Релейная защита и автоматизация систем электроснабжения (стр. 2 )

2. Для генераторов, трансформаторов, автотрансформаторов и реакторов учитывается только индуктивная составляющая сопротивления:

; (1.1)

; (1.2)

; (1.3)

где – сверхпереходное сопротивление генератора мощностью ; – напряжение короткого замыкания соответствующей обмотки трансформатора (автотрансформатора), отнесенное к мощности данной обмотки; хр – индуктивное сопротивление одной фазы реактора, отнесенное к номинальным параметрам реактора , , %.

3.  Для линий 110 кВ и выше активное сопротивление проводов не учитывается и принимается для всех линий одинаковое, удельное сопротивление прямой последовательности:

 Ом/км, а .

При напряжении 330 кВ и выше обычно учитывают емкостную проводимость линий, а Ом/км. Для линий 35 кВ и ниже учитывают и активное сопротивление проводов [4].

4. По вычисленным сопротивлениям элементов сети составляется схема замещения прямой последовательности, на которой указывают наименования подстанций, расчетные точки КЗ и значения сопротивлений элементов схемы с обязательной маркировкой сопротивлений или ветвей схемы. При расчете защит сетей схема замещения обратной последовательности принимается такой же, как и схема замещения прямой последовательности.

1.3.3. Составление схемы замещения нулевой последовательности

1.  Для трансформаторов и автотрансформаторов схема замещения нулевой последовательности составляется на основе схемы замещения прямой последовательности. При этом можно применить следующее мнемоническое правило: сопротивления обмоток, соединенных в треугольник, подключают к земле; сопротивления обмоток, соединенных в звезду, включают последовательно в схему при заземленной нейтрали, и размыкают цепь обмотки при изолированной нейтрали.

Пример составления схем замещения показан на рис. 1.5.

Указанное правило обусловлено тем (рис. 1.6), что индуктивное сопротивление обмоток, связанных с землей, определяется сопротивлением ветви намагничивания , которое намного больше сопротивления рассеяния обмоток . Наличие же обмотки, соединенной в треугольник (в которой токи нулевой последовательности замыкаются), играет роль размагничивающего контура для обмоток, соединенных в звезду. Поэтому результирующее сопротивление определяется суммой сопротивлений рассеяния этих обмоток. Из рис. 1.6 видно, что при замыкании ключа S сопротивление токам нулевой последовательности находится как .

Рис. 1.5. Пример составления схемы замещения трехобмоточного трансформатора и

автотрансформатора (сторона BH‑I, CH‑II, НН‑III)

Рис. 1.6. Пример распределения токов нулевой последовательности в трехфазном трансформаторе (а) и схема замещения (б) фазы трансформатора

2. Сопротивление воздушной линии токам нулевой последовательности зависит от наличия грозозащитных тросов, их материала, наличия параллельных линий и расстояния между последними, а также от марки и расположения проводов, типов опор. В зависимости от этих параметров удельное сопротивление нулевой последовательности колеблется от 0,8 до 2,6 Ом/км.

Приведенные значения удельного индуктивного сопротивления линии токам нулевой последовательности получены на основе расчета электромагнитного поля воздушной линии (совокупности проводников) с возвратом тока в землю. Из расчетов следует, что распределенный ток земли можно представить в виде сосредоточенного тока , протекающего на глубине (рис. 1.7).

Эта глубина на частоте 50 Гц более, чем на порядок превышает расстояние между проводами линии. Последнее позволяет наглядно пояснить возрастание сопротивления по сравнению с сопротивлением тем, что токи нулевой последовательности отдельных фаз совпадают по направлению, а размагничивающее влияние обратного тока земли незначительно.

Рис. 1.7. Пример распределения токов и магнитных потоков нулевой последовательности двухцепной линии

В результате магнитные потоки отдельных фаз (, , ) совпадают, образуя результирующий магнитный поток самоиндукции для одной линии , а для двухцепной линии при совпадающих направлениях токов магнитный поток возрастает за счет потока взаимоиндукции (рис. 1.7). Соответственно возрастает и сопротивление нулевой последовательности

.

При практических расчетах сопротивления нулевой последовательности линии дают в зависимости от ее сопротивления токам прямой последовательности (табл. 1.1). Особый интерес представляют схемы замещения нулевой последовательности двухцепных линий при КЗ на одной из цепей, а также в режимах каскадного отключения одной из линий и в режиме отключения и заземления одной из параллельных линий.

Таблица 1.1

Сопротивление линии токам нулевой последовательности

Параметры линии	Линии
Одноцепная х0 один. = х0с	Двухцепная (на цепь) Х 0 дв = х 0с + хв
Без грозозащитного троса	3,5 х1л	5,5 х1л
Со стальным тросом	3х1л	4,7 х1л
С хорошо проводящим тросом	2х1л	3,0 х1л

В этих случаях, вследствие наличия взаимоиндукции, распределение токов нулевой последовательности по линиям существенно изменяется. Схемы замещения прямой (обратной) и нулевой последовательностей для указанных случаев приведены на рис. 1.8.

Рис. 1.8. Исходные схемы и схемы замещения прямой и нулевой последовательностей

параллельных линий в характерных расчетных режимах; а – КЗ на одной линии,

б – КЗ при отключенной и заземленной одной линии, в – каскадное отключение КЗ на одной линии

Схемы замещения нулевой последовательности для более сложных случаев (три и более параллельные линии; наличие заземленных отпаек на параллельных линиях) даны в [4].

3. По вычисленным сопротивлениям элементов составляют схему замещения нулевой последовательности, на которой' указывают наименования подстанций, расчетные точки КЗ и значения сопротивлений элементов сети. Элементы схемы нумеруются, указываются значения сопротивлений элементов схем.

1.3.4. Выбор расчетных режимов и вычисление токов короткого замыкания

1. При выборе расчетных режимов, кроме общих максимального и минимального, для каждой защиты и каждого вида КЗ рассматривается ряд своих максимальных и минимальных режимов: по максимальным выбирают уставки срабатывания защит, по минимальным оценивают чувствительность. При выборе таких частных режимов допускают возможность одновременного отключения только двух-трех элементов энергосистемы (ремонтное и аварийное отключение). Не рассматриваются случаи одновременного возникновения двух КЗ как нереальные. Так, для получения максимального значения тока КЗ по линии стремятся отключить параллельные ветви, питающие место КЗ от общего источника, а для получения минимального режима производят отключения, ухудшающие связь точки КЗ и источника по данной линии. В ряде случаев защита может иметь недостаточную чувствительность в отдельных минимальных режимах, тогда проверяют чувствительность зашиты в каскаде в этих режимах и обязательно определяют коэффициенты чувствительности для общих максимального и минимального режимов, как наиболее вероятных. Напомним, что при каскадном (поочередном) отключении линии через защиту, действующую в последнюю очередь, протекает полный ток повреждения (а не доля), благодаря чему чувствительность защиты резко увеличивается.

Для расчета параметров аварийного режима в энергосистемах и сетевых предприятиях широко применяется комплекс программ ТКЗ‑3000. Комплекс позволяет рассчитывать электрические величины в трехфазной симметричной сети любого напряжения при однократной продольной или поперечной несимметрии и выбирать уставки защит от замыканий на землю.

С помощью комплекса можно получать токи, напряжения, отношения токов к напряжениям (сопротивления) как в виде симметричных составляющих, так и в виде полных фазных или междуфазных величин. Для токовых защит от замыканий на землю производится отстройка от фиксированной точки КЗ, согласование с одной или несколькими защитами, проверка чувствительности, а также моделирование процесса отключения при работе дальнего резервирования.

Подсистема сетевого хозяйства позволяет перенумеровать узлы сети, создавать новую сеть путем слияния двух сетей, производить сверку сетей.

Подсистема эквивалентирования позволяет сворачивать сеть к любому числу узлов, а также строить новую сеть на основе полученного эквивалента.

Предельные возможности комплекса:

– объем сети до 3000 узлов и 7500 ветвей;

– общее число индуктивно связанных ветвей 2500;

– количество ветвей в одной группе индуктивно связанных ветвей 20.

2. При условии идентичности схем замещения прямой и обратной последовательностей для определения полных токов, а также составляющих отдельных последовательностей токов и напряжений в месте КЗ можно воспользоваться следующими упрощенными расчетными выражениями [4]:

а) при трехфазных КЗ полный ток фазы равен току прямой последовательности

, (1.4)

где – результирующее сопротивление прямой последовательности, приведенное к точке КЗ;

б) при двухфазном КЗ полный ток поврежденной фазы равен

, (1.5)

где – результирующее сопротивление обратной последовательности; при этом составляющие токов и напряжений прямой и обратной последовательностей в месте КЗ находятся как

; ;

в) при однофазном КЗ на землю полный ток поврежденной фазы равен

, (1.6)

где – результирующее сопротивление нулевой последовательности в точке КЗ; при этом составляющие токов и напряжений прямой, обратной и нулевой последовательностей в месте КЗ находятся как

(1.7)

г) для двухфазного КЗ на землю вычисляют, как правило, только ток замыкания на землю

. (1.8)

3. Распределение токов прямой, обратной и нулевой последовательностей при всех видах КЗ производится соответственно по схемам замещения прямой (обратной) и нулевой последовательностей.

1.3.5. Определение параметров отдельных последовательностей, подводимых к защите при повреждениях

1. Для прямой и обратной последовательностей ток линии находится как

, (1.9)

где – доля тока линии по отношению к току Iк в месте КЗ, которая определяется по схеме замещения прямой последовательности или принимается по результатам расчета трехфазных КЗ.

2. Для нулевой последовательности ток линии находится как

, (1.10)

где – доля тока нулевой последовательности, протекающего по линии; определяется по схеме замещения нулевой последовательности или принимается по результатам расчета токов однофазного КЗ.

В практических расчетах для релейной защиты и автоматики вычисляют только токи трехфазных и однофазных КЗ, по которым определяют токи при других видах повреждений.

3. Распределение напряжений отдельных последовательностей на различных элементах сети при трехфазных, двухфазных и однофазных КЗ показаны на эпюрах (рис. 1.9). Напряжения различных последовательностей, подводимые к устройствам релейной защиты, находятся пу-тем алгебраического сложения напряжения в месте КЗ и соответствующего падения напряжения на линии до шин подстанции, где установлена защита.

В соответствии с рис. 1.9 можно записать:

а) при трехфазном КЗ

; (1.11)

б) при двухфазном КЗ

; (1.12)

; (1.13)

в) при однофазном КЗ

; (1.14)

; (1.15)

, (1.16)

или

.

1.3.6. Построение кривых спадания токов короткого замыкания по линиям

Кривые спадания (см. рис.1.9) строятся для определения зоны действия, согласования защит и нахождения остаточных напряжений.

Построение кривых производится по токам, протекающим по линии, т. е. через трансформаторы тока (ТТ) защиты при перемещении точки КЗ в этой линии (КЗ в начале, середине и конце ее). Для линий с односторонним питанием первичный ток защиты равен полному току трехфазного (двухфазного) КЗ на линии. В сети сложной конфигурации определение первичного тока защиты несколько затруднено при КЗ в начале линии, непосредственно у шин подстанции. В этом случае ток защиты равен полному току КЗ на шинах за вычетом тока линии, для которой производится построение кривой (ток линии со стороны противоположной подстанции протекает только до точки КЗ и не попадает в ТТ защиты данной подстанции).

При КЗ в середине и конце линии ток через ТТ защиты равен той части тока повреждения, который протекает со стороны данной подстанции.

Принцип построения кривых спадания токов КЗ по линиям показан на рис. 1.10.

Построение выполнено для трансформаторов тока подстанции А и подстанции Б в сторону подстанции В.

На кривых спадания расчетные ординаты имеют обозначение точки КЗ и ветвей схемы замещения, которые определяют ток через указанные трансформаторы тока при повреждении в данной точке. Пунктиром показано построение кривых от подстанции В к подстанции А.

Рис. 1.9. Эпюры напряжений составляющих отдельных последовательностей

при различных видах КЗ

Рис. 1.10. Пример построения кривых спадания токов КЗ по линиям

Глава 2. ПРОЕКТИРОВАНИЕ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ДЛЯ РАЗНЫХ ВИДОВ ПОВРЕЖДЕНИЙ

2.1. Максимальные токовые защиты от междуфазных повреждений

2.1.1. Общие замечания

Максимальные токовые защиты (МТЗ) приходят в действие при увеличении тока в линии сверх некоторого значения, определяемого условиями избирательности. В качестве реле, реагирующих на возрастание тока, используются максимальные токовые реле типа РТ‑40, различные комплектные защиты, выполненные на их базе, или измерительные органы тока современных защит.

Для линий с односторонним питанием МТЗ выполняется многоступенчатой и обычно служит основной защитой от междуфазных повреждений. Для линий с двухсторонним питанием МТЗ используется, как правило, в качестве отсечки.

2.1.2. Максимальные токовые защиты линий с односторонним питанием

В качестве примера рассмотрен участок сети, приведенный на рис. 2.1. Для наглядности расчетные выражения даны для защиты, установленной на подстанции А. Для расчета МТЗ любой другой подстанции формулы будут те же.

Рис. 2.1. К примеру для расчета МТЗ от междуфазных повреждений для линий с односторонним питанием

1. Ток срабатывания отсечки первой ступени отстраивается от максимального тока КЗ за выключателем смежного участка

, (2.1)

где – коэффициент запаса по избирательности.

2. Если линия питает трансформаторы, не имеющие выключателей на стороне высокого напряжения, то расчетным является КЗ за выключателем на стороне низшего напряжения. В этом случае .

Оценка чувствительности отсечки первой ступени производится по величине защищаемой зоны или по коэффициенту чувствительности. Зона, защищаемая отсечкой, определяется по кривым спадания токов КЗ по линиям в максимальном и минимальном режимах при условии .

Если расчетной является отстройка от КЗ за трансформатором приемной подстанции (например, защита ПВ, точка К6), то отсечка обычно защищает всю линию . В этом случае определяется как , так и коэффициент чувствительности , при КЗ в конце защищаемой линии (точка К5):

, (2.2)

где – результирующее сопротивление, соответствующее току срабатывания; – сопротивление системы, приведенное к шинам подстанции В в месте установки защиты.

(2.3)

при – отсечка применяется в качестве основной защиты.

3. Определяется остаточное напряжение на шинах в месте установки защиты при КЗ в конце зоны действия отсечки, % :

. (2.4)

Если остаточное напряжение окажется менее 60 %, а питающая подстанция является транзитной, то можно применить ускорение защиты до АПВ.

4. Ток срабатывания отсечки второй ступени отстраивается от токов срабатывания отсечки I или II ступеней защит смежных линий

, (2.5)

и проверяется отстройка от КЗ за трансформатором приемной подстанции (при наличии выключателя на стороне высокого напряжения трансформатора, см. рис. 2.1)

. (2.6)

Расчетным является большее из значений, полученных по формулам (2.5) и (2.6).

5. Выдержка времени II ступени защиты принимается на ступень селективности () больше выдержек времени ступеней защиты, от которых произведена отстройка:

. (2.7)

6. Чувствительность отсечек второй ступени проверяется в случае металлического КЗ в конце защищаемой линии при минимальном режиме (см. рис. 2.1)

. (2.8)

7. Ток срабатывания максимальной токовой защиты (третьей ступени) отстраивается от максимального тока нагрузки присоединения

, (2.9)

где – коэффициент запаса по избирательности; – коэффициент возврата для реле РТ‑40; – коэффициент самозапуска электродвигателей; максимальный ток нагрузки равен:

.

8. Проверяется отстройка от токов срабатывания вторых или третьих ступеней защит смежных линий, аналогично (2.5)

.

9. Выдержка времени третьей ступени защиты принимается на ступень селективности больше выдержек времени защит, от которых произведена отстройка, аналогично (2.7).

10. Чувствительность третьей ступени защиты проверяется при КЗ в конце смежного участка в минимальном режиме (рис. 2.1)

. (2.10)

2.1.3. Ненаправленные токовые отсечки для линий с двусторонним питанием

1. Ток срабатывания отсечки отстраивается от максимального тока, протекающего через защиту при следующих расчетных условиях (рис.  2.2):

а) отстройка от максимального тока линии при КЗ на шинах приемной подстанции (рис. 2.2, а);

б) отстройка от максимального тока линии при КЗ на шинах подстанции в месте установки защиты (КЗ «за спиной») (рис. 2.2, б);

в) отстройка от максимального тока качаний (рис. 2.2, в), возникающего при расхождении ЭДС параллельно работающих станций на 180° и

, (2.11)

, (2.12)

где – эквивалентное минимальное сопротивление связи между параллельно работающими станциями, включая сверхпереходное сопротивление генераторов и сопротивление линии связи;

.

Ток срабатывания отсечки выбирается по наибольшему из полученных значений токов.

Поскольку при внешних КЗ (К1, К2) и при качаниях через защиты, установленные на обоих концах линии, протекают одинаковые токи, то уставка срабатывания для обеих защит принимается одной и той же:

.

Рис. 2.2. К выбору тока срабатывания отсечек линий с двусторонним питанием

Рис. 2.3. Определение результирующего сопротивления системы при каскадном

отключении КЗ

2.  Определяются зоны, защищаемые отсечкой в максимальном и минимальном режимах, а также в режиме каскадного отключения. В первом случае используются кривые спадания, во втором – выражение (2.2), а зона отсечки

.

Рекомендуется определить чувствительность отсечки при двухфазном КЗ в начале линии. Отсечка может рекомендоваться к установке, если .

3. Определяются по (2.4) уровни остаточных напряжений на шинах подстанций (в месте установки защиты) при КЗ в конце зоны действия отсечки. Для максимального и минимального режимов , для режима каскадного отключения находится по (2.2). Определение показано на рис. 2.3.

4. Производится заключение о применимости отсечки. Если напряжение на шинах подстанции в минимальном режиме или режиме каскадного отключения с равно или превышает 60 %, то отсечка применяется в качестве основной защиты. Если остаточное напряжение менее 60 %, а отсечка защищает в максимальном режиме 15–20 % линии, то она применяется в качестве дополнительной защиты.

2.2. Дистанционные защиты от междуфазных повреждений

2.2.1. Общие замечания

Дистанционные защиты используются в сетях сложной конфигурации для защиты линий от междуфазных КЗ. Эти защиты приходят в действие при снижении сопротивления сети, т. е. являются минимальными. Основными преимуществами дистанционных защит по сравнению с токовыми защитами являются независимость защищаемой зоны при изменении уровня токов КЗ, т. е. при изменении режима работы сети, а также направленность действия. Селективность защит смежных линий обеспечивается введением ступенчатых выдержек времени: все КЗ в пределах I зоны (ступени), ближайшей к месту установки защиты, отключаются с минимальным временем; все КЗ в пределах II зоны — с большим временем; КЗ в пределах последней, III зоны, отключаются с наибольшим временем. Измерительными органами защиты являются направленные реле полного сопротивления, которые называются дистанционными органами (реле l и ll ступеней) и пусковыми органами (реле III ступени).

Дистанционные защиты, как правило, входят в состав комбинированных панелей типа ЭПЗ 1636, ШДЭ 2801, но могут выполняться и в виде отдельных панелей, например типа ПДЭ 2001.

В качестве примера на рис. 2.4 приведена структурная схема дистанционной защиты панели ЭПЗ 1636.

Основными элементами защиты являются:

а) блок измерения, включающий набор реле сопротивления с согласующими трансреакторами (по цепям тока) и трансформаторами (по цепям напряжения);

б) блокировка при качаниях, разрешающая работу защиты на время ликвидации КЗ в сети;

в) блокировка при неисправностях цепей напряжения;

г) блок логики, обеспечивающий заданные временные характеристики защиты;

д) выходные цепи и цепи ускорения защиты.

Характеристики срабатывания реле сопротивления на комплексной плоскости представляют собой окружность (для III ступени можно выполнить эллипс), проходящую через начало координат. Диаметр окружности определяется уставкой срабатывания, а положение – углом максимальной чувствительности , который принимается в зависимости от напряжения сети и марки провода. Реле сопротивления современных защит имеют для II-III ступеней более сложные характеристики срабатывания (четырехугольник, треугольник).

Рис. 2.4. Структурная схема дистанционной защиты панели ЭПЗ 1636

2.2.2. Расчет уставок срабатывания

1. Предварительно в зависимости от марки провода определяется удельное комплексное сопротивление , по которому находится полное сопротивление линии . Затем находится длительно допустимый ток по условиям нагрева проводов, по которому выбирается коэффициент трансформации ТТ. В табл. 2.1 приведены некоторые параметры сталеалюминевых проводов для линий напряжением 110–220 кВ.

2. Уставка срабатывания первой ступени выбирается из условия отстройки от КЗ на шинах приемной подстанции

, (2.13)

где – коэффициент запаса по избирательности, учитывающий погрешность защиты совместно с трансформаторами тока и напряжения [5]. Отстройка от КЗ на шинах подстанции в месте установки защиты не производится, так как все ступени защиты выполнены направленными. Параметры сталеалюминевых проводов для линий электропередач напряжением 110–220 кВ представлены в табл. 2.1

Таблица 2.1

Параметры сталеалюминиевых проводов для линий электропередач

напряжением 110–220 кВ

Марка провода	Допустимые токи нагрузки, А	ry, Ом/км	Xy, Ом/км
110 кВ	220 кВ
АС 70/11	265	0,428	0,444	—
AC 95/16	330	0,306	0,434	—
AC 120/19	375	0,249	0,427	—
AC 150/24	450	0,198	0.42	—
AC 185/29	510	0,162	0,413	—
AC 240/32	605	0,12	0,405	0.435
AC 300/39	690	0,098	—	0,429
AC 400/51	835	0,075	—	0,42
AC 500/64	945	0,06	—	0.413

Примечание. Цифры в марках проводов обозначают номинальное сечение алюминия (в числителе) и стали (в знаменателе), мм2.