Структура устройств релейной защиты

ВВЕДЕНИЕ

Настоящее учебное пособие соответствует базовому курсу цикла специальных дисциплин " Основы проектирования релейной защиты и автоматики электроэнергетических систем" Государственного образовательного стандарта по специальности " Автоматическое управление электроэнергетическими системами". В учебном пособии отражены вопросы, изучаемые студентами других электроэнергетических специальностей в курсе " Релейная защита и автоматика электроэнергетических систем". Закрепление практических знаний по этим дисциплинам осуществляется при выполнении студентами курсовых и дипломных проектов.

При учебном проектировании основными материалами являются " Руководящие указания по релейной защите" (выпуск 1-13) и типовые проекты по выполнению релейной защиты и автоматики элементов электрооборудования электроэнергетических систем. Эти материалы выпускаются проектными и научно-исследовательскими институтами " Энергосетьпроект" и " Атомтеплоэлектропроект" для специалистов-проектировщиков и характеризуются детальной проработкой широкого круга специальных вопросов, которые нашли отражение более чем в 200 печатных листов специальной литературы. Освоение этих материалов студентами затруднено из-за большого объема и сложности рассматриваемых технических решений.

В настоящем учебном пособии методически обобщены основные проектные материалы и руководящие указания по релейной защите электроэнергетических систем, которые дополнены пояснениями из предшествующих курсов общетехнических дисциплин.

Учебное пособие состоит из трех частей, охватывающих теоретический материал (часть I и II) и примеры расчетов (часть III).

В первой части, посвященной учебному проектированию релейной защиты электрических сетей энергосистем, рассмотрены вопросы выбора исходных данных и расчетных режимов для вычисления токов короткого замыкания, построения кривых спадания токов короткого замыкания по линиям с определением параметров отдельных последовательностей, подводимых к устройствам релейной защиты при коротких замыканиях. Приведены методики расчета релейной защиты от междуфазных повреждений (максимальные токовые и дистанционные защиты) и от замыканий на землю (максимальные токовые защиты нулевой последовательности). Рассмотрены методики расчета и особенности выполнения устройств релейной защиты, действующих при всех видах повреждений: комплектных защит шкафа ШДЭ-2801, поперечной дифференциально-направленной защиты параллельных линий и дифференциально-фазной высокочастотной защиты.

Вторая часть посвящена учебному проектированию релейной защиты основного электрооборудования электрических станций и подстанций. Рассмотрены типы применяемых устройств релейной защиты и принципы выбора основных и резервных защит генераторов, трансформаторов, автотрансформаторов и блоков генератор-трансформатор (автотрансформатор). Приведены методики расчета основных и резервных защит генераторов, работающих на сборные шины, понижающих трансформаторов и автотрансформаторов, а также блоков генератор-трансформатор и генератор-автотрансформатор.

В третьей части даются примеры расчета основных и резервных защит электроэнергетических систем. Комплексно рассмотрен пример расчета релейной защиты и автоматики участка сети с эффективно-заземленной нейтралью с расчетом уставок максимальных токовых защит от междуфазных повреждений, дистанционных защит, максимально-токовых защит от замыканий на землю, поперечной дифференциально-направленной защиты параллельных линий и высокочастотных дифференциально-фазных защит. Выполнено согласование выдержек времени автоматического повторного включения с релейной защиты, приведены схемы размещения релейной защиты и автоматики (карты селективности) для рассматриваемого участка сети.

Приводятся примеры расчета основных и резервных защит генератора, работающего на сборные шины, понижающего трансформатора, автотрансформатора понижающей подстанции и блока генератор-трансформатор.

Содержание

ВВЕДЕНИЕ. 3

Содержание. 5

Глава 1. Общие положения при проектирования релейной защиты электрических сетей. 10

1.1. Структура, классификация и основные проектные требования к устройствам релейной защиты.. 10

1.1.1. Структура устройств релейной защиты.. 10

1.1.2. Классификация защит электрических сетей. 12

1.1.3. Требования, учитываемые при проектировании защит. 12

1.2. Исходные данные для проектирования. 15

1.2.1. Номенклатура устройств релейной защиты.. 15

1.2.2. Исходные данные сети. 19

1.2.3. Основные режимы сети. 20

1.3. Расчет токов короткого замыкания. 21

1.3.1. Общий порядок расчета. 21

1.3.2. Составление схемы замещения прямой (обратной) последовательности 22

1.3.3. Составление схемы замещения нулевой последовательности. 23

1.3.4. Выбор расчетных режимов и вычисление токов короткогозамыкания 27

1.3.5. Определение параметров отдельных последовательностей, подводимых к защите при повреждениях. 29

1.3.6. Построение кривых спадания токов короткого замыкания по линиям 32

Глава 2. Проектирование релейной защиты для разных видов повреждений 34

2.1. Максимальные токовые защиты от междуфазных повреждений. 34

2.1.1. Общие замечания. 34

2.1.2. Максимальные токовые защиты линий с односторонним питанием 34

2.1.3. Ненаправленные токовые отсечки для линий с двусторонним питанием 36

2.2. Дистанционные защиты от междуфазных повреждений. 38

2.2.1. Общие замечания. 38

2.2.2. Расчет уставок защиты.. 40

2.3. Максимальные токовые защиты от замыканий на землю.. 49

2.3.1. Общие замечания. 49

2.3.2. Расчет уставок защиты.. 50

2.3.3. Особенности выбора уставок защиты на параллельных линиях 54

2.3.4. Отстройка от броска намагничивающего тока. 55

Глава 3. Проектирование релейной защиты от всех видов повреждений. 57

3.1. Комплектные защиты от всех видов повреждений. 57

3.1.1. Общие замечания. 57

3.1.2. Особенности расчета уставок дистанционной защиты шкафа ШДЭ-2801 60

3.1.3. Особенности расчета уставок блокировки при качаниях дистанционной защиты шкафа ШДЭ-2801. 62

3.2. Поперечная дифференциально-направленная защита параллельных линий 64

3.2.1. Общие замечания. 64

3.2.2. Расчет комплекта защиты от замыканий на землю.. 65

3.2.3. Расчет комплекта защиты от междуфазных повреждений. 67

3.3. Дифференциально-фазная высокочастотная защита. 69

3.3.1. Общие замечания. 69

3.3.2. Расчет пусковых органов при симметричных повреждениях. 72

3.3.3. Расчет пусковых органов при несимметричных повреждениях. 73

3.3.4. Расчет органа манипуляции. 76

Глава 4. Общие положения при проектировании релейной защиты основного оборудования электрических станций и подстанций. 78

4.1. Особенности построения и классификация защит. 78

4.1.1. Особенности выполнения защит. 78

4.1.2. Классификация защит основного оборудования. 78

4.2. Исходные данные для проектирования. 79

4.2.1. Номенклатура устройств релейной защиты.. 79

4.2.2. Исходные данные для расчета защит. 81

4.3. Состав применяемых защит. 81

4.3.1. Защиты генераторов, работающих на сборные шины.. 81

4.3.2. Защиты трансформаторов и автотрансформаторов. 82

4.3.3. Защита блоков генератор–трансформатор и блоков генератор–автотрансформатор. 83

Глава 5. Защита генераторов, работающих на сборные шины.. 85

5.1. Продольная дифференциальная токовая защита от междуфазных повреждений в области статора. 85

5.1.1. Основные условия выбора типов защит. 85

5.1.2. Расчет уставок срабатывания защиты и реле. 85

5.2. Поперечная дифференциальная токовая защита. 87

5.3. Защита от замыканий на землю в обмотке статора. 88

5.3.1. Особенности выполнения защиты.. 88

5.3.2. Расчет уставок срабатывания защиты и реле. 89

5.4. Максимальная токовая защита с комбинированным пуском по напряжению 91

5.5. Максимальная токовая защита обратной последовательности с приставкой для действия при симметричных КЗ. 93

5.5.1. Особенности выполнения защиты.. 93

5.5.2. Расчет уставок срабатывания. 94

Глава 6. Защита трансформаторов и автотрансформаторов. 95

6.1. Продольная дифференциальная токовая защита с реле типов РНТ-560 и ДЗТ-11. 95

6.1.1. Основные условия выбора типа защит. 95

6.1.2. Предварительный расчет защиты.. 96

6.1.3. Расчет уставок реле РНТ. 98

6.1.4. Расчет уставок реле типа ДЗТ-11. 101

6.2. Продольная дифференциальная токовая защита с реле ДЗТ-20. 102

6.2.1. Основные характеристики защиты и реле. 102

6.2.2. Расчет уставок срабатывания с балансировкой токов плеч на автотрансформаторах тока. 108

6.2.3. Методика расчета защиты с балансировкой намагничивающих сил плеч на трансреакторе реле. 111

6.3. Максимальная токовая защита от междуфазных повреждений. 117

6.3.1. Особенности выполнения защиты.. 117

6.3.2. Расчет уставок срабатывания максимальной токовой защиты.. 118

6.3.3. Расчет уставок срабатывания максимальной токовой защиты обратной последовательности. 120

6.4. Дистанционные защиты автотрансформаторов. 122

6.4.1. Особенности выполнения защит. 122

6.4.2. Расчет уставок срабатывания. 123

6.5. Максимальная токовая защита от замыканий на землю.. 125

6.5.1. Особенности выполнения защит. 125

6.5.2. Расчет уставок срабатывания. 126

Глава 7. Защита блоков генератор-трансформатор и генератор-автотрансформатор 130

7.1. Продольные дифференциальные токовые защиты блока. 130

7.1.1. Основные условия выполнения защит. 130

7.1.2. Особенности расчета уставок срабатывания. 131

7.2. Основные защиты блока не требующие специального расчета уставок 133

7.2.1. Поперечная дифференциальная защита генератора. 133

7.2.2. Защита от замыканий на землю в обмотке статора. 133

7.2.3. Защита от повышения напряжения с токовой блокировкой. 134

7.2.4. Защита от перегрузки ротора. 134

7.2.5. Защита от асинхронного хода. 134

7.2.6. Защита от повреждений вводов 500 и 750 кВ трансформаторов 135

7.3. Резервные защиты блока. 135

7.3.1. Основные условия выполнения защит. 135

7.3.2. Максимальная токовая защита обратной последовательности с независимыми выдержками времени. 137

7.3.3. Максимальная токовая защита обратной последовательности с интегрально-зависимой выдержкой времени. 140

7.3.4. Односистемная дистанционная защита. 142

7.3.5. Максимальная токовая защита от замыканий на землю.. 144

Глава 8. Пример расчета релейной защиты и автоматики участка сети напряжением 220 кВ.. 146

8.1. Расчет токов короткого замыкания. 146

8.1.1. Составление схемы замещения прямой последовательности. 146

8.1.2. Составление схемы замещения нулевой последовательности. 150

8.1.3. Выбор расчетных режимов и вычисление токов короткого замыкания 151

8.2. Максимально-токовые защиты от междуфазных замыканий. 157

8.2.1. Расчет максимальной токовой защиты для линии с односторонним питанием. 157

8.2.2. Расчет токовых отсечек для линий с двусторонним питанием. 160

8.3. Дистанционные защиты линий. 164

8.3.1. Расчет уставок дистанционных защит. 164

8.3.2. Проверка чувствительности реле сопротивления по току точной работы 173

8.3.3. Расчет уставок блокировки при качаниях. 174

8.4. Максимальные токовые защиты от замыканий на землю.. 178

8.5. Поперечная дифференциально-направленная защита параллельных линий 189

8.6. Дифференциально-фазная высокочастотная защита. 193

8.7. Автоматическое повторное включение. 200

8.8. Схема размещения релейной защиты и автоматики. 202

Глава 9. Примеры расчетов релейной защиты основного оборудования станций и подстанций. 205

9.1. Защита генератора, работающего на сборные шины.. 205

9.1.1. Исходные данные к расчету защит. 205

9.1.2. Расчет продольной дифференциальной защиты.. 205

9.1.3. Расчет защиты от замыканий на землю.. 207

9.1.4. Расчет максимальной токовой защиты обратной последовательности с приставкой для действия при симметричных КЗ. 208

9.2. Защита понижающего трансформатора. 210

9.2.1. Исходные данные к расчету защит. 210

9.2.2. Расчет продольной дифференциальной токовой защиты.. 211

9.2.3. Расчет максимальной токовой защиты с комбинированным пуском по напряжению.. 214

9.3. Защита автотрансформатора понижающей подстанции. 215

9.3.1. Исходные данные к расчету защит. 215

9.3.2. Расчет продольной дифференциальной токовой защиты.. 218

9.3.3. Расчет максимальной токовой защиты обратной последовательности на стороне ВН.. 224

9.3.4. Расчет максимальной токовой защиты на стороне НН с приставкой для действия при симметричных КЗ. 225

9.3.5. Расчет дистанционных защит. 226

9.3.6. Расчет максимальной токовой защиты нулевой последовательности 227

9.4. Защита блока генератор-трансформатор. 228

9.4.1. Исходные данные к расчету защит. 228

9.4.2. Расчет общей дифференциальной токовой защиты блока. 230

9.4.3. Расчет дифференциальной токовой защиты генератора. 233

9.4.4. Расчет дифференциальной токовой защиты трансформатора. 234

9.4.5. Расчет максимальной токовой защиты обратной последовательности 238

9.4.6. Расчет дистанционной защиты блока. 239

9.4.7. Расчет максимальной токовой защиты от замыканий на землю.. 240

Список литературы.. 241

Часть I. ПРОЕКТИРОВАНИЕ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

Глава 1. Общие положения при проектирования релейной защиты электрических сетей

1.1. Структура, классификация и основные проектные требования к устройствам релейной защиты

Требования, учитываемые при проектировании защит

Полный объем требований, предъявляемых к релейной защите, рассмотрен в /1, 2/. При проектировании релейной защиты основными требованиями являются: быстродействие, избирательность (селективность), чувствительность, надежность и наличие устройств сигнализации.

Быстродействующей считается защита, обеспечивающая подачу командного импульса на отключение со временем не более 0, 1 с с момента возникновения нарушения. Для линий 35 кВ и выше применение быстродействующего отключения считается обязательным на тех участках, где повреждения вызывают снижение напряжения до 60-65% на шинах подстанций, через которые осуществляется транзит мощности параллельно работающих станций системы. На рис.2 такими транзитными подстанциями (П) являются А, Б и В. Любое КЗ (К1, К2) на транзитных линиях АБ и БВ должно отключаться без выдержки времени, т.е. релейная защита на выключателях Q1-Q4 должна быть быстродействующей. Время действия защиты на выключателях Q5 и Q6 определяется уровнем остаточного напряжения на шинах подстанций Б и В при КЗ в конце зоны действия защиты (отсечки) в точках КЗ и К4. Здесь быстродействующая защита требуется только на выключателе Q5.

Рис.2. Пример определения быстродействия релейной защиты

Быстродействующими являются первые ступени токовых отсечек, дистанционных защит, продольные и поперечные дифференциальные, дифференциально-фазные и направленные высокочастотные защиты.

Избирательной считается защита, обеспечивающая отключение только поврежденного элемента энергосистемы. Необходимая избирательность достигается отстройкой от таких величин подводимых к защите параметров (I, I₀,, I₂, U₂, U₀, U, Z), при которых защита данного элемента не должна действовать. Указанную отстройку получают введением коэффициента запаса к_з к расчетной величине параметра:

А_с.з= к_з А_расч.

Для максимальных защит к_з > 1, для минимальных – к_з < 1.

Кроме того, для обеспечения избирательности и резервирования защиты выполняются многоступенчатыми с дополнительным согласованием ступеней смежных защит по времени (для вторых и последующих ступеней):

где t_с.з – время срабатывания защиты; Dt = 0, 5-0, 6 с – ступень селективности (избирательности).

Напомним, что функцию избирательности выполняют реле направления мощности и реле сопротивления.

На рис.3 показан принцип выполнения многоступенчатой защиты.

Рис.3. Пример определения избирательности многоступенчатой защиты

Первая ступеньзащищает основной объект и отстраивается от расчетных параметров при КЗ за выключателем смежного участка (в точке КЗ). Напомним, что при расчетах ток защиты одинаков в точках К1, К2, К3 и поэтому иногда говорят, что I-я ступень отстраивается от КЗ в конце линии (точка К1), хотя имеется в виду точка К3. Вторая ступень резервирует I-ю и полностью защищает свой объект и часть смежного, отстраивается от первых (или вторых) ступеней защиты смежных линий. Третья ступень резервирует защиты своей и смежной линий (частично), отстраивается от вторых (третьих) ступеней защит смежных линий, а также от нормального и перегрузочного режимов.

Чувствительной считается защита, обеспечивающая надежное отключение защищаемого элемента при его повреждениях. Надежность отключения характеризуется коэффициентом чувствительности.

Для максимальных защит коэффициент чувствительности определяется как отношение наименьшей величины электрического параметра, подводимого к защите при КЗ в конце защищаемой линии, к уставке срабатывания:

Для минимальных защит коэффициент чувствительности определяется как отношение уставки срабатывания (z_c_.з, U_с.з) к наибольшей величине электрического параметра, подводимого к защите при КЗ в конце защищаемой линии:

Значения коэффициентов чувствительности регламентируются / 1 /.

Для большинства основных защит принимается к_ч = 1, 5-2, 0, для резервных к_ч = 1, 2-1, 5. Чувствительность первых ступеней защит может характеризоваться косвенно – защищаемой зоной.

Надежной считается защита, обеспечивающая ее устойчивое функционирование в неодинаковых режимах. Различают аппаратную и эксплуатационную надежность. Аппаратная надежность характеризует качество защиты, обеспечивается простотой схем, а также безотказностью, ремонтопригодностью и долговечностью комплектующих элементов. Для сложных защит применяют устройства самоконтроля (функциональный контроль), обеспечивающие, в частности, вывод защиты из работы при ее повреждениях и контроль исправности выходных цепей. Особо сложные защиты выполняют с многократным дублированием и мажорированием основных каналов, что исключает неверное действие защиты при повреждении любого из них. Эксплуатационная надежность характеризует устойчивость функционирования и обеспечивается точностью работы и помехозащищенностью, а также реализацией таких основных требований, как быстродействие, избирательность и чувствительность.

Для повышения надежности применяют дублирование и резервирование основных защит (ближнее и дальнее резервирование).

Наличие устройств сигнализации позволяет судить о правильности работы защиты и автоматики и анализировать порядок протекания процессов при КЗ. С этой целью сигнальные реле устанавливаются не только в отключающих и включающих цепях выключателей, но и в цепи каждой ступени защиты. Кроме того, применяют устройства для автоматической записи электрических параметров системы в нормальном режиме (самопишущие приборы) и при КЗ (аварийные осциллографы, регистраторы).

Исходные данные для проектирования

Исходные данные сети

Исходная схема сети представляет собой однолинейную электрическую схему проектируемого района, на которой указывают:

1. Схему с номинальными напряжениями, длинами линий, марками проводов, наличием заземляющих тросов и их материала. Обязательно учитывают параллельность линий, частичную или полную, а также указывают расстояние между параллельными линиями.

2. Схему электрических соединений электростанций и подстанций с параметрами трансформаторов, автотрансформаторов (мощность, напряжение КЗ, группы соединения обмоток, пределы регулировки напряжения), генераторов (мощность, номинальное напряжение, сверхпереходное реактивное сопротивление) / 4 /; кроме того, места установки и типы коммутационной аппаратуры.

3. Приведенные к шинам подстанций защищаемой сети величины сопротивлений прямой (обратной) и нулевой последовательностей других частей системы, соответствующие максимальному и минимальному режимам работы.

4. Места установки, типы и коэффициенты трансформации датчиков информации. Трансформаторы тока (ТТ) – либо встроенные в выключатели, либо отдельно стоящие. Трансформаторы напряжения (ТН) устанавливаются на каждой системе шин подстанций, емкостные отборы напряжения – на входе линий, до выключателей.

Кроме того в исходных данных необходимо отразить ряд особенностей, влияющих на выбор принципов и расчет уставок релейной защиты.

1. Применение подстанций без выключателей на стороне высокого напряжения с установкой короткозамыкателей и отделителей. Здесь возникает необходимость отключения линии с питающего конца при коротком замыкании (КЗ) на приемной подстанции, например, в трансформаторе.

2. Присоединение потребителей к линии электропередачи глухими отпайками. При этом усложняется выбор уставок защит, особенно для параллельных линий.

3. Рост несимметричной нагрузки: электрическая тяга на переменном токе, электродуговые печи и т.д., – вследствие чего при нормальном режиме работы в сети появляются токи и напряжения обратной и нулевой последовательностей.

4. Широкое применение на одиночных линиях неполнофазных режимов работы по схеме две фазы и земля. Здесь также в нормальном режиме появляются токи и напряжения обратной и нулевой последовательностей.

5. Применение переменного оперативного тока, параметры которого зависят от вида и места КЗ.

Основные режимы сети

Основные режимы сети касаются уровня загрузки системы и режима заземления нейтрали.

1. По уровню загрузки системы режимы разделяют на максимальный или нормально-эксплуатационный, когда в работе находятся все элементы энергосистемы, и минимальный, когда часть генераторов и линий отключены при минимальном режиме работы смежной системы. Режим работы для выбора уставок и оценки чувствительности защит рассматриваются конкретно для каждой защиты элемента сети и для каждого вида КЗ. Кроме того, для выбора уставок последних ступеней защит учитываются аварийные (диспетчерские) режимы работы, для которых указывают уровни напряжений на подстанциях и величины токов по линиям и трансформаторам.

2. Режимы заземления нейтралей трансформаторов и автотрансформаторов принимают на основании следующих основных положений:

а) нейтрали всех автотрансформаторов заземляются наглухо;

б) заземление нулевых точек трансформаторов электростанций весьма желательно, так как при этом исключается возможность работы участка сети в режиме изолированной нейтрали с появлением перемежающейся дуги; в тех случаях, когда по условиям снижения токов замыкания на землю приходится разземлять нейтрали у части трансформаторов, необходимо предусматривать автоматику первоочередного отключения этих трансформаторов при устойчивом замыкании на землю в защищаемой сети (рис.4);

Рис.4. Пример первоочередного отключения блока генератор- трансформатор, работающего с изолированной нейтралью, при устойчивых замыканиях на землю в сети с эффективно- заземленной нейтралью

в) режим заземления нейтралей нулевых точек понизительных трансформаторов в основном определяется условиями работы релейной защиты (обычно заземляют только часть трансформаторов для того, чтобы при всех переключениях число заземленных трансформаторов не менялось); при работе сети с частичным заземлением нейтралей должны учитываться конструктивные особенности выполнения трансформаторов (некоторые типы трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ и регулировкой напряжения под нагрузкой имеют изоляцию нулевого вывода, рассчитанную на напряжение не более 40 кВ и недостаточную для случая перехода в режим с изолированной нейтралью);

г) силовые трансформаторы с резко-выраженной несимметричной нагрузкой (например, подстанций электротяги, работающей на однофазном переменном токе) требуют заземления нейтралей обмоток высокого напряжения, соединенных в звезду и присоединенных к сети 110–220 кВ.

При оценке категории потребителя учитывают существование параллельных связей, наличие резерва мощности, допустимость и длительность перерывов в энергоснабжении.

Общий порядок расчета

Расчеты токов КЗ для релейной защиты /2, 3, 6/ ведут, как правило, в именованных единицах приближенным методом, используя систему симметричных составляющих. Первоначально на исходной электрической схеме защищаемой сети намечают расчетные точки КЗ. Обычно это сборные шины разных напряжений всех подстанций сети, начало, середина и конец каждой линии. Затем составляют схемы замещения прямой (обратной) и нулевой последовательностей, на которых также указываются места расчетных точек КЗ. В дальнейшем производится выбор расчетных режимов для защит и вычисляются полные токи в месте КЗ и находится распределение токов по ветвям схемы.

При расчетах токов КЗ для релейной защиты и автоматики определяют действующее значение периодической слагающей для момента времени t = 0, полагая, что ЭДС всех генераторов совпадают по величине и фазе.

Влияние апериодической слагающей тока КЗ не учитывается потому, что она быстро затухает и не сказывается на работе защит, имеющих выдержку времени. Быстродействующие защиты отстроены от действия апериодической слагающей либо введением коэффициента отстройки к току срабатывания (к_пер=1, 5 – 2, 0), либо принципом выполнения измерительных органов (быстронасыщающиеся трансформаторы, избирательные фильтры).

Затухание периодической слагающей тока в процессе КЗ учитывают только для резервных защит от междуфазных повреждений генераторов и блоков генератор-трансформатор при КЗ на шинах генераторного напряжения, где отношение может достигать 1, 5 для турбогенераторов и 1, 1 для гидрогенераторов.

Для защиты и автоматики сетей затухание периодической слагающей тока КЗ не учитывают по следующим причинам:

– все генераторы снабжены устройствами автоматической регулировки возбуждения, стремящимися поддержать неизменными напряжение на шинах генератора и ток КЗ;

– точки КЗ в сетях, как правило, удалены от генераторов, и изменение сопротивления последних мало сказывается на результирующем сопротивлении до места КЗ;

– основные защиты сетей имеют время срабатывания порядка 0, 1 с и затухание токов КЗ не сказывается;

– для медленнодействующих защит затухание периодической слагающей тока КЗ компенсируется тем, что возврат реле происходит при токе меньшем, чем ток срабатывания (к_в = 0, 8–0, 85), а также наличием устройств мгновенного замера и величиной коэффициента чувствительности.

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 и различные комплектные защиты, выполненные на базе их (см. п.1.2.1), 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 двусторонним питанием МТЗ используется, как правило, в качестве отсечки.

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 I и II 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.14 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.

Рис.14. Структурная схема дистанционной защиты панели ЭПЗ-1636

Характеристики срабатывания реле сопротивления на комплексной плоскости представляют собой окружность (для третьей ступени можно выполнить эллипс), проходящую через начало координат. Диаметр окружности определяется уставкой срабатывания, а положение – углом максимальной чувствительности j_м.ч, 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).

Расчет уставок защиты

1. Предварительно в зависимости от марки провода определяется удельное комплексное сопротивление z_у = r_у + jx_у, по которому находится полное сопротивление линии z_л= z_y × l. Затем находится длительно допустимый ток по условиям нагрева проводов, по которому выбирается коэффициент трансформации ТТ. В табл.2.1 приведены некоторые параметры сталеалюминиевых проводов для линий напряжением 110–220 кВ.

Таблица 2.1

Параметры сталеалюминиевых проводов для линий электропередач

напряжением 110-220 кВ

Марка провода	Допустимые токи	r_у, Ом/км	x_у, Ом/км
	нагрузки, А		110 кВ	220 кВ
АС 70/11 АС 95/16 АС 120/19 АС 150/24 АС 185/29 АС 240/32 АС 300/39 АС 400/51 АС 500/64		0, 428 0, 306 0, 249 0, 198 0, 162 0, 12 0, 098 0, 075 0, 06	0, 444 0, 434 0, 427 0, 42 0, 413 0, 405 – – –	– – – – – 0, 435 0, 429 0, 42 0, 413

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

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

(2.13)

где к_З = 0, 85 – коэффициент запаса по избирательности, учитывающий погрешность защиты совместно с трансформаторами тока и напряжения / 7 /.

Отстройка от КЗ на шинах подстанции в месте установки защиты не производится, так как все ступени защиты выполнены направленными.

3. Уставка срабатывания второй ступени выбирается по двум основным условиям (рис.15):

а) согласование с дистанционными защитами смежных линий

(2.14)

где к'_З = 0, 78 – коэффициент запаса по избирательности согласуемых защит линий; к_ток = I_з.выб/ I_з.см – коэффициент токораспределения, определяемый по току трехфазного КЗ в конце зоны действия той защиты, с которой производится согласование (при этом следует рассматривать такие режимы, когда значение к_ток максимально); I_з.выб – ток, протекающий через ТТ защиты, для которой выбирается уставка; I_з.см – ток, протекающий через ТТ смежной защиты, с которой производится согласование; – уставка срабатывания первой (или второй) ступени защиты смежной линии;

б) отстройка от КЗ за трансформатором приемной подстанции

(2.15)

где DU – наибольший относительный предел регулировки напряжения силового трансформатора / 4 /, например, DU = 0, 12 при регулировке ± 12%.

Рис.15. Расчетные условия для согласования дистанционных защит: а – согласование с защитами смежных линий; б – отстройка от КЗ за трансформатором

В дальнейшем из всех полученных значений сопротивлений срабатывания в качестве расчетного выбирается наименьшее.

4. Выдержка времени второй ступени принимается на ступень селективности (Dt = 0, 5 с), больше выдержек времени тех ступеней защит, с которыми производится согласование:

(2.16)

Из всех полученных значений выдержки времени в качестве расчетной выбирается большая.

При наличии на смежных параллельных линиях поперечной защиты, вторая ступень дистанционной защиты должна быть отстроена от времени каскадного действия поперечной защиты (порядка 0, 7-0, 8 с). Если на приемной подстанции предусматривается устройство резервирования отказа выключателя (УРОВ), то вторая ступень защиты должна быть отстроена от времени его действия (0, 8-0, 9 с).

5. Чувствительность второй ступени защиты проверяется при металлических КЗ на шинах приемной подстанции (режим ближнего резервирования):

Если на линии имеется отпайка, то чувствительность проверяется и при металлическом КЗ в конце ее (рис.16, а):

(2.17)

где z_л.отп – сопротивление линии от места установки защиты до отпайки; z_отп – сопротивление отпайки; к_{ток.отп} = I_з.выб/I_отп – коэффициент токораспределения при КЗ в конце отпайки.

Допускается выполнение условия (2.17) при каскадном отключении КЗ на отпайке.

6. Уставка срабатывания третьей ступени защиты выбирается, как правило, по условиям отстройки от максимального тока нагрузки линии. Ток нагрузки принимается либо по длительно допустимому току нагрева провода, либо задается диспетчерской службой энергосистемы, в последнем случае указывается cosj нагрузки:

(2.18)

где U_{мин.экспл} – минимальное эксплуатационное напряжение, предварительно может быть принято равным 0, 9 U_ном; к_н = 1, 2 – коэффициент надежности; к_в = 1, 1 – коэффициент возврата (для реле сопротивления); j_м.ч = 65-80° – угол максимальной чувствительности реле сопротивления; j_нагр. – угол сопротивления, обусловленного нагрузкой.

Первоначально z_с.з определяется при cos (j_м.ч– j_нагр) = 1, но если чувствительность защиты получается недостаточной, то учитывают характер нагрузки и j_м.ч. Обычно j_нагр £ 30-40°.

12 3 4 5 6 7 8 9 10 Следующая ⇒