Options de mise en œuvre d'ensembles de protection pour lignes aériennes 110-220 kV.

1. L'ensemble de protections le plus simple est utilisé sur les lignes aériennes sans issue : protection de courant à deux étages contre les courts-circuits entre phases (MTZ et MFTO) et protection contre les défauts à trois étages. Dans le même temps, il n'y a pas de redondance à courte portée des protections des lignes aériennes et un cas est possible où, lors d'un court-circuit sur une ligne aérienne sans issue et d'une défaillance de sa protection, tout le niveau secondaire d'une sous-station d'un grand système est s'éteint lorsque les protections redondantes à longue portée fonctionnent. Autrement dit, même sur de simples lignes aériennes sans issue s'étendant depuis les bus des grandes sous-stations et des centrales électriques, il serait souhaitable d'utiliser une protection primaire et de secours pour augmenter la fiabilité du fonctionnement de la sous-station ou des centrales électriques, mais une telle pratique n’est pas accepté.

2. L'option la plus simple pour les lignes aériennes formant un système avec alimentation bidirectionnelle : DZ à trois étages, ZZ à quatre étages et MFTO. DZ et ZZ assurent la protection des lignes aériennes contre tous types de courts-circuits et une redondance de protection longue portée. MFTO est utilisé comme protection supplémentaire en raison de sa simplicité, de son faible coût, de sa grande fiabilité et de sa rapidité.

Des dispositifs de protection de relais de ligne aérienne typiques de 110 à 220 kV sont produits dans le commerce et contiennent une protection à distance à trois niveaux, une protection de protection à quatre niveaux et un MFTO :

Le panneau électromécanique de type EPZ-1636 est produit par l'usine d'appareils électriques de Cheboksary (CHEAZ) depuis 1967. Installé sur la plupart des lignes aériennes 110-220 kV du système électrique de la région de Tcheliabinsk.
- l'armoire électronique de type ShDE-2801, produite par ChEAZ depuis 1986, dans le système énergétique de la région de Tcheliabinsk, elle n'est installée que sur quelques dizaines de lignes aériennes 110-220 kV.
- armoires à microprocesseur de la série ШЭ2607, produites par NPP Ekra depuis les années 1990 : ШЭ2607 011, ШЭ2607 016 (commande d'un interrupteur avec variateur triphasé, DS à trois étages, 3Z à quatre étages, MFTO), SHE2607 012 (contrôle d'un interrupteur avec entraînement phase par phase, DS à trois étages, 3D Z à quatre étages, MFTO), ShE2607 021 (DZ à trois étages, ZZ à quatre étages, MFTO).

Manque de réserves serrées.
- déconnexion du court-circuit à l'extrémité de la ligne aérienne protégée avec le temps du deuxième ou du troisième étage de protection.

3. Une version plus complexe de protection des lignes aériennes avec alimentation bidirectionnelle est l'utilisation d'une armoire de protection de type ShDE-2802 (produite par CHEAZ depuis 1986). L'armoire contient deux ensembles de protections : principale et de secours. L'ensemble principal de protection comprend une protection d'urgence à trois niveaux, une protection à quatre niveaux et un MFTO. Kit de sauvegarde – DZ et ZZ simplifiés à deux étages. Chaque kit assure la protection des lignes aériennes contre tous types de courts-circuits. Dans ce cas, le jeu de sauvegarde assure une redondance de protection à courte portée, le jeu principal assure une sauvegarde à longue portée.

Inconvénients de cet ensemble de protections :

a) Redondance courte portée pas tout à fait complète, puisque les ensembles de protection principaux et de secours :

Ils disposent de dispositifs communs (par exemple, un dispositif permettant de bloquer la télécommande lors des balançoires), dont la panne peut entraîner la panne simultanée du groupe principal et du groupe de secours.
- réalisés sur le même principe, ce qui implique la possibilité d'une défaillance simultanée des deux pour la même raison. - sont situés dans la même armoire, ce qui signifie qu'ils peuvent être endommagés en même temps.

b) Désactivation du court-circuit à l'extrémité de la ligne aérienne protégée avec l'heure du deuxième ou du troisième étage.

Les réseaux avec une tension de 110 à 220 kV fonctionnent dans un mode avec un neutre effectivement ou solidement mis à la terre. Par conséquent, un défaut à la terre dans de tels réseaux est un court-circuit avec un courant qui dépasse parfois le courant d'un court-circuit triphasé et doit être déconnecté dans les plus brefs délais.

Les lignes aériennes et mixtes (câble-aérien) sont équipées de dispositifs de réenclenchement automatique. Dans certains cas, si le disjoncteur utilisé est réalisé avec un contrôle phase par phase, un arrêt phase par phase et un réenclenchement automatique sont utilisés. Cela vous permet d'éteindre et d'allumer la phase endommagée sans déconnecter la charge. Étant donné que dans de tels réseaux, le neutre du transformateur d'alimentation est mis à la terre, la charge ne ressent pratiquement pas un fonctionnement à court terme en mode phase ouverte.

En règle générale, le réenclencheur n'est pas utilisé sur des lignes purement câblées.

Les lignes à haute tension fonctionnent avec des courants de charge élevés, ce qui nécessite l'utilisation de protections aux caractéristiques particulières. Sur les lignes de transport susceptibles d'être surchargées, une protection de distance est généralement utilisée pour isoler efficacement des courants de charge. Sur les lignes sans issue, dans de nombreux cas, une protection actuelle peut être utilisée. En règle générale, les protections ne doivent pas se déclencher en cas de surcharge. La protection contre les surcharges, si nécessaire, est réalisée sur des appareils spéciaux.

Selon le PUE, des dispositifs de prévention des surcharges doivent être utilisés dans les cas où la durée admissible du flux de courant pour l'équipement est inférieure à 1020 minutes. La protection contre les surcharges doit agir sur le déchargement de l'équipement, l'interruption du transport, la déconnexion de la charge et, enfin et surtout, la déconnexion de l'équipement surchargé.

Les lignes à haute tension ont généralement une longueur considérable, ce qui complique la recherche de la localisation du défaut. Par conséquent, les lignes doivent être équipées de dispositifs permettant de déterminer la distance jusqu'au point de dommage. Selon les directives de la CEI, les lignes d'une longueur de 20 km ou plus devraient être équipées d'armes de destruction massive.

Un retard dans la déconnexion d'un court-circuit peut entraîner une perturbation de la stabilité du fonctionnement parallèle des centrales électriques ; en raison d'une chute de tension prolongée, l'équipement peut s'arrêter et le processus de production peut être perturbé ; des dommages supplémentaires à la ligne sur laquelle le un court-circuit peut se produire. Par conséquent, des protections sont très souvent utilisées sur ces lignes qui coupent les courts-circuits à tout moment sans délai. Il peut s'agir de protections différentielles installées aux extrémités de la ligne et reliées par une voie haute fréquence, conductrice ou optique. Il peut s'agir de protections ordinaires, accélérées à la réception d'un signal d'activation, ou de suppression d'un signal de blocage du côté opposé.

La protection de courant et de distance est généralement réalisée par étapes. Le nombre d'étapes est d'au moins 3, dans certains cas 4 voire 5 étapes sont nécessaires.

Dans de nombreux cas, toutes les protections requises peuvent être mises en œuvre à partir d’un seul appareil. Cependant, la défaillance de ce dispositif laisse l’équipement sans protection, ce qui est inacceptable. Il est donc conseillé d'effectuer une protection des lignes haute tension à partir de 2 jeux. Le deuxième ensemble est une sauvegarde et peut être simplifié par rapport au principal : ne pas avoir de réenclenchement automatique, d'armes de destruction massive, avoir un nombre d'étages inférieur, etc. Le deuxième ensemble doit être alimenté par un autre disjoncteur auxiliaire et un ensemble de transformateurs de courant. Si possible, alimenté par une batterie et un transformateur de tension différents, agissez sur un solénoïde de déclenchement de disjoncteur séparé.

Les dispositifs de protection des lignes haute tension doivent prendre en compte la possibilité de défaillance du disjoncteur et disposer d'un dispositif de protection contre les défaillances du disjoncteur, soit intégré à l'appareil lui-même, soit organisé séparément.

Pour analyser l'accident et le fonctionnement des relais de protection et d'automatisation, l'enregistrement des valeurs analogiques et des signaux discrets lors d'événements d'urgence est requis.

Ainsi, pour les lignes haute tension, les kits de protection et d'automatisation doivent remplir les fonctions suivantes :

Protection contre les courts-circuits entre phases et les courts-circuits à la terre.

Réenclenchement automatique monophasé ou triphasé.

Protection de surcharge.

NIVEAU

Détermination de l'emplacement des dommages.

Oscillographie des courants et des tensions, ainsi que enregistrement des signaux discrets de protection et d'automatisation.

Les dispositifs de protection doivent être redondants ou dupliqués.

Pour les lignes équipées d'interrupteurs avec contrôle de phase, il est nécessaire de disposer d'une protection contre le fonctionnement en phase ouverte, qui déconnecte ses propres interrupteurs et ceux adjacents, car un fonctionnement en phase ouverte à long terme n'est pas autorisé dans les réseaux CIS.

7.2. CARACTÉRISTIQUES DU CALCUL DES COURANTS ET DES TENSIONS PENDANT DES COURT-CIRCUITS

Comme indiqué au Chap. 1, dans les réseaux avec neutre mis à la terre, deux types supplémentaires de court-circuit doivent être pris en compte : les défauts à la terre monophasés et biphasés.

Les calculs des courants et des tensions lors des courts-circuits à la terre sont effectués selon la méthode des composants symétriques, voir chapitre. 1. Ceci est important, entre autres, parce que les protections utilisent des composants symétriques, absents dans les modes symétriques. L'utilisation de courants homopolaires et inverses permet de ne pas ajuster la protection contre le courant de charge, et d'avoir un réglage de courant inférieur au courant de charge. Par exemple, pour la protection contre les défauts à la terre, l'utilisation principale est la protection de courant homopolaire, qui est incluse dans le fil neutre de trois transformateurs de courant connectés en étoile.

Lors de l'utilisation de la méthode des composants symétriques, le circuit équivalent pour chacun d'eux est établi séparément, puis ils sont connectés entre eux à l'endroit du court-circuit. Par exemple, créons un circuit équivalent pour le circuit de la figure 7.1.

Système X1. =15 ohms
Système X0. =25 ohms	L1 25km AS-120	L2 35km AS-95

T1 – 10 000/110

Royaume-Uni = 10,5 T2 – 16 000/110 Royaume-Uni = 10,5

Riz. 7.1 Exemple de réseau pour construire un circuit équivalent en composants symétriques

Lors du calcul des paramètres d'une ligne de 110 kV et plus pour un circuit équivalent, la résistance active de la ligne est généralement négligée. La réactance inductive directe (X 1 ) de la ligne selon les données de référence est égale à : AC-95 - 0,429 Ohm par km, AC-120 - 0,423 Ohm par km. Résistance homopolaire pour une ligne avec torses de câbles en acier

eux-mêmes sont égaux à 3 X 1, c'est-à-dire respectivement 0,429 3 =1,287 et 0,423 3 = 1,269.

Définissons les paramètres de la ligne :

	L 1 = 25 0,423 = 10,6 ohms ;		L1 = 25 1,269 = 31,7 ohms
	L 2 = 35 0,423 = 15,02 Ohms ;		L2 = 35 1,269 = 45,05 ohms

Déterminons les paramètres du transformateur :

T1 10000kVA.

X 1 T 1 = 0,105 1152 10 = 138 Ohms ;

X 1 T 2 = 0,105 1152 16 = 86,8 Ohms ; X 0 T 2 = 86,8 ohms

La résistance inverse dans un circuit équivalent est égale à la résistance directe.

La résistance homopolaire des transformateurs est généralement supposée être égale à la résistance homopolaire. X 1 T = X 0 T. Le transformateur T1 n'est pas inclus dans le circuit équivalent homopolaire, car son neutre n'est pas mis à la terre.

Nous élaborons un schéma de remplacement.

X1C = X2C = 15 ohms

X1Л1 =X2Л1 =10,6 ohms

X1Л2 =X2Л1 =15,1 ohms

X0C = 25 ohms

X0Л1 =31,7 ohms

X0Л2 =45,05 ohms

X1T1 = 138 ohms

X1T2 = 86,8 ohms

X0T2 = 86,8 ohms

Le calcul des courts-circuits triphasés et biphasés s'effectue de la manière habituelle, voir tableau 7.1. Tableau 7.1

	résistance jusqu'à un mois			Court-circuit triphasé			Court-circuit biphasé
	ta court-circuit X 1 ∑ = ∑ X 1			= (115 3)X1			0,87 je
	15+10,6 = 25,6 ohms
	25,6+15,1 =40,7 ohms
	25,6+ 138 = 163,6 ohms
	40,7+86,8 =127,5 ohms

Pour calculer les courants de défaut à la terre, il est nécessaire d'utiliser la méthode des composants symétriques. Selon cette méthode, les résistances équivalentes de séquence positive, négative et homopolaire sont calculées par rapport au point de défaut et sont connectées en série dans le circuit équivalent pour un seul 7.2, et en série/parallèle pour les défauts biphasés à la terre Fig. 7.2, b.

X1E

X2E

X0E

X1E

X2E

X 0E Je 0

je 0b

Riz. 7.2. Schéma de circuit pour connecter des résistances équivalentes de séquence positive, négative et homopolaire pour calculer les courants de court-circuit à la terre :

a) – monophasé ; b) – biphasé ; c) – répartition des courants homopolaires entre deux points de mise à la terre neutres.

Calculons le défaut à la terre, voir tableaux 7.2, 7.3.

Le circuit séquence positive et négative se compose d’une seule branche : de la source d’alimentation au court-circuit. Dans le circuit homopolaire, il y a 2 branches partant des neutres mis à la terre, qui sont des sources de courant de court-circuit et doivent être connectées en parallèle dans le circuit équivalent. La résistance des branches connectées en parallèle est déterminée par la formule :

X 3 = (X une X b) (X une + X b)

La répartition du courant le long des branches parallèles est déterminée par les formules :

je une = je E X E X une; je dans = je E X E

Tableau 7.2 Courants de court-circuit monophasés

X1E

X2E

X0 E = X0 une //X0 b *

IL

Ikz1

Iкз2

Ikz0

Ikz0 un *

Iкз0b

je court-circuite

I1 +I2 +I0

*Note. La résistance de deux sections connectées en parallèle du circuit homopolaire est déterminée à l'aide de la formule 7.1.

**Note. Le courant est réparti entre deux sections de la séquence zéro selon la formule 7.2.

Tableau 7.3 Courants de court-circuit biphasé vers la terre

	X1E	X2E	X0E*	X0-2E** =	IL	Je KZ1	Je court-circuite 2***	Je KZ0	Je court-circuite 0 a ****	Je KZ0b	IKZ *****≈
				X0E //X2							I1 +½ (I2 +I0)

*Note. La résistance de deux sections du circuit homopolaire connectées en parallèle est déterminée à l'aide de la formule 7.1 ; le calcul est effectué dans le tableau 7.2.

**Note. La résistance de deux résistances homopolaires et négatives connectées en parallèle est déterminée à l'aide de la formule 7.1.

***Note. Le courant est réparti entre deux résistances homopolaires et homopolaires selon la formule 7.2.

****Note. Le courant est réparti entre deux sections de la séquence zéro selon la formule 7.2.

*****Note. Le courant d'un court-circuit biphasé à la terre est indiqué par une formule approximative, la valeur exacte est déterminée géométriquement, voir ci-dessous.

Détermination des courants de phase après calcul des composantes symétriques

Dans le cas d'un court-circuit monophasé, tout le courant de court-circuit circule dans la phase endommagée ; aucun courant ne circule dans les phases restantes. Les courants de toutes les séquences sont égaux les uns aux autres.

Pour respecter ces conditions, les composants symétriques sont disposés comme suit (Fig. 7.3) :

Ia1

Je 2

je une 0 je b 0 je c 0

Je 0

Je 2

Ib1

IC2

Ia1

IC1

Ib2

Courants continus

Courants inverses

Courants nuls

IC1

Ib1

IC 0

Ib0

séquentiel

séquentiel

séquentiel

IC2

Ib2

Figure 7.3. Diagrammes vectoriels pour composants symétriques avec court-circuit monophasé

Pour un court-circuit monophasé, les courants sont I1 = I2 = I0. Dans la phase endommagée, ils sont de même ampleur et coïncident en phase. Dans les phases non endommagées, les courants égaux de toutes les séquences forment un triangle équilatéral et la somme résultante de tous les courants est égale à 0.

En cas de court-circuit biphasé à la terre, le courant dans une phase non endommagée est nul. Le courant homopolaire est égal à la somme des courants homopolaires et inverses de signe opposé. Sur la base de ces dispositions, nous construisons les courants des composants symétriques (Fig. 7.4) :

Ia1

Ia1

Je 2

C'est 2

Ib2

Je 0

je une 0 je b 0 je c 0

C'est 2

Ib2

C'est 1

Ib1

Je 2

IC 0

C'est 1

Ib1

Ib0

Riz. 7.4 Diagrammes vectoriels des composantes symétriques des courants de défaut biphasés vers la terre

Le diagramme construit montre que les courants de phase lors de défauts à la terre sont assez difficiles à construire, car l'angle du courant de phase diffère de l'angle des composants symétriques. Il doit être construit graphiquement ou utiliser des projections orthogonales. Cependant, avec suffisamment de précision pour la pratique, la valeur actuelle peut être déterminée à l'aide d'une formule simplifiée :

Je f = Je 1 + 1 2 (Je 2 + Je 0 ) = 1,5 Je 1

Les courants du tableau 7.3 sont calculés à l'aide de cette formule.

Si l'on compare les courants d'un court-circuit biphasé à la terre selon le tableau 7.3 avec le courant de courts-circuits biphasés et triphasés selon le tableau 7.1, on peut conclure que les courants d'un court-circuit biphasé -circuit à la terre sont légèrement inférieurs au courant d'un court-circuit biphasé à la terre, la sensibilité de la protection doit donc être déterminée par le courant d'un court-circuit biphasé. Les courants de court-circuit triphasés sont proportionnellement plus élevés que les courants de court-circuit biphasés de

terre, la détermination du courant de court-circuit maximum pour la mise en place de la protection est donc effectuée à l'aide d'un court-circuit triphasé. Cela signifie que pour les calculs de protection, le courant de court-circuit biphasé à la terre n'est pas nécessaire et il n'est pas nécessaire de le compter. La situation change quelque peu lors du calcul des courants de court-circuit sur les bus de centrales électriques puissantes, où la résistance homopolaire et homopolaire est inférieure à la résistance directe. Mais cela n'a rien à voir avec les réseaux de distribution, et pour les centrales électriques, les courants sont calculés sur un ordinateur à l'aide d'un programme spécial.

7.3 EXEMPLES DE SÉLECTION D'ÉQUIPEMENT POUR SURLINEATIONS IMPOSSIBLES 110-220 kilovolts

Schéma 7.1. Conduite aérienne sans issue 110-220 kV. Il n'y a pas d'alimentation depuis la PS1 et la PS2. T1 PS1 est connecté via un séparateur et un court-circuit. T1 PS2 est allumé via un interrupteur. Le côté neutre du HT T1 PS2 est mis à la terre, tandis que sur PS1 il est isolé. Exigences minimales de protection :

Option 1 . Une protection à trois niveaux contre les courts-circuits entre phases doit être utilisée (le premier niveau, sans temporisation, est mis en place contre les courts-circuits sur les bus HT PS2, le deuxième, avec une courte temporisation, contre les courts-circuits sur les les bus BT PS1 et PS2, le troisième étage est une protection maximale). Protection contre les défauts à la terre - 2 allures (la première allure, sans temporisation, est désaccordée du courant envoyé aux bus par le transformateur PS2 mis à la terre, la deuxième allure avec temporisation, assurant sa coordination avec les protections extérieures du réseau, mais pas désaccordé du courant de court-circuit envoyé par le transformateur PS2 ). Un réenclencheur à deux coups ou à usage unique doit être appliqué. Les étapes sensibles doivent être accélérées lors du réenclenchement. Les protections déclenchent une défaillance du disjoncteur du poste d'alimentation. Des exigences supplémentaires incluent la protection contre les coupures de phase, la détermination de l'emplacement d'un défaut sur une ligne aérienne et la surveillance de la durée de vie du disjoncteur.

Option 2. Contrairement à la première, la protection contre les défauts à la terre est directionnelle, ce qui permet de ne pas être régulée par le courant de court-circuit inverse et ainsi d'effectuer une protection plus sensible sans temporisation. De cette manière, il est possible de protéger l’ensemble de la ligne sans aucun délai.

Note: Cet exemple et les suivants ne fournissent pas de recommandations précises sur le choix des paramètres de protection ; des références à la configuration de la protection sont utilisées pour justifier le choix des types de protection. Dans des conditions réelles, un réglage de protection différent peut être appliqué, ce qui doit être déterminé lors d'une conception spécifique. Les protections peuvent être remplacées par d'autres types de dispositifs de protection présentant des caractéristiques adaptées.

L'ensemble de protections, comme déjà mentionné, doit être composé de 2 ensembles. La protection peut être mise en œuvre sur 2 appareils sélectionnés parmi :

MiCOM P121, P122, P123, P126, P127 d'ALSTOM,

F 60, F650 de GE

deux relais REF 543 d'ABB – sélectionnés 2 modifications adaptées,

7SJ 511, 512, 531, 551 SIEMENS – sélectionnable 2 modifications adaptées,

deux relais SEL 551 de SEL.

Schéma 7.2. Transit en boucle ouverte à la sous-station 3.

Une ligne aérienne à double circuit entre dans la sous-station 2 dont les tronçons fonctionnent en parallèle. Il est possible de transférer la coupe sur PS2 en mode réparation.

DANS Dans ce cas, le commutateur de section sur PS3 est activé. Le transit n'est fermé que pendant le temps de commutation et, lors du choix de la protection, son court-circuit n'est pas pris en compte. Un transformateur avec un neutre mis à la terre est connecté à la section 1 du PS3. Il n'y a pas de source de courant pour un court-circuit monophasé aux sous-stations 2 et 3. Par conséquent, la protection du côté non-alimentation ne fonctionne qu’en « cascade », une fois la ligne côté puissance déconnectée. Malgré le manque de puissance du côté opposé, la protection doit être directionnelle aussi bien contre les défauts à la terre que contre les courts-circuits entre phases. Cela permet au côté récepteur d'identifier correctement la ligne endommagée.

DANS D'une manière générale, afin d'assurer une protection sélective à courtes temporisations, notamment sur les lignes courtes, il est nécessaire d'utiliser une protection à quatre niveaux dont les réglages sont choisis comme suit : 1 niveau est réglé à partir du court-circuit

V extrémité de la ligne, le 2ème étage est coordonné avec le premier étage de la ligne parallèle en cascade et le premier étage de la ligne adjacente, le 3ème étage est coordonné avec les deuxièmes étages de ces lignes aériennes. Lors de la coordination de la protection avec une ligne adjacente, celle à deux modes est prise en compte : dans le premier tronçon - 1 ligne aérienne, dans le deuxième tronçon - 2, ce qui rend considérablement la protection rugueuse. Ces trois étages protègent la ligne, et le dernier, 4ème étage, réserve la zone adjacente. Lors de la coordination des protections dans le temps, la durée de la défaillance du disjoncteur est prise en compte, ce qui augmente la temporisation des protections coordonnées pendant la durée de la défaillance du disjoncteur. Lors du choix des paramètres de protection actuels, ils doivent être ajustés à la charge totale des deux lignes, car l'une des lignes aériennes parallèles peut s'éteindre à tout moment et la totalité de la charge sera connectée à une seule ligne aérienne.

DANS Faisant partie des dispositifs de protection, les deux ensembles de protections doivent être directionnels. Les options de protection suivantes peuvent être appliquées :

MiCOM, P127 et P142 d'ALSTOM,

F60 et F650 de GE,

deux relais REF 543 d'ABB - les modifications directionnelles sont sélectionnées,

relais 7SJ512 et 7SJ 531 de SIEMENS,

deux relais SEL 351 de SEL.

Dans certains cas, pour des raisons de sensibilité, de désaccord avec les courants de charge ou pour assurer un fonctionnement sélectif, il peut être nécessaire d'utiliser une télécommande.

Z = LZ

protection onelle. A cet effet, l'une des protections est remplacée par une télécommande. La protection de distance peut être appliquée :

MiCOM P433, P439, P441 d'ALSTOM,

D30 de GE,

REL 511 d'ABB – les modifications directionnelles sont sélectionnées,

relais 7SA 511 ou 7SA 513 de SIEMENS,

relais SEL 311 de SEL.

7.4. TÉLÉPROTECTION

Objectif et principe de fonctionnement

La protection de distance est une protection directionnelle ou non directionnelle complexe avec une sélectivité relative, réalisée à l'aide de relais à résistance minimale qui répondent à la résistance de la ligne jusqu'au point de défaut, qui est proportionnelle à la distance, c'est-à-dire distances. C'est de là que vient le nom de protection à distance (DP). Les protections de distance répondent aux défauts entre phases (sauf pour les défauts basés sur le microprocesseur). Pour un bon fonctionnement de la protection de distance, il est nécessaire de disposer de circuits de courant venant de la connexion du TC et de circuits de tension venant du TT. En l'absence ou en dysfonctionnement des circuits de tension, un fonctionnement excessif de la télécommande lors d'un court-circuit dans les zones adjacentes est possible.

Dans les réseaux de configuration complexe comportant plusieurs alimentations, une protection contre les surintensités (NTZ) simple et directionnelle ne peut pas assurer une coupure sélective des courts-circuits. Ainsi, par exemple, avec un court-circuit sur W 2 (Fig. 7.5), NTZ 3 devrait agir plus vite que RZ I, et avec un court-circuit sur W 1, au contraire, NTZ 1 devrait agir plus vite que RZ 3. Ces des exigences contradictoires ne peuvent être satisfaites avec l’aide de NTZ. De plus, MTZ et NTZ ne répondent souvent pas aux exigences de vitesse et de sensibilité. La coupure sélective des courts-circuits dans les réseaux en anneau complexes peut être obtenue grâce à la protection par relais à distance (RD).

La temporisation DZ t 3 dépend de la distance (distance) t 3 = f (L PK) (Fig. 7.5) entre

l'emplacement d'installation du relais de protection (point P) et le point de court-circuit (K), c'est-à-dire L PK, et augmente avec l'augmentation de ce

la distance. La télédétection la plus proche du site du dommage a un délai plus court que la télédétection la plus éloignée.

Par exemple, lors d'un court-circuit au point K1 (Fig. 7.6), D32, situé plus près du lieu du défaut, fonctionne avec un délai plus court que le D31, plus éloigné. Si un court-circuit se produit également au point K2, alors la durée d'action de D32 augmente et le court-circuit est sélectivement désactivé par la protection de télédétection la plus proche du lieu du dommage.

L'élément principal de la télécommande est l'élément de mesure à distance (MR), qui détermine la distance du court-circuit par rapport au site d'installation du relais de protection. Les relais à résistance (PC) sont utilisés comme DO, réagissant à la résistance totale, réactive ou active de la section endommagée de la ligne électrique (Z, X, R).

La résistance de la phase de la ligne électrique depuis le lieu d'installation du relais P jusqu'au point de court-circuit (point K) est proportionnelle à la longueur de cette section, puisque la valeur de la résistance jusqu'au point de court-circuit est égale à la longueur

section multipliée par la résistivité de la ligne : sp. .

Ainsi, le comportement de l'élément distant réagissant à la résistance de ligne dépend de la distance jusqu'à l'emplacement du défaut. Selon le type de résistance auquel réagit le DO (Z, X ou R), le DZ est divisé en RE de résistance totale, réactive et active. Relais de résistance utilisés dans la télécommande pour déterminer la co-

résistance Z PK au point de court-circuit, contrôler la tension et le courant à l'emplacement de la télécommande (Fig. 7.7.).

∆ – protection à distance

À Les terminaux PC sont fournis avec des valeurs secondaires U P et IP de TN et CT. Le relais est conçu de telle sorte que son comportement dépend généralement du rapport U P sur I P . Ce rapport est une certaine résistance Z P . Lors d'un court-circuit Z P = Z PK , et à certaines valeurs de Z PK , le PC se déclenche ; il réagit à une diminution de Z P, puisque lors d'un court-circuit U P diminue

change et I P augmente. La valeur la plus élevée à laquelle le PC fonctionne est appelée résistance de fonctionnement du relais Z cp.

Z p = U p I p ≤ Z cp

Pour assurer la sélectivité dans les réseaux de configurations complexes sur les lignes électriques avec alimentation double face, les défauts doivent être dirigés, agissant lorsque la puissance de court-circuit est dirigée des bus vers les lignes électriques. La directionnalité de l'action du défaut est assurée à l'aide de RNM supplémentaires ou de l'utilisation de PC directionnels capables de répondre à la direction de la puissance du défaut.

			Caractéristiques de la dépendance temporelle
	Riz. 7.7. Connexion des circuits de courant et	pas de protection de distance t = f (L
	résistance du relais de tension
		a – incliné ; b – à gradins ; c – combiné
	Caractéristiques de temporisation	protection à distance

La dépendance du temps d'action DS sur la distance ou la résistance à l'emplacement du défaut t 3 = f (L PK) ou t 3 = f (Z PK) est appelée caractéristique de temporisation DS. Par ha-

En fonction de la nature de cette dépendance, les PD sont divisés en trois groupes : avec des caractéristiques croissantes (en pente) du temps d'action, des caractéristiques pas à pas et combinées

(Fig. 7.8). Les PD étagés fonctionnent plus rapidement que les PD avec des caractéristiques inclinées et combinées et, en règle générale, sont de conception plus simple. La télédétection avec une caractéristique pas à pas de la production de ChEAZ était généralement réalisée avec trois pas de temps, correspondant à trois zones d'action de la télédétection (Fig. 7.8, b). Les protections modernes des microprocesseurs comportent 4, 5 ou 6 niveaux de protection. Des relais à caractéristique inclinée ont été développés spécifiquement pour les réseaux de distribution (par exemple, DZ-10).

Principes de protection sélective des réseaux à l'aide de dispositifs de protection de distance

Sur les lignes électriques avec alimentation double face, des PD sont installés des deux côtés de chaque ligne électrique et doivent agir pour diriger l'alimentation des bus vers la ligne électrique. Les relais à distance fonctionnant dans un sens de puissance doivent être coordonnés les uns avec les autres en termes de temps et de zone de couverture afin de garantir une coupure sélective du court-circuit. Dans le schéma considéré (Fig. 7.9.), D31, télédétection, D35 et D36, D34, D32 sont cohérents les uns avec les autres.

Compte tenu du fait que les premiers étages de la télécommande n'ont pas de temporisation (t I = 0), selon la condition de sélectivité, ils ne doivent pas fonctionner en dehors de la ligne électrique protégée. Sur cette base, la longueur du premier étage, qui n'a pas de temporisation (t I = 0), est inférieure à la longueur de la ligne électrique protégée et est généralement de 0,8 à 0,9 fois la longueur de la ligne électrique. Le reste de la ligne électrique protégée et les bus du poste opposé sont couverts par le deuxième étage de protection de cette ligne électrique. La durée et le délai de la deuxième étape sont cohérents (généralement) avec la durée et le délai de la première étape de télédétection de la section suivante. Par exemple, le deuxième étudiant

Fig.7.9 Coordination des temporisations de la protection des relais à distance avec une caractéristique de pas :

∆ z – erreur du relais de distance ; ∆ t – niveau de sélectivité

Le dernier troisième étage de la protection à distance est un secours, sa longueur est choisie à partir de la condition de couvrir le tronçon suivant, en cas de défaillance de sa protection de protection ou de son disjoncteur. Délai d'exposition

La valeur est considérée comme ∆ t plus longue que la durée de la deuxième ou troisième zone de télédétection de la section suivante. Dans ce cas, la zone de couverture du troisième étage doit être constituée à partir de l'extrémité de la deuxième ou de la troisième zone du tronçon suivant.

Structure de protection de ligne utilisant une protection de distance

Dans les systèmes électriques domestiques, DZ est utilisé pour l'action lors des courts-circuits interphases, et pour l'action lors des courts-circuits monophasés, une protection contre les surintensités homopolaire (NP) pas à pas plus simple est utilisée. La plupart des équipements à microprocesseur disposent d'une protection de distance valable pour tous les types de dommages, y compris les défauts à la terre. Le relais de résistance (RS) est connecté via le VT et le CT aux tensions primaires dans

le début de la ligne électrique protégée. Tension secondaire aux bornes du PC : U p = U pn K II, et courant secondaire : I p = I pn K I.

La résistance aux bornes d'entrée du relais est déterminée par l'expression.

Le transport ininterrompu et fiable de l'électricité vers les consommateurs est l'une des tâches principales que les ingénieurs électriciens résolvent constamment. Pour garantir cela, des réseaux électriques ont été créés, composés de sous-stations de distribution et de lignes électriques qui les relient. Pour déplacer l'énergie sur de longues distances, on utilise des supports auxquels sont suspendus des fils de connexion. Ils sont isolés entre eux et le sol par une couche d'air ambiant. Ces lignes sont appelées lignes aériennes en raison du type d’isolation.

Si la distance de la ligne de transport est courte ou si, pour des raisons de sécurité, il est nécessaire de cacher la ligne électrique dans le sol, des câbles sont alors utilisés.

Les lignes électriques aériennes et câblées sont constamment sous tension, dont l'ampleur est déterminée par la structure du réseau électrique.

Objectif de la protection des relais de ligne électrique

Si l'isolation d'une partie d'un câble ou d'une longue ligne électrique aérienne est endommagée, la tension appliquée à la ligne crée un courant de fuite ou de court-circuit à travers la zone endommagée.

Les causes d’une défaillance de l’isolation peuvent être divers facteurs qui peuvent s’éliminer ou poursuivre leurs effets destructeurs. Par exemple, une cigogne volant entre les fils d’une ligne électrique aérienne a créé un court-circuit entre phases avec ses ailes et a brûlé lorsqu’elle est tombée à proximité.

Ou encore, un arbre qui poussait très près du support a été projeté sur les fils par une rafale de vent lors d'une tempête et les a court-circuités.

Dans le premier cas, le court-circuit s'est produit pendant une courte période et a disparu, et dans le second, le défaut d'isolation est de longue durée et nécessite une élimination par le personnel du service électrique.

De tels dommages peuvent causer de graves dommages aux entreprises énergétiques. Les courants des courts-circuits qui en résultent ont une énorme énergie thermique qui peut non seulement brûler les fils des lignes d'alimentation, mais également détruire les équipements électriques des sous-stations d'alimentation.

Pour ces raisons, tous les dommages survenant sur les lignes électriques doivent être immédiatement éliminés. Ceci est réalisé en supprimant la tension de la ligne endommagée du côté alimentation. Si une telle ligne électrique est alimentée des deux côtés, les deux doivent alors couper la tension.

Les fonctions de surveillance constante des paramètres électriques de l'état de toutes les lignes électriques et de suppression de la tension de tous les côtés en cas de situation d'urgence sont attribuées à des systèmes techniques complexes, traditionnellement appelés protection par relais.

L'adjectif « relais » est dérivé d'une base d'éléments basée sur des relais électromagnétiques, dont les conceptions sont nées avec l'avènement des premières lignes électriques et sont encore améliorées aujourd'hui.

Les dispositifs de protection modulaires, largement introduits dans la pratique des ingénieurs électriciens, n'excluent pas encore le remplacement complet des dispositifs à relais et, selon la tradition établie, sont également inclus dans les dispositifs de protection à relais.

Principes de construction de la protection des relais

Organismes de surveillance des réseaux

Pour surveiller les paramètres électriques des lignes électriques, il est nécessaire de disposer d'organismes de mesure capables de surveiller en permanence tout écart par rapport au mode normal du réseau et, en même temps, de respecter les conditions de fonctionnement sûr.

Dans les lignes électriques de toutes tensions, cette fonction est attribuée aux transformateurs de mesure. Ils sont divisés en transformateurs :

courant (CT);

tension (VT).

La qualité du fonctionnement de la protection étant d'une importance primordiale pour la fiabilité de l'ensemble du système électrique, des exigences accrues en matière de précision de fonctionnement sont imposées aux TC et VT de mesure, qui sont déterminés par leurs caractéristiques métrologiques.

Les classes de précision des transformateurs de mesure destinés à être utilisés dans les dispositifs de protection et d'automatisation des relais (protection des relais et automatisation) sont normalisées par les valeurs « 0,5 », « 0,2 » et « P ».

Transformateurs de tension

Une vue générale de l'installation des transformateurs de tension sur une ligne aérienne 110 kV est présentée dans l'image ci-dessous.

Ici, vous pouvez voir que les TT ne sont pas installés n'importe où le long d'une longue ligne, mais sur l'appareillage d'une sous-station électrique. Chaque transformateur est connecté par ses bornes primaires au fil de ligne aérienne correspondant et au circuit de terre.

La tension convertie par les enroulements secondaires est émise via les commutateurs 1P et 2P le long des noyaux correspondants du câble d'alimentation. Pour une utilisation dans les dispositifs de protection et de mesure, les enroulements secondaires sont connectés en configuration étoile et triangle, comme indiqué sur l'image du TN-110 kV.

Pour réduire et faire fonctionner avec précision la protection des relais, un câble d'alimentation spécial est utilisé et des exigences accrues sont imposées à son installation et à son fonctionnement.

Les transformateurs de tension de mesure sont créés pour chaque type de tension de ligne électrique et peuvent être connectés selon différents circuits pour effectuer certaines tâches. Mais ils fonctionnent tous selon un principe général : convertir la valeur linéaire de la tension de la ligne électrique en une valeur secondaire de 100 volts avec copie exacte et mettre en évidence toutes les caractéristiques des harmoniques primaires sur une certaine échelle.

Le rapport de transformation VT est déterminé par le rapport des tensions linéaires des circuits primaire et secondaire. Par exemple, pour la ligne aérienne 110 kV considérée, il s'écrit ainsi : 110000/100.

Transformateurs de courant d'instrument

Ces appareils convertissent également la charge primaire de la ligne en valeurs secondaires avec une répétition maximale de tous les changements d'harmoniques du courant primaire.

Pour faciliter l'exploitation et la maintenance des équipements électriques, ils sont également montés sur les appareillages de sous-stations.

Ils sont intégrés dans un circuit de ligne aérienne différemment des TT : avec leur enroulement primaire, qui est généralement représenté par une seule spire sous la forme d'un conducteur de courant continu, ils coupent simplement chaque fil de phase de la ligne. Cela se voit clairement sur la photo ci-dessus.

Le rapport de transformation CT est déterminé par le rapport du choix des valeurs nominales au stade de la conception de la ligne de transport d'électricité. Par exemple, si une ligne électrique est conçue pour transporter des courants de 600 ampères et que 5 A seront supprimés du côté secondaire du TC, alors la désignation 600/5 est utilisée.

Dans le secteur de l'énergie, deux normes sont utilisées pour les valeurs de courant secondaire :

5 A pour tous les TC jusqu'à 110 kV inclus ;

1 A pour les lignes 330 kV et plus.

Les enroulements secondaires du TC sont connectés pour le raccordement aux dispositifs de protection selon différents schémas :

étoile complète;

étoile incomplète;

Triangle.

Chaque connexion a ses propres caractéristiques spécifiques et est utilisée de différentes manières pour certains types de protection. L'image montre un exemple de connexion de transformateurs de courant de ligne et d'enroulements de relais de courant dans un circuit en étoile complète.

Ce filtre d'harmoniques le plus simple et le plus courant est utilisé dans de nombreux systèmes de protection de relais. Dans celui-ci, les courants de chaque phase sont contrôlés par un relais individuel du même nom, et la somme de tous les vecteurs passe par un enroulement connecté à un fil neutre commun.

La méthode d'utilisation de transformateurs de mesure de courant et de tension permet de transférer avec précision les processus primaires se produisant sur les équipements électriques vers un circuit secondaire pour une utilisation dans le matériel de protection des relais et la création d'algorithmes pour le fonctionnement de dispositifs logiques pour éliminer les processus d'urgence sur les équipements. .

Organes de traitement des informations reçues

Dans la protection par relais, l'élément de travail principal est le relais - un appareil électrique qui remplit deux fonctions principales :

surveille la qualité du paramètre contrôlé, par exemple le courant, et, en mode normal, maintient de manière stable et ne modifie pas l'état de son système de contact ;

lorsqu'il atteint une valeur critique, appelée point de consigne ou seuil de réponse, il change instantanément la position de ses contacts et reste dans cet état jusqu'à ce que la valeur contrôlée revienne dans la zone des valeurs normales.

Les principes de formation des circuits de connexion des relais de courant et de tension aux circuits secondaires permettent de comprendre la représentation des harmoniques sinusoïdales par grandeurs vectorielles avec leur représentation sur le plan complexe.

Le bas de l'image montre un diagramme vectoriel pour un cas typique de répartition des sinusoïdes sur trois phases A, B, C pendant le mode de fonctionnement de l'alimentation électrique des consommateurs.

Surveillance de l'état des circuits de courant et de tension

En partie, le principe de traitement des signaux secondaires est illustré dans le schéma de connexion des TC et des enroulements de relais selon un circuit étoile et VT complet sur ORU-110. Cette méthode vous permet d'assembler des vecteurs de la manière indiquée ci-dessous.

L'activation de l'enroulement du relais dans l'une des harmoniques de ces phases vous permet de contrôler pleinement les processus qui s'y déroulent et de désactiver le circuit en cas d'accident. Pour ce faire, il suffit d'utiliser des conceptions appropriées de dispositifs à relais de courant ou de tension.

Les schémas donnés constituent un cas particulier d’utilisation diversifiée de divers filtres.

Méthodes de contrôle de la puissance passant par une ligne

Les dispositifs de protection à relais contrôlent la quantité de puissance en fonction des lectures des mêmes transformateurs de courant et de tension. Dans ce cas, des formules et relations bien connues entre les puissances totales, actives et réactives et leurs valeurs exprimées par des vecteurs de courants et de tensions sont utilisées.

Ici, il est pris en compte que le vecteur courant est formé par la force électromotrice appliquée à la résistance de ligne et surmonte également ses parties actives et réactives. Mais dans ce cas, une chute de tension se produit dans les zones avec les composantes Ua et Up selon les lois décrites par le triangle de tension.

L’énergie peut être transférée d’une extrémité à l’autre de la ligne et même changer de direction lors du transport de l’électricité.

Les changements dans sa direction résultent de :

commutation de charges par le personnel d'exploitation ;

fluctuations de puissance dans le système dues à l'influence de processus transitoires et d'autres facteurs ;

survenance de conditions d’urgence.

Les relais de puissance (RM) fonctionnant dans le cadre de la protection et de l'automatisation des relais prennent en compte les fluctuations de leurs directions et sont configurés pour fonctionner lorsqu'une valeur critique est atteinte.

Façons de contrôler la résistance de ligne

Les dispositifs de protection à relais qui estiment la distance jusqu'à l'emplacement d'un court-circuit en fonction de la mesure de la résistance électrique sont appelés protection de distance, ou protection à distance en abrégé. Ils utilisent également des circuits de transformateurs de courant et de tension dans leur travail.

Pour mesurer la résistance, on utilise celle décrite pour la section du circuit considérée.

Lorsqu'un courant sinusoïdal traverse des réacteurs actifs, capacitifs et inductifs, le vecteur de chute de tension à leurs bornes est dévié dans différentes directions. Ceci est pris en compte par le comportement de la protection du relais.

De nombreux types de relais à résistance (RS) fonctionnent selon ce principe dans les dispositifs de protection et d'automatisation à relais.

Façons de contrôler la fréquence sur une ligne

Pour maintenir la stabilité de la période d'oscillation du courant harmonique transmis le long de la ligne électrique, des relais de contrôle de fréquence sont utilisés. Ils fonctionnent sur le principe de comparer une sinusoïde de référence générée par un générateur intégré avec la fréquence obtenue à partir des transformateurs de mesure de ligne.

Après traitement de ces deux signaux, le relais fréquence détermine la qualité de l'harmonique contrôlée et, lorsque la valeur réglée est atteinte, modifie la position du système de contacts.

Caractéristiques de surveillance des paramètres de ligne avec protections numériques

Les développements de microprocesseurs qui remplacent les technologies de relais ne peuvent pas non plus fonctionner sans les valeurs secondaires des courants et des tensions, qui proviennent des transformateurs de mesure CT et VT.

Pour faire fonctionner les protections numériques, les informations sur la sinusoïde secondaire sont traitées par des méthodes d'échantillonnage, qui consistent à superposer une haute fréquence sur un signal analogique et à fixer l'amplitude du paramètre contrôlé à l'intersection des graphiques.

Grâce au petit pas d'échantillonnage, aux méthodes de traitement rapides et à l'utilisation de la méthode d'approximation mathématique, une grande précision de mesure des courants et tensions secondaires est obtenue.

Les valeurs numériques ainsi calculées sont utilisées dans l'algorithme de fonctionnement des appareils à microprocesseur.

Partie logique de la protection et de l'automatisation des relais

Après que les valeurs primaires des courants et des tensions transmises le long des lignes électriques soient modélisées par des transformateurs de mesure, sélectionnées pour être traitées par des filtres et perçues par les organes sensibles des dispositifs relais de courant, tension, puissance, résistance et fréquence, c'est au tour de circuits de relais logiques à faire fonctionner.

Leur conception repose sur des relais fonctionnant à partir d'une source supplémentaire de tension continue, redressée ou alternative, également appelée opérationnelle, et les circuits alimentés par celle-ci sont opérationnels. Ce terme a un sens technique : effectuez vos changements très rapidement, sans délais inutiles.

La rapidité d'arrêt d'une situation d'urgence et, par conséquent, le degré de ses conséquences destructrices dépendent en grande partie de la rapidité de fonctionnement du circuit logique.

Selon la manière dont ils accomplissent leurs tâches, les relais fonctionnant dans les circuits opérationnels sont dits intermédiaires : ils reçoivent un signal de l'élément de protection de mesure et le transmettent en commutant leurs contacts aux organes exécutifs : relais de sortie, solénoïdes, électro-aimants pour éteindre ou allumer sur les interrupteurs d'alimentation.

Les relais intermédiaires comportent généralement plusieurs paires de contacts qui fonctionnent pour fermer ou ouvrir un circuit. Ils sont utilisés pour la reproduction simultanée de commandes entre différents dispositifs de protection à relais.

Une temporisation est assez souvent introduite dans l'algorithme de fonctionnement des protections à relais pour assurer le principe de sélectivité et la formation d'une séquence pour un certain algorithme. Il bloque le fonctionnement de la protection pendant la durée du réglage.

Cette entrée de retard est créée à l'aide de relais temporisés spéciaux (RT), dotés d'un mécanisme d'horloge qui affecte la vitesse de fonctionnement de leurs contacts.

La partie logique de la protection par relais utilise l'un des nombreux algorithmes créés pour différents cas pouvant survenir sur une ligne électrique d'une configuration et d'une tension spécifiques.

A titre d'exemple, nous pouvons donner quelques noms de fonctionnement de la logique de deux relais de protection basés sur le contrôle du courant des lignes électriques :

coupure de courant (désignation de vitesse) sans temporisation ou avec temporisation (assurant la sélectivité du RF) tenant compte du sens de la puissance (due au relais RM) ou sans celui-ci ;

Protection contre les surintensités, qui peut être équipé des mêmes commandes qu'une coupure, avec ou sans contrôle de la tension minimale sur la ligne.

Le fonctionnement de la logique de protection des relais comprend souvent des éléments d'automatisation de divers appareils, par exemple :

refermeture monophasée ou triphasée du disjoncteur de puissance ;

allumer l'alimentation de secours ;

accélération;

déchargement de fréquence.

La partie logique de la protection de ligne peut être réalisée dans un petit compartiment relais directement au-dessus de l'interrupteur de puissance, ce qui est typique pour les appareillages extérieurs avec des tensions jusqu'à 10 kV, ou occuper plusieurs panneaux de 2x0,8 m dans la salle relais.

Par exemple, la logique de protection d'une ligne 330 kV peut être placée sur des panneaux de protection séparés :

réserve;

DZ - télécommande ;

DFZ - phase différentielle ;

HFB - blocage haute fréquence ;

OAPV;

accélération.

Circuits de sortie

Le dernier élément de la protection des relais de ligne est le circuit de sortie. Leur logique repose également sur l'utilisation de relais intermédiaires.

Les circuits de sortie forment l'ordre de fonctionnement des commutateurs de ligne et déterminent l'interaction avec les connexions, les appareils adjacents (par exemple, panne de disjoncteur - arrêt de secours) et d'autres éléments de protection de relais.

Les protections de ligne simples peuvent n'avoir qu'un seul relais de sortie dont le fonctionnement provoque le déclenchement du disjoncteur. Dans les systèmes complexes de protection ramifiée, des circuits logiques spéciaux sont créés qui fonctionnent selon un algorithme spécifique.

La coupure définitive de la tension de la ligne en cas d'urgence est effectuée par un interrupteur d'alimentation, qui est actionné par la force de l'électro-aimant d'arrêt. Pour son fonctionnement, des circuits d'alimentation spéciaux sont fournis, capables de supporter des charges puissantes. ki.

Se plaindre

Section 3. Protection et automatisation

Chapitre 3.2. Protection des relais

Protection des lignes aériennes dans les réseaux avec une tension de 110-500 kV avec un neutre efficacement mis à la terre

3.2.106. Pour les lignes des réseaux 110-500 kV avec un neutre effectivement mis à la terre, des dispositifs de protection à relais contre les défauts multiphasés et les défauts à la terre doivent être prévus.

3.2.107. Les protections doivent être équipées de dispositifs qui bloquent leur action lors des oscillations, si des oscillations ou des mouvements asynchrones sont possibles dans le réseau, au cours desquels des opérations de protection excessives sont probables. Il est permis d'effectuer une protection sans bloquer les dispositifs s'il est ajusté contre les fluctuations dans le temps (environ 1,5 à 2 s).

3.2.108. Pour les lignes de 330 kV et plus, une protection doit être assurée comme protection principale, agissant sans délai lors d'un court-circuit en tout point de la zone protégée.

Pour les lignes d'une tension de 110-220 kV, la question du type de protection principale, y compris la nécessité d'utiliser une protection agissant sans délai lors d'un court-circuit en tout point de la zone protégée, doit être résolue en tenant compte principalement de la l’exigence de maintenir la stabilité du système électrique. De plus, si, selon les calculs de stabilité du fonctionnement du système électrique, d'autres exigences plus strictes ne sont pas imposées, on peut admettre que l'exigence spécifiée est, en règle générale, satisfaite en cas de courts-circuits triphasés, dans lesquels le la tension résiduelle sur les bus des centrales électriques et des sous-stations est inférieure à 0,6-0, 7 U nom, éteignez-le sans délai. Valeur de contrainte résiduelle inférieure (0,6 U nom) peut être autorisé pour les lignes 110 kV, les lignes 220 kV moins critiques (dans les réseaux très ramifiés où l'alimentation des consommateurs est fournie de manière fiable de plusieurs côtés), ainsi que pour les lignes 220 kV plus critiques dans les cas où le court-circuit en question ne ne conduisent pas à des charges de décharge significatives.

Lors du choix du type de protection installée sur les lignes 110-220 kV, outre l'exigence de maintenir la stabilité du système électrique, il convient de prendre en compte :

1. Sur les lignes de 110 kV et plus partant de la centrale nucléaire, ainsi que sur tous les éléments du réseau adjacent, sur lesquels, lors de courts-circuits multiphasés, la tension résiduelle directe du côté tension la plus élevée du réseau nucléaire les unités de centrale électrique peuvent diminuer jusqu'à plus de 0,45 de la valeur nominale, redondance des protections rapides avec une temporisation n'excédant pas 1,5 s compte tenu de l'action de la panne du disjoncteur.

2. Les défauts dont l'arrêt temporisé peut entraîner une perturbation du fonctionnement des consommateurs critiques doivent être désactivés sans délai (par exemple, les défauts dans lesquels la tension résiduelle sur les bus des centrales électriques et des sous-stations sera être inférieur à 0,6 U nom, si les éteindre avec un délai peut entraîner une autodécharge due à une avalanche de tension, ou des dommages avec une tension résiduelle de 0,6 U nom ou plus, si leur extinction différée peut entraîner une perturbation de la technologie).

3. S'il est nécessaire d'effectuer un réenclenchement automatique à grande vitesse, une protection à grande vitesse doit être installée sur la ligne, garantissant que la ligne endommagée est déconnectée sans délai des deux côtés.

4. Lors de la déconnexion avec une temporisation de défauts avec des courants plusieurs fois supérieurs au courant nominal, une surchauffe inacceptable des conducteurs est possible.

Il est permis d'utiliser une protection haut débit dans des réseaux complexes et en l'absence des conditions énoncées ci-dessus, si cela est nécessaire pour assurer la sélectivité.

3.2.109. Lors de l'évaluation du respect des exigences de stabilité, sur la base des valeurs de contraintes résiduelles selon 3.2.108, il est nécessaire de se guider sur les éléments suivants :

1. Pour une seule connexion entre centrales ou systèmes électriques, la tension résiduelle spécifiée au 3.2.108 doit être vérifiée sur les bus des sous-stations et centrales incluses dans cette connexion, avec un court-circuit sur les lignes partant de ces bus, sauf pour les lignes formant la connexion ; pour une seule connexion contenant une partie des tronçons avec des lignes parallèles - avec également un court-circuit sur chacune de ces lignes parallèles.

2. S'il existe plusieurs connexions entre centrales ou systèmes électriques, la valeur de la tension résiduelle spécifiée au 3.2.108 doit être vérifiée sur les bus des sous-stations ou centrales électriques uniquement où ces connexions sont connectées, en cas de court-circuit. sur les connexions et sur les autres lignes alimentées par ces bus, ainsi que sur les lignes alimentées par les bus des postes de communication.

3. La tension résiduelle doit être vérifiée lors d'un court-circuit à l'extrémité de la zone couverte par le premier étage de protection en mode de déclenchement sur défaut en cascade, c'est-à-dire après avoir déclenché le disjoncteur depuis l'extrémité opposée de la ligne par protection sans délai. retard.

3.2.110. Sur les lignes simples avec alimentation unidirectionnelle contre les défauts polyphasés, une protection de courant par échelon ou une protection par échelon de courant et de tension doit être installée. Si de telles protections ne satisfont pas aux exigences de sensibilité ou de rapidité de coupure en cas de défaut (voir 3.2.108), par exemple dans les sections de tête, ou si cela est conseillé en fonction de la condition de coordonner la protection des sections adjacentes avec la protection des la section en question, une protection de distance progressive doit être prévue. Dans ce dernier cas, il est recommandé d'utiliser une coupure de courant sans temporisation comme protection supplémentaire.

En règle générale, une protection homopolaire directionnelle ou non directionnelle à courant progressif doit être fournie contre les défauts à la terre. En règle générale, la protection ne doit être installée que sur les côtés à partir desquels l'alimentation électrique peut être fournie.

Pour les lignes composées de plusieurs sections consécutives, dans un souci de simplification, il est permis d'utiliser une protection pas à pas non sélective de courant et de tension (contre les défauts multiphasés) et une protection de courant homopolaire pas à pas (contre les défauts à la terre) en combinaison avec des dispositifs de réenclenchement séquentiels. .

3.2.111. Sur les lignes simples alimentées de deux côtés ou plus (ces dernières sur les lignes avec dérivations), avec ou sans connexions de dérivation, ainsi que sur les lignes incluses dans un réseau en anneau avec une prise d'alimentation, il doit y avoir une protection contre les courts-circuits multiphasés. une protection est appliquée (principalement à trois étages), utilisée comme secours ou primaire (cette dernière - uniquement sur les lignes 110-220 kV).

Comme protection supplémentaire, il est recommandé d'utiliser une coupure de courant sans temporisation. Dans certains cas, il est permis d'utiliser une coupure de courant pour agir en cas de connexion erronée à un court-circuit triphasé à l'endroit où la protection est installée, lorsque la coupure de courant effectuée pour un fonctionnement dans d'autres modes ne satisfait pas l’exigence de sensibilité (voir 3.2.26).

En règle générale, une protection homopolaire directionnelle ou non directionnelle à courant progressif doit être fournie contre les défauts à la terre.

3.2.112. Comme protection principale contre les défauts multiphasés à l'extrémité de réception des sections de tête d'un réseau en anneau avec une seule prise de courant, il est recommandé d'utiliser une protection directionnelle de courant à un étage ; sur d'autres lignes simples (principalement 110 kV), dans certains cas, il est permis d'utiliser une protection par échelons de courant ou une protection par échelons de courant et de tension, en les rendant directionnelles si nécessaire. La protection doit généralement être installée uniquement sur les côtés à partir desquels l'alimentation peut être fournie.

3.2.113. Sur les lignes parallèles alimentées sur deux ou plusieurs côtés, et à l'extrémité d'alimentation des lignes parallèles alimentées sur un côté, la même protection peut être utilisée que sur les lignes simples correspondantes (voir 3.2.110 et 3.2.111).

Pour accélérer la déconnexion des défauts à la terre et, dans certains cas, des défauts entre phases sur les lignes à alimentation double face, une protection supplémentaire peut être utilisée pour contrôler le sens de l'alimentation dans une ligne parallèle. Cette protection peut être mise en œuvre sous la forme d'une protection de courant transversal séparée (avec inclusion d'un relais pour courant homopolaire ou courants de phase) ou uniquement sous la forme d'un circuit d'accélération des protections installées (courant homopolaire, courant maximum , distance, etc.) avec puissance de contrôle de direction dans les lignes parallèles.

Afin d'augmenter la sensibilité de la protection homopolaire, il est possible de prévoir la mise hors service de ses différents étages lorsque le disjoncteur de ligne parallèle est déconnecté.

Une protection différentielle directionnelle transversale doit généralement être fournie à l'extrémité de réception de deux lignes d'alimentation parallèles à une extrémité.

3.2.114. Si la protection selon 3.2.113 ne satisfait pas aux exigences de vitesse (voir 3.2.108), comme protection principale (lors de l'exploitation de deux lignes parallèles) à l'extrémité d'alimentation de deux lignes parallèles 110-220 kV avec alimentation unidirectionnelle et sur deux lignes parallèles de 110 kV avec alimentation bidirectionnelle, la protection directionnelle différentielle transversale peut être utilisée principalement dans les réseaux de distribution.

Dans ce cas, en mode de fonctionnement d'une ligne, ainsi qu'en secours lors du fonctionnement de deux lignes, la protection selon 3.2.110 et 3.2.111 est utilisée. Il est possible d'activer cette protection ou ses étages individuels pour la somme des courants des deux lignes (par exemple, le dernier étage de la protection contre le courant homopolaire) afin d'augmenter sa sensibilité aux dommages aux éléments adjacents.

Il est permis d'utiliser une protection directionnelle différentielle transversale en plus de la protection par courant de pas des lignes parallèles de 110 kV pour réduire le temps d'arrêt en cas de défaut sur les lignes protégées dans les cas où, selon les conditions de vitesse (voir 3.2.108), son utilisation n'est pas obligatoire. .

3.2.115. Si la protection selon 3.2.111-3.2.113 ne satisfait pas à l'exigence de vitesse (voir 3.2.108), une protection différentielle haute fréquence et longitudinale doit être fournie comme protection principale des lignes simples et parallèles avec alimentation électrique double face. .

Pour les lignes 110-220 kV, il est recommandé d'effectuer une protection de base par blocage haute fréquence de la protection homopolaire directionnelle de distance et de courant, lorsque cela est approprié en raison des conditions de sensibilité (par exemple, sur les lignes avec embranchements) ou de la simplification des protection.

S'il est nécessaire de poser un câble spécial, le recours à une protection différentielle longitudinale doit être justifié par un calcul technico-économique.

Pour surveiller le bon fonctionnement des fils de protection auxiliaires, des dispositifs spéciaux doivent être fournis.

Sur les lignes 330-350 kV, en plus de la protection haute fréquence, il convient de prévoir l'utilisation d'un dispositif de transmission d'un signal haute fréquence de déclenchement ou permissif (pour accélérer l'action de la protection de secours par échelon), si ce dispositif est prévu d'autres fins. Sur les lignes 500 kV, il est permis d'installer le dispositif spécifié spécifiquement pour la protection des relais.

Il est permis dans les cas où la vitesse (voir 3.2.108) ou la sensibilité (par exemple, sur les lignes avec embranchements) l'exige, l'utilisation de la transmission d'un signal de déclenchement pour accélérer l'action de la protection par échelon des lignes 110-220 kV .

3.2.116. Lors de l'exécution d'une protection de base selon 3.2.115, les éléments suivants doivent être utilisés comme sauvegarde :

• contre les courts-circuits multiphasés, en règle générale, protection à distance, principalement à trois étages ;
• contre les défauts à la terre, la protection homopolaire directionnelle ou non directionnelle à courant progressif.

En cas de désactivation à long terme de la protection principale spécifiée en 3.2.115, lorsque cette protection est installée conformément à l'exigence de déconnexion rapide du défaut (voir 3.2.108), il est permis de prévoir une accélération non sélective du secours protection contre les courts-circuits entre phases (par exemple avec contrôle des séquences de valeurs de tension continue).

3.2.117. Les protections principales, les étages rapides de protection de secours contre les défauts multiphasés et les éléments de mesure du dispositif de réenclenchement automatique pour les lignes 330-350 kV doivent être d'une conception spéciale qui assure leur fonctionnement normal (avec les paramètres spécifiés) dans des conditions d'intensité intense. processus électromagnétiques transitoires et conductivité capacitive importante des lignes. A cet effet, les éléments suivants doivent être fournis :

• dans les kits de protection et les éléments de mesure OAPV - mesures limitant l'influence des processus électromagnétiques transitoires (par exemple, filtres basse fréquence) ;
• dans les protections haute fréquence à phase différentielle installées sur des lignes de longueur supérieure à 150 km, des dispositifs de compensation des courants provoqués par la conductivité capacitive de la ligne.

Lors de l'activation de la protection à grande vitesse pour la somme des courants de deux ou plusieurs transformateurs de courant, s'il est impossible de satisfaire aux exigences de 3.2.29, il est recommandé de prendre des mesures spéciales pour éviter un fonctionnement inutile de la protection en cas de dommages externes (par exemple, durcissement de la protection) ou installer un ensemble séparé de transformateurs de courant dans le circuit de ligne pour alimenter la protection.

Dans les protections installées sur les lignes 330-500 kV équipées de dispositifs de compensation capacitive longitudinale, des mesures doivent être prises pour éviter un fonctionnement excessif de la protection en cas de dommages externes provoqués par l'influence de ces dispositifs. Par exemple, des relais de direction d'alimentation à séquence négative ou une transmission de signal d'activation peuvent être utilisés. ¶×

Les tâches de la protection des relais, son rôle et son objectif sont d'assurer un fonctionnement fiable des systèmes électriques et un approvisionnement ininterrompu en électricité aux consommateurs. Cela est dû à la complexité croissante des circuits et à la croissance des réseaux électriques, à la consolidation des systèmes électriques et à l'augmentation de la capacité installée des deux centrales dans leur ensemble et de la puissance unitaire nominale des unités individuelles. Ceci, à son tour, affecte le fonctionnement des systèmes électriques : fonctionnement à la limite de la stabilité, présence de longues lignes de communication intersystèmes et probabilité accrue de développer des accidents de chaîne. À cet égard, les exigences en matière de vitesse, de sélectivité, de sensibilité et de fiabilité de la protection des relais augmentent. Les dispositifs de protection de relais utilisant des dispositifs à semi-conducteurs sont de plus en plus répandus. Leur utilisation ouvre davantage de possibilités pour créer une protection à haut débit.

Actuellement, des dispositifs de protection à relais basés sur un microprocesseur ont été développés et commencent à être activement utilisés, ce qui permet d'augmenter encore la rapidité et la fiabilité de la protection et de réduire les coûts de leur réparation et de leur maintenance.

1.2.2 Les paramètres du transformateur sont résumés dans le tableau 2.

TABLEAU 1.2

SÉLECTION DES TYPES DE DISPOSITIFS DE PROTECTION RELAIS

Protection relais de ligne aérienne 110 kV.

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Schéma de calcul

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3. Calcul des courants de court-circuit.
3.1 Calcul des résistances de séquence directe d'éléments de circuit.
Les calculs de résistance sont effectués en unités nommées (Ohms), à une tension de base Ub=115 kV.
Le circuit équivalent est représenté sur la Fig.

C1 : X 1 = X *s * = 1,3* = 9,55 Ohms
X 2 = X battements *l* =0,4*70* =28 Ohms
X 3 = X battements. *l* =0,4*45* = 18 ohms
X 4 = X battements *l* =0,4*30* = 12 ohms
X 5 = X battements *l* =0,4*16* = 6,4 ohms
T 6 = * = * = 34,72 Ohms
T7 = * = * =220,4 Ohms
X 3,4 =18+12=30 ohms

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X 2,4 = = 14,48 ohms

X 1-4 =9,55+14,48=24,03 ohms

X1-5 =24,03+6,4=30,34

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I (3) (k 1) = =2,76 kA
Je (3) (k 2) = = =2,18 kA
Je (3) (k 3) = = =0,26 kA

3.2 Calcul des courants de court-circuit monophasés à la terre au point K-2.

C1 : X 1 = X *s * = 1,6* = 11,76 Ohms
X 2 = X battements *l* =0,8*70* =56 Ohms
X 3 = X battements. *l* =0,8*45* = 36 ohms
X 4 = X battements *l* =0,8*30* = 24 ohms
X 5 = X battements *l* =0,8*16* = 12,8 ohms

X 3,4 =36+24= 60 ohms

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X 2,3,4 =(60*56)/(60+56)= 28,97 ohms

X 1-4 = 11,76 + 28,97 ohms

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X 1-4,6 =(40,73*34,72)/(40,73+34,72)=18,74 ohms

X 1-6 = 18,74 + 12,8 = 31,54 ohms

X rés.0 (k2) = 31,54 Ohm
3I 0(k2) = = = 2,16 kA

3.6 Calcul des courants de court-circuit aux points K-4 et K-5.

Ub=Umin=96,6kV	Ub=Umax=126 kV
X 10 = X s1,2 = X s1,2 moy. * = 24,03* = 16,96 Ohms	X 10 = X s1,2 = X s1,2 moy. * = 24,03* = 28,85 Ohms
Xc = Xc moy* = = 16,96 Ohm	Xc = Xc moy* = = 28,85 Ohms
XT(-PO) = * = =41,99	U à (+ N) =U à nom. + =17,5+ = 18,4 Xt (+ N) = * * =71,44 Ohms
Znw =0,3*1,5* = 38,01 Ohms	Z nw =0,3*1,5* = 64,8 ohms
Point K-4
Hrez(k4)=Xs+Htv(-ro)=16,96+41,99=58,95 Ohms	Hrez(k4)=Xs+Xtv(+N)=28,85+71,44=100,29 Ohms
I (3) au maximum = =0,95kA	I (3) au max = =0,73 kA
La valeur réelle du courant de court-circuit au point K-4, liée à une tension de 37 kV
I (3) au maximum = 0,95* =8,74 kA	I (3) au maximum =0,73* =8,76 kA
Point K-5
Nom de la quantité 115 kilovolts 10 kV Je non. = = =207,59 = =2099,74 KI 300/5 3000/5 Je nom., dans = = =3,46 = =3,5 Valeurs acceptées Inom HT, Inom BT 3,4 3.5 Gamme de changeurs de prises en charge, Changeur de prises en charge pivotant Feuille Document n° Signature date Feuille KP.140408.43.06.PZ 4. Protection des relais. 4.1 Protection de ligne avec alimentation unidirectionnelle. 4.1.1 Calcul de la protection de courant à deux étages contre les courts-circuits entre phases de la ligne W. Calcul de coupure de courant sans temporisation à partir de courts-circuits entre phases (étage I). 1)I 1 taille Kots.*I (3) k-3max=1,2*0,26=0,31 kA 2)Kch=I (2) k-1min/Is.z. 1 =2,76*0,87/0,31=7,74 Kch = I (2) k-2min/Is.z. 1 1,5=2,18*0,87/0,31=6,12 3)I (1) c.r.=I (1) cz*Ksh/K1=0,31*1/(100/5)=0,02 kA 4) Le temps de réponse de la coupure de courant est supposé être de 0,1 s Calcul de la protection de courant maximum avec temporisation des courts-circuits entre phases (étage II). 1)I II taille Kots*Ksz/Kv)*Iload.max=(1,2*2/0,8)*0,03=0,09kA Iload.max=Snom.t./ =6,3/ =0,03 kA 2) Kch= I (2) k-3min/Is.z. Je 1 1,2=0,26*0,87/0,09=2,51 3) I (11) c.r.=I (11) cz*Ksh/K1=0,09*1/(100/5)=0,0045 kA 4) Le temps de réponse MTZ est sélectionné en fonction de la condition d'accord avec le MTZ du tr-ra. t II sz=tsz(mtz t-raT)+ t=2+0,4=2,4s 4.1.2. Calcul de la protection de courant à deux étages contre les courts-circuits à la terre de la ligne W. Calcul des courants de coupure homopolaire sans temporisation (1 étage). 1)I (1) 0cz 3I0 (1) k-2min/Kch=2,16/1,5=1,44 kA 2) I (1) 0ср I0 (1) сз*Ксх/К I =1,44*1/(100/5)=0,072 kA 3) Le temps de réponse de la coupure de courant est supposé être de 0,1 s. Calcul de la protection courant homopolaire avec temporisation (2ème étage). 1)I 11 0сз Kots*Inb.max=Kots*Kper*Knb*Icalc.=1,25*1*0,05*0,26=0,02 kA J'accepte I 11 0сз=60А 2)I (11) 0ср=I (11) 0сз*Ксх/К I =60*1/(100/5)=3 kA 3)Kch=3I0k-2min/I (11) 0сз 1,5=2,16/0,06=36 4)tсз II =tсз I + t=0,1+0,4=0,5с 4.2 Calcul de la protection du transformateur. 4.2.1 Protection contre les gaz. C'est le principal contre tous dommages à l'intérieur de la cuve du transformateur. Les dommages causés aux transformateurs qui se produisent à l'intérieur de leur boîtier s'accompagnent d'un arc électrique ou d'un échauffement des pièces, ce qui entraîne la décomposition de l'huile et des matériaux isolants et la formation de gaz volatils. Étant plus légers que le pétrole, les gaz montent dans le conservateur, qui est la partie la plus haute du transformateur. Le relais de gaz est installé dans un tuyau reliant le boîtier du transformateur au détendeur afin que le flux de gaz et d'huile le traverse, se précipitant dans le détendeur en cas de dommage dans le transformateur. Le relais à gaz réagit à la vitesse du mouvement de l'huile en cas de dommage dans le transformateur. Avec des dommages mineurs, la formation de gaz se produit lentement et monte en petites bulles jusqu'au détendeur. Dans ce cas, la protection agit sur le signal. Si les dommages au transformateur sont importants, des gaz se forment rapidement et la protection s'arrête. Pour un transformateur avec changeur de prises en charge, 2 relais gaz sont prévus : un pour la cuve du transformateur, l'autre pour la cuve du changeur de prises en charge. Feuille Document n° Signature date Feuille KP.140408.43.06.PZ Réalisé par une protection par microprocesseur de type « Sirius-T ». Nom de la quantité Désignation et méthode de détermination Valeur numérique pour le côté 115 kilovolts 10 kV Courant primaire du côté du transformateur protégé, correspondant à sa puissance nominale, A Je non. = = =207,59 = =2099,74 Rapport de transformation des transformateurs de courant KI 300/5 3000/5 Courant secondaire dans les bras de protection correspondant à la puissance nominale du transformateur protégé Je nom., dans = = =3,46 = =3,5 Valeurs acceptées Inom HT, Inom BT 3,4 3.5 Gamme de changeurs de prises en charge, Changeur de prises en charge pivotant 100*(176-96,5)/(2*111,25)=13 Changement Feuille Document n° Signature date Feuille KP.140408.43.06.PZ 4.2.2 Coupure différentielle. Le paramètre doit être sélectionné parmi deux conditions : - désaccord par rapport au courant d'appel du courant magnétisant du transformateur de puissance. - désaccord par rapport au courant de déséquilibre primaire maximum pendant le régime transitoire du court-circuit externe calculé. Désaccord suite au courant magnétisant d’appel. Lorsque le transformateur de puissance est allumé du côté tension la plus élevée, le rapport entre le courant d'appel magnétisant et l'amplitude du courant nominal du transformateur protégé ne dépasse pas 5. Cela correspond au rapport entre l'amplitude du courant d'appel magnétisant et la valeur efficace du courant nominal de la première harmonique égale à 5 = 7. Le cutoff réagit à la valeur instantanée et est égal à 2,5*Idif./Inom. Le réglage minimum possible pour la première harmonique est Idiff/Inom = 4, ce qui contribue à 2,5 * 4 = 10 en termes de rapport d'amplitude. La comparaison des valeurs obtenues indique que la coupure des valeurs instantanées est ajustée aux éventuelles surtensions du courant magnétisant. Les calculs montrent que la valeur efficace de la première harmonique de l'appel du courant magnétisant ne dépasse pas 0,35 de l'amplitude d'appel. Si l'amplitude est égale à 7 valeurs efficaces du courant nominal, alors la valeur efficace de la première harmonique est 7*0,35=2,46. Par conséquent, même avec un réglage minimum de 4 In. La coupure est ajustée contre les surtensions de courant magnétisant et lorsqu'elle est régulée sur la première harmonique du courant différentiel. Désaccord en cas de déséquilibre de courant lors d'un court-circuit externe. Pour désaccorder le courant de déséquilibre lors d'un court-circuit externe, il existe des formules qui prennent en compte les trois composantes du courant de déséquilibre. Mais avec de petits rapports maximaux des transformateurs de courant domestiques, l'amplitude du courant de déséquilibre peut atteindre l'amplitude du courant de court-circuit externe maximal. Changement Feuille Document n° Signature date Feuille KP.140408.43.06.PZ Dans ces conditions, il est recommandé de sélectionner le réglage en fonction de la condition : Idiff/Inom Kots*Knb(1)*Ikz.in.max où Knb(1) est le rapport de l'amplitude de la première harmonique du courant de déséquilibre à l'amplitude réduite de la composante périodique du courant de défaut externe. Si un TC avec un courant nominal secondaire de 5A est utilisé côté HT et BT, Knb(1)=0,7 peut être pris. Si un TC avec un courant nominal secondaire de 1 A est utilisé côté HT, alors Knb(1)=1,0 doit être pris. Le coefficient de désaccord (Cots) est supposé être égal à 1,2. Is.in.max est le rapport entre le courant de court-circuit externe calculé et le courant nominal du transformateur. Si un courant traversant Irms traverse le transformateur protégé, celui-ci peut véhiculer un courant différentiel. Idif.=(Nper*Kodn*E+ Urpn+ fadd.)*Iskv=(2*1.0+0.13+0.04)*Iskv=0.37*Iskv. Lors de l'élaboration de cette formule, il a été supposé qu'un TC fonctionnait avec précision, le second avait une erreur égale à Idiff. Introduisons la notion de coefficient de réduction du courant de freinage. Ksn.t.=Ibr./Iskv.=1-0.5*(Nper*Codn.*E + Uрпн+ fadd)/Ksn.t.=100*1.3*(2*1*0.1+0.13+0.04)/0.815=59 Le deuxième point d'arrêt de la caractéristique de freinage : Il 2 /Inom détermine la taille de la deuxième section de la caractéristique de freinage. En mode charge et similaire, le courant de freinage est égal au courant traversant. L'apparition de défauts de virage ne modifie que légèrement les courants primaires, le courant de freinage reste donc quasiment inchangé. Pour une sensibilité élevée aux défauts de rotation, la deuxième section doit inclure le mode de charge nominale (Im/Inom=1), le mode de surcharges à long terme admissibles (Im/Inom=1,3). Il est souhaitable que la deuxième section comprenne également les modes d'éventuelles surcharges à court terme (démarrage automatique du moteur après commutateur de transfert automatique, courants de démarrage de moteurs puissants, le cas échéant). Feuille Document n° Signature date Feuille KP.140408.43.06.PZ Le réglage de blocage pour la deuxième harmonique I g/I g1, basé sur l'expérience des entreprises qui utilisent une telle protection depuis longtemps, est recommandé au niveau de 12-15 % Je prends I g2/I g1=0.15 Nous calculons le coefficient de sensibilité pour le réseau considéré. Courant de protection primaire en l'absence de freinage : Iс.з=Inom*(I 1/Inom)=208*0,3=62,4 A. Lors du contrôle de la sensibilité de la protection, nous tenons compte du fait qu'en raison du sens de freinage, il n'y a pas de courant de freinage lors de défauts internes. Sensibilité au court-circuit biphasé côté BT Kch=730*0,87/62,4=10,18 Conclusion : la sensibilité est suffisante. 4.3 Protection contre les surcharges « Sirius-T ». Le réglage du signal de surcharge est supposé être : Isz=Kots*Inom/Kv=1,05*3,4/0,95=3,76, où coefficient de désaccord Kots=1,05 ; le coefficient de retour dans cet appareil est Kv=0,95. Il est recommandé de déterminer le courant nominal Inom en tenant compte de la possibilité de l'augmenter de 5 % lors de la régulation de la tension. Pour un transformateur de 40 MVA, les courants secondaires nominaux sur la branche médiane côté HT et BT sont de 3,4 et 3,5 A. Les valeurs de réglage de charge calculées sont égales. Côté HT : Ivn=1,05*1,05*3,4/0,95=3,95 A Côté BT : Inn=1,05*1,05*3,5/0,95=4,06 A Si le transformateur est doté d'un enroulement BT divisé, le contrôle des surcharges doit être effectué par des dispositifs de protection d'entrée installés sur les interrupteurs latéraux BT. La protection agit sur les pneumatiques avec tсз=6с. Changement Feuille Document n° Signature date Feuille KP.140408.43.06.PZ 4.4.1 Protection de courant maximum sur un relais à microprocesseur de type « Sirius-T » côté 110 kV HT. Le calcul des paramètres de fonctionnement (réglages) de la protection contre les surintensités consiste à sélectionner le courant de fonctionnement de la protection (primaire) ; Courant de fonctionnement du relais. De plus, une vérification des calculs du transformateur de courant est effectuée. Sélection du courant de fonctionnement. Les réglages actuels de la protection à courant maximum doivent garantir que la protection d'arrêt ne fonctionne pas lors de surcharges successives et la sensibilité nécessaire pour tous types de courts-circuits en zone principale et en zone de secours. Isz=Ksz*Ksh/Ktt=265*1/(300/5)=4,42 A Vérification de la sensibilité de la protection contre les surintensités. Kch I (3) k.min.in/Iсз=0.87*730/265=2.4 Kch I (3) k.min.in/Iсз=0,87*5,28/265=1,73 1,2 Conclusion : la sensibilité du MTZ est suffisante, conformément au PUE. Je choisis le temps de réponse MTZ à 1 seconde 4.4.2 Protection de courant maximum sur un relais à microprocesseur de type « Sirius-UV » côté BT 10 kV. Courant de déclenchement de protection. Isz=Coût/Kv*In.max=1,2/0,95*2099,74=2652,3 2099.74 - sélectionné en fonction du courant nominal du tr-ra Coefficient de retour de 0,95 du relais Sirius. Le courant de fonctionnement de la protection est supposé être Iсз = 2652 A. Courant de fonctionnement du relais. Isz=Ksz*Ksh/Ktt=2652*1/(3000/5)=4,42A Vérification de la sensibilité de MTZ. Kch Ik (2) min.nn./Iсз=0,87*7050/2652=2,31 1,5 Conclusion : la sensibilité du MTZ est suffisante, conformément au PUE. Changement Feuille Document n° Signature date Feuille KP.140408.43.06, PZ Amener les courants à l'étage BT Ic.nn.=Ic.in*Uin/Unn=730*(96.58/10)=7050 A Commencez par la tension. Calcul de la protection contre les surintensités avec démarrage à tension combinée installé du côté 10,5 kV. La tension de réponse de protection primaire pour le relais de tension minimale à condition de désaccord de la tension d'auto-démarrage lors de la mise sous tension des moteurs de charge freinés depuis AR ou AR et à condition d'assurer le retour du relais après déconnexion du court-circuit externe est accepté: Uсз=0.6 Unom=0.6*10500=6300V Dans ce cas, la tension de fonctionnement du relais à tension minimale sera : Usr=Usz/Kch=0,6*10500/(10500/100)=60 V. Le relais RN-54/160 est accepté pour l'installation Pour un relais filtre de tension, la séquence inverse de la tension de réponse de protection est prise en fonction de la condition de désaccord par rapport à la tension de déséquilibre en mode charge. U2сз 0,06*Unom=0,06*10500=630V Tension de réponse du relais de filtre à tension inverse. U2ср=U2сз/К U =630/(10500/100)=6V Le relais de filtre RSN-13 est accepté comme réglage. Vérification de la sensibilité à la tension lors d'un court-circuit au point 5 pour un relais à tension minimale. KchU=Uсз*Кв/Uз.max=6,3*1,2/4,1=1,84 1,2 où Uз.max= 3*I (3) k-4max*Zkw.min= *5280*0,45=4,1 kV ici I (3) k-4max est le courant de court-circuit triphasé à l'extrémité de la ligne de câble en mode de fonctionnement maximum (mode 9) -Pour filtre de relais de tension inverse. Changement Feuille Document n° Signature date Feuille KP.140408.43.06.PZ KchU2=U2з.min/U2сз=3,2/0,63=5,08 1,2 où U2з.min=0,5*Unom.nn.- *I 2 max*Zkw.min=0,5*10,5-( 2)*0,3*1,5=5,25-2,05 =3,2kV ici I 2 max est le courant inverse à l'endroit où la protection est installée lors d'un court-circuit entre deux phases à l'extrémité de la ligne de câble en mode de fonctionnement maximum. Peut être accepté : I 2 max=I (3) k-4.max/2=I (2) k-4.max/2 La sélection des temporisations de protection s'effectue selon un principe pas à pas tsz MTZ-10=tsz.sv-10+ t=1+0,5=1,5s (RV-128) tsz MTZ-110=tsz.MTZ-35+ t=2,3+0,3=2,6 (RV-0,1) où tсз.св-10 est le temps de réponse de la protection sur l'interrupteur sectionnel 10 kV Le niveau de sélectivité t est adopté pour le relais temporisé RV-0,1 t=0,3s, pour le relais temporisé RV-128 t=0,5s. Changement Feuille Document n° Signature date Feuille KP.140408.43.24.PZ 6. Calcul de l'erreur de 10 pour cent des transformateurs de courant TFND-110. Rapport de transformation =100/5 Facteur d'erreur estimé à 10 % : K (10) cal.=1,1*Is/I1nom.=1,1*1440/100=15,84 La charge secondaire admissible Z2add. est déterminée à l'aide de la courbe d'erreur de 10 pour cent. Z2add.=2 Ohm Z2add.=Zp+Rpr+R 0,05 trans. Zp=0,25Ohm Z2add.=Zp+Rpr+Rtrans. Rpr=2-0,25-0,05=1,7 Ohm q= *l/ Rpr=0,0285*70/1,7=1,17