Расчет токовой защиты нулевой последовательности с выдержкой времени (2 ступень). 1)I 11 0cз Котс*Iнб.max=Котс*Кпер*Кнб*Iрасч.=1,25*1*0,05*0,26=0,02 кА Принимаю I 11 0cз=60А 4.2 Расчет защиты трансформатора.
Уставка должна выбираться из двух условий: -отстройки от броска тока намагничивания силового трансформатора. -отстройка от максимального первичного тока небаланса при переходном режиме расчетного внешнего кз. Отстройка от броска тока намагничивания. При включении силового трансформатора со стороны высшего напряжения, отношение броска тока намагничивания к амплитуде номинального тока защищаемого трансформатора не превышает 5. Это соответствует отношению амплитуды броска тока намагничивания к действующему значению номинального тока первой гармоники равному 5 =7. Отсечка реагирует на мгновенное значение, равна 2,5*Iдиф./Iном. Минимальная возможная уставка по первой гармонике Iдиф/Iном=4, что способствует 2,5*4=10 по отношению амплитуд. Сравнение полученных значений свидетельствует об отстроенности отсечки по мгновенным значениям от возможных бросков тока намагничивания. Расчеты показывают, что действующее значение первой гармоники броска тока намагничивания не превышает 0,35 от амплитуды броска. Если амплитуда равна 7 действующим значениям номинального тока, то действующее значение первой гармоники равно 7*0.35=2,46. Следовательно, даже при минимальной уставке в 4 Iном. Отсечка отстроена от бросков тока намагничивания и при регулировании на первую гармонику дифференциального тока. Отстройка от тока небаланса при внешнем кз.
Iдиф/Iном Котс*Кнб(1)*Iкз.вн.max где Кнб(1)-отношение амплитуды первой гармоники тока небаланса к приведенной амплитуде периодичной составляющей тока внешнего кз. Если и на стороне ВН и на стороне НН используется ТТ с вторичным номинальным током 5А, можно принимать Кнб(1)=0,7. Если на стороне ВН используется ТТ с вторичным номинальным током 1А, то следует принимать Кнб(1)=1,0. Коэффициент отстройки (Котс) принимается равным 1,2. Iкз.вн.max-отношение тока внешнего расчетного кз, к номинальному току трансформатора. Если по защищаемому трансформатору проходит сквозной ток Iскв., он может дифференциальный ток. Iдиф.=(Кпер*Кодн*Е+ Uрпн+ fдобав.)*Iскв=(2*1,0+0,13+0,04)*Iскв=0,37*Iскв. При выводе данной формулы предполагалось, что один ТТ работает точно, второй имеет погрешность, равную Iдиф. Введем, понятие коэффициента снижения тормозного тока. Ксн.т.=Iторм./Icкв.=1-0,5*(Кпер*Кодн.*E+ Uрпн+ fдобав)/Ксн.т.=100*1,3*(2*1*0,1+0,13+0,04)/0,815=59 Вторая точка излома тормозной характеристики: Iт 2 /Iном определяет размер второго участка тормозной характеристики. В нагрузочном и аналогичных режимах, тормозной ток равен сквозному. Появление витковых кз лишь незначительно изменяет первичные токи, поэтому тормозной ток почти не изменился. Для высокой чувствительности к витковым кз следует, чтобы во второй участок попал режим номинальных нагрузок, (Im/Iном=1), режим допустимых длительных перегрузок (Im/Iном=1,3). Желательно чтобы во второй участок попали и режимы возможных кратковременных перегрузок(самозапуск двигателей после АВР, пусковые токи мощных двигателей, если таковые имеются).
Принимаю I г2/I г1=0,15 Рассчитываем коэффициент чувствительности для рассматриваемой сети. Первичный ток срабатывания защиты при отсутствии торможения: Iс.з=Iном*(I 1/Iном)=208*0,3=62,4 А. При проверке чувствительности защиты учитываем, что благодаря направленности торможения при внутренних кз тормозной ток отсутствует. Чувствительность при двухфазном кз на стороне НН Кч=730*0,87/62,4=10,18 Вывод: чувствительность достаточная. 4.3 Защита от перегрузки “Сириус-Т”. Уставка сигнала перегрузки принимается равной: Iсз=Котс*Iном/Кв=1,05*3,4/0,95=3,76, где коэффициент отстройки Котс=1,05; коэффициент возврата в данном устройстве равен Кв=0,95. Номинальный ток Iном рекомендуется определять с учетом возможности увеличения его на 5% при регулировании напряжения. Для трансформатора мощностью 40 МВА номинальные вторичные токи на среднем ответвлении на сторонах ВН и НН равны 3,4 и 3,5 А. Расчетные значения уставки нагрузки равны. Сторона ВН:Iвн=1,05*1,05*3,4/0,95=3,95 А Сторона НН:Iнн=1,05*1,05*3,5/0,95=4,06 А Если трансформатор имеет расщепленную обмотку НН, то контроль перегрузки должен производиться устройствами защиты вводов, установленных на выключателях стороны НН. Защит действует на шинах с tсз=6с.
Расчет параметров срабатывания (уставок) максимально токовой защиты заключается в выборе тока срабатывания защиты (первичного); тока срабатывания реле. Кроме того производится расчетная проверка трансформатора тока. Выбор тока срабатывания. Уставки по току максимальной токовой защиты должны обеспечивать несрабатывание защиты на отключение при последовательных перегрузках и необходимую чувствительность при всех видах кз в основной зоне и в зоне резервирования. Iсз=Ксз*Ксх/Ктт=265*1/(300/5)=4,42 А Проверка чувствительности максимальной токовой защиты. Кч I (3) k.min.вн/Iсз=0.87*730/265=2,4 Кч I (3) k.min.вн/Iсз=0,87*5,28/265=1,73 1,2
Iкз.нн.=Iкз.вн*Uвн/Uнн=730*(96,58/10)=7050 А Пуск по напряжению. Расчет максимально токовой защиты с комбинированным пуском по напряжению, установленной на стороне 10,5 кВ. Первичное напряжение срабатывания защиты для реле минимального напряжения по условию отстройки от напряжения самозапуска при включении от АРВ или АПВ заторможенных двигателей нагрузки и по условию обеспечения возврата реле после отключения внешнего кз принимается: Uсз=0,6Uном=0,6*10500=6300В При этом напряжение срабатывания реле минимального напряжения составит: Uср=Uсз/Кч=0,6*10500/(10500/100)=60 В. К установке принимается реле РН-54/160 Для фильтра-реле напряжения обратно последовательности напряжения срабатывания защиты принимается по условию отстройки от напряжения небаланса в нагрузочном режиме. U2сз 0,06*Uном=0,06*10500=630В Напряжение срабатывания фильтра-реле напряжения обратной последовательности. U2ср=U2сз/К U =630/(10500/100)=6В Принимается к уставке фильтр-реле РСН-13. Проверка чувствительности по напряжению при кз в точке-5-для реле минимального напряжения. КчU=Uсз*Кв/Uз.max=6,3*1,2/4,1=1,84 1,2 где Uз.max= 3*I (3) к-4max*Zkw.min= *5280*0,45=4,1кВ здесь I (3) к-4max- ток трехфазного кз в конце кабельной линии в максимальном режиме работы (режим 9) -для фильтра реле напряжения обратной последовательности.
где U2з.min=0,5*Uном.нн.- *I 2 max*Zkw.min=0,5*10,5-( 2)*0,3*1,5=5,25-2,05=3,2кВ здесь I 2 max – ток обратной последовательности в месте установки защиты при замыкании между двумя фазами в конце кабельной линии в максимальном режиме работы. Можно принять: I 2 max=I (3) k-4.max/2=I (2) k-4.max/2 Выбор выдержек времени защит производится по ступенчатому принципу tсз мтз-10=tсз.св-10+ t=1+0,5=1,5c (РВ-128) tсз мтз-110=tсз.мтз-35+ t=2,3+0,3=2,6 (РВ-0,1) где tсз.св-10 –время срабатывания защиты на секционном выключателе 10 кВ Ступень селективности t принята для реле времени РВ-0,1 t=0,3с, для реле времени РВ-128 t=0,5с.
6.Расчет 10-ти процентной погрешности трансформаторов тока ТФНД-110. Коэффициент трансформации =100/5 Расчетная кратность 10-ти процентной погрешности: К (10) расч.=1,1*Iс/I1ном.=1,1*1440/100=15,84 по кривой 10-ти процентной погрешности определяется допустимая вторичная нагрузка Z2доп. Z2доп.=2 Ом Z2доп.=Zp+Rпр+R 0,05 перех. Zp=0,25Ом Z2доп.=Zp+Rпр+Rперех. Rпр=2-0,25-0,05=1,7 Ом q= *l/ Rпр=0,0285*70/1,7=1,17 |