Jak działa zabezpieczenie przekaźnikowe linii energetycznych. Jak działa zabezpieczenie przekaźnikowe linii elektroenergetycznych. Zastosowanie zabezpieczeń odległościowych
Warianty wykonania zestawów zabezpieczających dla linii napowietrznych 110-220 kV.
1. Na ślepych liniach napowietrznych stosuje się najprostszy zestaw zabezpieczeń: dwustopniowe zabezpieczenie prądowe przed zwarciami międzyfazowymi (MTZ i MFTO) oraz trójstopniowe zabezpieczenie zwarciowe. Jednocześnie nie ma redundancji krótkozasięgowej zabezpieczeń linii napowietrznych i możliwy jest przypadek, gdy podczas zwarcia na ślepej linii napowietrznej i awarii jej zabezpieczenia cały poziom wtórny dużej stacji systemowej zostanie wyłączony gaśnie, gdy działają redundantne zabezpieczenia dalekiego zasięgu. Oznacza to, że nawet na prostych ślepych liniach napowietrznych rozciągających się od autobusów dużych podstacji i elektrowni pożądane byłoby zastosowanie zabezpieczeń podstawowych i rezerwowych w celu zwiększenia niezawodności działania podstacji lub elektrowni, ale taka praktyka nie jest akceptowane.
2. Najprostsza opcja dla linii napowietrznych tworzących układ z zasilaniem dwukierunkowym: trójstopniowy DZ, czterostopniowy ZZ i MFTO. DZ i ZZ zapewniają ochronę linii napowietrznych przed wszelkiego rodzaju zwarciami oraz redundancję zabezpieczeń dalekiego zasięgu. MFTO jest stosowane jako dodatkowe zabezpieczenie ze względu na prostotę, niski koszt, wysoką niezawodność i szybkość.
Typowe urządzenia zabezpieczające przekaźniki linii napowietrznych 110–220 kV są produkowane na rynku, zawierające trzystopniowe zabezpieczenie zdalne, czterostopniowe zabezpieczenie ochronne i MFTO:
Panel elektromechaniczny typu EPZ-1636 produkowany jest w Zakładach Aparatury Elektrycznej w Czeboksarach (CHEAZ) od 1967 roku. Zainstalowany na większości linii napowietrznych 110–220 kV systemu elektroenergetycznego obwodu czelabińskiego.
- szafka elektroniczna typu ShDE-2801, produkowana przez CheAZ od 1986 roku, w systemie energetycznym obwodu czelabińskiego jest instalowana zaledwie na kilkudziesięciu liniach napowietrznych 110-220 kV.
- szafy mikroprocesorowe serii ШЭ2607 produkowane przez EJ Ekra od lat 90-tych: ШЭ2607 011, ШЭ2607 016 (sterowanie przełączaniem z napędem trójfazowym, trójstopniowym DS, czterostopniowym 3Z, MFTO), SHE2607 012 (sterowanie przełącznik z napędem fazowym, trójstopniowy DS, czterostopniowy 3 Z , MFTO), ShE2607 021 (trzystopniowy DZ, czterostopniowy ZZ, MFTO).
Brak ścisłych zastrzeżeń.
- wyłączenie zwarcia na końcu chronionej linii napowietrznej z czasem drugiego lub trzeciego stopnia zabezpieczenia.
3. Bardziej złożoną wersją zabezpieczenia linii napowietrznych z zasilaniem dwukierunkowym jest zastosowanie szafy zabezpieczającej typu ShDE-2802 (produkowanej przez firmę CHEAZ od 1986 roku). W szafie znajdują się dwa zestawy zabezpieczeń: główne i rezerwowe. Główny zestaw ochrony obejmuje trzystopniową ochronę awaryjną, czterostopniową ochronę i MFTO. Zestaw zapasowy – uproszczony dwustopniowy DZ i ZZ. Każdy zestaw zapewnia ochronę linii napowietrznych przed wszelkiego rodzaju zwarciami. W tym przypadku zestaw rezerwowy zapewnia redundancję ochrony krótkiego zasięgu, zestaw główny zapewnia rezerwę dalekiego zasięgu.
Wady tego zestawu zabezpieczeń:
a) Niezupełnie pełnoprawna redundancja krótkiego zasięgu, ponieważ główny i zapasowy zestaw zabezpieczeń:
Mają wspólne urządzenia (na przykład urządzenie do blokowania pilota podczas huśtawek), których awaria może prowadzić do jednoczesnej awarii zarówno zestawu głównego, jak i zapasowego.
- wykonane na tej samej zasadzie, co oznacza możliwość jednoczesnej awarii obydwu z tego samego powodu. - znajdują się w tej samej szafce, co oznacza, że mogą ulec uszkodzeniu w tym samym czasie.
b) Wyłączenie zwarcia na końcu chronionej linii napowietrznej z czasem drugiego lub trzeciego stopnia.
Sieci o napięciu 110–220 kV działają w trybie ze skutecznie lub solidnie uziemionym punktem neutralnym. Dlatego zwarcie doziemne w takich sieciach to zwarcie o prądzie czasami przekraczającym prąd zwarcia trójfazowego i należy je odłączyć z możliwie najmniejszym opóźnieniem czasowym.
Linie napowietrzne i mieszane (kablowe) wyposażane są w urządzenia automatycznego ponownego załączania. W niektórych przypadkach, jeśli używany wyłącznik jest wykonany ze sterowaniem fazowym, stosuje się wyłączanie fazowe i automatyczne ponowne załączanie. Pozwala to na wyłączenie i włączenie uszkodzonej fazy bez odłączania obciążenia. Ponieważ w takich sieciach przewód neutralny transformatora zasilającego jest uziemiony, obciążenie praktycznie nie odczuwa krótkotrwałej pracy w trybie fazy otwartej.
Z reguły SPZ nie jest stosowany na liniach wyłącznie kablowych.
Linie wysokiego napięcia pracują z dużymi prądami obciążenia, co wymaga stosowania zabezpieczeń o specjalnych charakterystykach. Na liniach tranzytowych, które mogą być przeciążone, z reguły stosuje się zabezpieczenia odległościowe, aby skutecznie odizolować od prądów obciążenia. Na liniach ślepych w wielu przypadkach można zastosować zabezpieczenie prądowe. Z reguły zabezpieczenia nie mogą zadziałać podczas przeciążeń. W razie potrzeby zabezpieczenie przed przeciążeniem odbywa się na specjalnych urządzeniach.
Zgodnie z PUE urządzenia zabezpieczające przed przeciążeniem należy stosować w przypadkach, gdy dopuszczalny czas przepływu prądu przez urządzenie jest mniejszy niż 1020 minut. Zabezpieczenie przed przeciążeniem powinno działać przy rozładunku sprzętu, przerwaniu transportu, odłączeniu ładunku i wreszcie odłączeniu przeciążonego sprzętu.
Linie wysokiego napięcia mają zwykle znaczną długość, co komplikuje poszukiwanie miejsca uszkodzenia. Dlatego linie muszą być wyposażone w urządzenia określające odległość do miejsca uszkodzenia. Według materiałów dyrektywy WNP linie o długości 20 km i większej powinny być wyposażone w broń masowego rażenia.
Opóźnienie w wyłączeniu zwarcia może skutkować zakłóceniem stabilności pracy równoległej elektrowni, na skutek długotrwałego spadku napięcia może nastąpić zatrzymanie pracy urządzenia i zakłócenie procesu produkcyjnego, dodatkowe uszkodzenie linii, na której następuje zwarcie może wystąpić zwarcie. Dlatego też na liniach tego typu bardzo często stosuje się zabezpieczenia, które wyłączają zwarcie w dowolnym miejscu bez opóźnienia czasowego. Mogą to być zabezpieczenia różnicowe instalowane na końcach linii i połączone kanałem wysokiej częstotliwości, przewodnikiem lub kanałem optycznym. Mogą to być zabezpieczenia zwykłe, przyspieszane po otrzymaniu sygnału włączającego lub po usunięciu sygnału blokującego z przeciwnej strony.
Zabezpieczenia prądowe i odległościowe są zwykle realizowane etapami. Liczba kroków wynosi co najmniej 3, w niektórych przypadkach konieczne są 4 lub nawet 5 kroków.
W wielu przypadkach całą wymaganą ochronę można zrealizować w oparciu o jedno urządzenie. Jednak awaria tego jednego urządzenia powoduje, że sprzęt pozostaje bez ochrony, co jest niedopuszczalne. Dlatego wskazane jest wykonanie zabezpieczenia linii wysokiego napięcia z 2 zestawów. Drugi zestaw jest zapasowy i można go uprościć w porównaniu z głównym: nie ma automatycznego ponownego załączenia, broni masowego rażenia, ma mniejszą liczbę etapów itp. Drugi zestaw musi być zasilany z innego wyłącznika pomocniczego i zestawu przekładników prądowych. Jeśli to możliwe, zasilany innym akumulatorem i transformatorem napięciowym, działaj na oddzielny elektromagnes wyłączający wyłącznik.
Urządzenia zabezpieczające linię wysokiego napięcia muszą uwzględniać możliwość awarii wyłącznika i posiadać urządzenie zabezpieczające przed awarią wyłącznika, wbudowane w samo urządzenie lub zorganizowane oddzielnie.
Do analizy awarii oraz działania zabezpieczeń przekaźnikowych i automatyki wymagana jest rejestracja zarówno wartości analogowych, jak i sygnałów dyskretnych podczas zdarzeń awaryjnych.
Dlatego w przypadku linii wysokiego napięcia zestawy zabezpieczeń i automatyki muszą spełniać następujące funkcje:
Ochrona przed zwarciami międzyfazowymi i zwarciami do masy.
Jednofazowe lub trójfazowe automatyczne ponowne załączenie.
Ochrona przed przeładowaniem.
POZIOM
Ustalenie miejsca uszkodzenia.
Oscylografia prądów i napięć oraz rejestracja dyskretnych sygnałów zabezpieczeniowych i automatyki.
Urządzenia zabezpieczające muszą być nadmiarowe lub zdublowane.
W przypadku linii wyposażonych w przełączniki z kontrolą fazy konieczne jest zabezpieczenie przed pracą w fazie otwartej, które powoduje rozłączenie przełączników własnych i sąsiednich, ponieważ w sieciach CIS nie jest dozwolona długotrwała praca w fazie otwartej.
7.2. FUNKCJE OBLICZANIA PRĄDÓW I NAPIĘĆ PODCZAS ZWARĆ
Jak stwierdzono w rozdz. 1, w sieciach z uziemionym punktem neutralnym należy uwzględnić dwa dodatkowe rodzaje zwarć: jednofazowe i dwufazowe zwarcia doziemne.
Obliczenia prądów i napięć podczas zwarć do ziemi przeprowadza się metodą składowych symetrycznych, patrz rozdz. 1. Jest to istotne m.in. dlatego, że w zabezpieczeniach stosowane są składowe symetryczne, których w modach symetrycznych nie ma. Zastosowanie prądów o składowej przeciwnej i zerowej umożliwia nieregulowanie zabezpieczenia przed prądem obciążenia i ustawienie prądu mniejszego niż prąd obciążenia. Na przykład w celu ochrony przed zwarciami doziemnymi głównym zastosowaniem jest zabezpieczenie składowej zerowej prądu, które jest zawarte w przewodzie neutralnym trzech przekładników prądowych połączonych w gwiazdę.
Stosując metodę składowych symetrycznych, obwód zastępczy dla każdego z nich sporządza się osobno, a następnie łączy się je ze sobą w miejscu zwarcia. Na przykład utwórzmy obwód zastępczy dla obwodu z ryc. 7.1.
System X1 =15 omów |
||
System X0 =25 omów |
L1 25km AS-120 |
L2 35 km AS-95 |
T1 – 10000/110
Wielka Brytania = 10,5 T2 – 16000/110 Wielka Brytania = 10,5
Ryż. 7.1 Przykład sieci do budowy obwodu zastępczego w składowych symetrycznych
Przy obliczaniu parametrów linii o napięciu 110 kV i wyższym dla obwodu zastępczego zwykle pomija się rezystancję czynną linii. Reaktancja indukcyjna składowej zgodnej (X 1 ) linii według danych referencyjnych wynosi: AC-95 - 0,429 oma na km, AC-120 - 0,423 oma na km. Rezystancja składowej zerowej dla linii z korpusami z lin stalowych
same w sobie są równe 3 X 1, tj. odpowiednio 0,429 3 =1,287 i 0,423 3 = 1,269.
Zdefiniujmy parametry linii:
L 1 = 25 0,423 = 10,6 oma; |
L 1 = 25 1,269 = 31,7 oma |
||
L 2 = 35 0,423 = 15,02 oma; |
L 2 = 35 1,269 = 45,05 oma |
Określmy parametry transformatora:
T1 10000 kVA.
X 1 T 1 = 0,105 1152 10 = 138 omów;
X 1 T 2 = 0,105 1152 16 = 86,8 oma; X 0 T 2 = 86,8 oma
Rezystancja składowej przeciwnej w obwodzie równoważnym jest równa rezystancji składowej zgodnej.
Zwykle przyjmuje się, że rezystancja składowej zerowej transformatorów jest równa rezystancji składowej zgodnej. X 1 T = X 0 T. Transformator T1 nie jest zawarty w obwodzie zastępczym sekwencji zerowej, ponieważ jego przewód neutralny jest nieuziemiony.
Opracowujemy schemat wymiany. |
||||||||||||||||
X1C =X2C =15 omów |
X1Л1 =X2Л1 =10,6 oma |
X1Л2 =X2Л1 =15,1 oma |
||||||||||||||
X0C = 25 omów |
X0Л1 =31,7 oma |
X0Л2 =45,05 oma |
||||||||||||||
X1T1 =138 omów |
X1T2 = 86,8 oma |
|||||||||||||||
X0T2 = 86,8 oma |
||||||||||||||||
Obliczanie zwarć trójfazowych i dwufazowych przeprowadza się w zwykły sposób, patrz tabela 7.1. Tabela 7.1
odporność do miesiąca |
Zwarcie trójfazowe |
Zwarcie dwufazowe |
||||||
ta zwarcie X 1 ∑ = ∑ X 1 |
= (115 3) X 1 |
0,87I |
||||||
15+10,6 = 25,6 oma |
||||||||
25,6+15,1 =40,7 oma |
||||||||
25,6+ 138=163,6 oma |
||||||||
40,7 + 86,8 = 127,5 oma |
||||||||
Do obliczenia prądów zwarciowych doziemnych należy zastosować metodę składowych symetrycznych.Według tej metody rezystancje zastępcze o składowej dodatniej, ujemnej i zerowej obliczane są w stosunku do punktu zwarcia i są łączone szeregowo w obwodzie zastępczym dla pojedynczego -zwarcia doziemne fazowe Rys. 7.2 oraz szeregowo/równoległe dla zwarć doziemnych dwufazowych Rys. 7.2, b.
X 1E |
X2E |
X0E |
|||||||||||||||||||||
X 1E |
X2E |
||||||||||||||||||||||
X 0E I 0 |
|||||||||||||||||||||||
ja 0b |
|||||||||||||||||||||||
Ryż. 7.2. Schemat połączeń do łączenia rezystancji zastępczych o kolejności dodatniej, ujemnej i zerowej w celu obliczenia prądów zwarciowych doziemnych:
a) – jednofazowe; b) – dwufazowe; c) – rozkład prądów składowej zerowej pomiędzy dwoma punktami uziemienia neutralnego.
Obliczmy zwarcie doziemne, patrz tabele 7.2, 7.3.
Obwód składowej zgodnej i przeciwnej składa się z jednej gałęzi: od źródła zasilania do zwarcia. W obwodzie o składowej zerowej znajdują się 2 gałęzie z uziemionych przewodów neutralnych, które są źródłami prądu zwarciowego i muszą być połączone równolegle w obwodzie zastępczym. Opór równolegle połączonych gałęzi określa się wzorem:
X 3 = (X za X b) (X a + X b) |
||||||||||||
Rozkład prądu wzdłuż równoległych gałęzi określają wzory: |
||||||||||||
ja a = ja mi x mi x a; Ja w = I E X E |
||||||||||||
Tabela 7.2 Jednofazowe prądy zwarciowe |
||||||||||||
X1 E |
X2 E |
X0 E = X0 a //X0 b * |
ON |
Ikz1 |
Iкз2 |
Ikz0 |
Ikz0 a * |
Iкз0 b |
Mam zwarcie |
|||
I1 +I2 +I0 |
||||||||||||
*Notatka. Rezystancję dwóch połączonych równolegle odcinków obwodu o zerowej kolejności określa się za pomocą wzoru 7.1.
**Notatka. Prąd rozdziela się pomiędzy dwie części sekwencji zerowej zgodnie ze wzorem 7.2.
Tabela 7.3 Dwufazowe prądy zwarciowe do ziemi
X1 E |
X2 E |
X0 E * |
X0-2 E** = |
ON |
ja KZ1 |
Mam zwarcie 2 *** |
I KZ0 |
Mam zwarcie 0 a **** |
I KZ0 b |
IKZ *****≈ |
|
X0E //X2 |
I1 +½ (I2 +I0) |
||||||||||
*Notatka. Rezystancję dwóch odcinków obwodu o składowej zerowej połączonych równolegle wyznacza się ze wzoru 7.1, obliczenia przeprowadza się w tabeli 7.2.
**Notatka. Rezystancję dwóch równolegle połączonych rezystancji składowej przeciwnej i zerowej określa się za pomocą wzoru 7.1.
***Notatka. Prąd jest rozdzielany pomiędzy dwie rezystancje o kolejności przeciwnej i zerowej zgodnie ze wzorem 7.2.
****Notatka. Prąd rozdziela się pomiędzy dwie części sekwencji zerowej zgodnie ze wzorem 7.2.
*****Notatka. Prąd zwarcia dwufazowego do masy jest wskazany przybliżonym wzorem, dokładna wartość jest określana geometrycznie, patrz poniżej.
Wyznaczanie prądów fazowych po obliczeniu składowych symetrycznych
W przypadku zwarcia jednofazowego cały prąd zwarciowy płynie w uszkodzonej fazie, w pozostałych fazach nie płynie żaden prąd. Prądy wszystkich ciągów są sobie równe.
Aby spełnić takie warunki, elementy symetryczne rozmieszczone są w następujący sposób (ryc. 7.3):
Ia 1 |
Ia 2 |
I a 0 I b 0 I c 0 |
Ia 0 |
||||||||||
Ia 2 |
|||||||||||||
Ib 1 |
Ic 2 |
Ia 1 |
|||||||||||
Ic 1 |
Ib 2 |
||||||||||||
Prądy stałe |
Prądy zwrotne |
Prądy zerowe |
Ic 1 |
Ib 1 |
|||||||||
Ic 0 |
Ib 0 |
||||||||||||
sekwencyjny |
sekwencyjny |
sekwencyjny |
Ic 2 |
||||||||||
Ib 2 |
|||||||||||||
Ryc.7.3. Schematy wektorowe elementów symetrycznych ze zwarciem jednofazowym
W przypadku zwarcia jednofazowego prądy wynoszą I1 = I2 = I0. W fazie uszkodzonej są one równe pod względem wielkości i pokrywają się w fazie. W nieuszkodzonych fazach równe prądy wszystkich ciągów tworzą trójkąt równoboczny, a wynikowa suma wszystkich prądów wynosi 0.
W przypadku dwufazowego zwarcia do ziemi prąd w jednej nieuszkodzonej fazie wynosi zero. Prąd składowej zgodnej jest równy sumie prądów składowej zerowej i przeciwnej o przeciwnym znaku. Na podstawie tych przepisów konstruujemy prądy składowych symetrycznych (ryc. 7.4):
Ia 1 |
Ia 1 |
Ia 2 |
||||||||||||
Ic 2 |
Ib 2 |
|||||||||||||
Ia 0 |
||||||||||||||
I a 0 I b 0 I c 0 |
Ic 2 |
Ib 2 |
||||||||||||
Iń 1 |
Ib 1 |
Ia 2 |
||||||||||||
Ic 0 |
Iń 1 |
Ib 1 |
Ib 0 |
|||||||||||
Ryż. 7.4 Diagramy wektorowe składowych symetrycznych dwufazowych prądów zwarciowych do ziemi
Z skonstruowanego diagramu widać, że prądy fazowe podczas zwarć doziemnych są dość trudne do skonstruowania, ponieważ kąt prądu fazowego różni się od kąta składowych symetrycznych. Należy go skonstruować graficznie lub zastosować rzuty ortogonalne. Jednak z wystarczającą do praktyki dokładnością wartość prądu można określić za pomocą uproszczonego wzoru:
ja f = ja 1 + 1 2 (ja 2 + ja 0 ) = 1,5 ja 1 |
Prądy podane w tabeli 7.3 są obliczane przy użyciu tego wzoru.
Jeśli porównamy prądy zwarcia dwufazowego do ziemi zgodnie z tabelą 7.3 z prądami zwarć dwufazowych i trójfazowych zgodnie z tabelą 7.1, możemy stwierdzić, że prądy zwarcia dwufazowego -obwód do masy są nieco mniejsze niż prądy zwarcia dwufazowego do masy, dlatego też czułość zabezpieczenia należy określić na podstawie prądu zwarcia dwufazowego. Prądy zwarciowe trójfazowe są odpowiednio wyższe od prądów zwarciowych dwufazowych o
uziemienie, dlatego określenie maksymalnego prądu zwarciowego do ustawienia zabezpieczenia odbywa się za pomocą zwarcia trójfazowego. Oznacza to, że do obliczeń zabezpieczeń dwufazowy prąd zwarciowy do ziemi nie jest potrzebny i nie ma potrzeby jego zliczania. Sytuacja zmienia się nieco przy obliczaniu prądów zwarciowych w szynach potężnych elektrowni, gdzie rezystancja składowej przeciwnej i zerowej jest mniejsza niż rezystancja składowej prostej. Ale nie ma to nic wspólnego z sieciami dystrybucyjnymi, a w przypadku elektrowni prądy są obliczane na komputerze za pomocą specjalnego programu.
7.3 PRZYKŁADY DOBORU WYPOSAŻENIA DO LINII ślepych 110-220 kV
Schemat 7.1. Ślepa linia lotnicza 110–220 kV. Brak zasilania z PS1 i PS2. T1 PS1 jest podłączony poprzez separator i zwarcie. T1 PS2 włącza się za pomocą przełącznika. Strona neutralna HV T1 PS2 jest uziemiona, podczas gdy w PS1 jest izolowana. Minimalne wymagania dotyczące ochrony:
Opcja 1 . Należy zastosować trójstopniowe zabezpieczenie przed zwarciami międzyfazowymi (pierwszy stopień, bez opóźnienia czasowego, załączany jest przed zwarciami na szynach PS2 HV, drugi z krótkim opóźnieniem, przed zwarciami na magistrale PS1 i PS2 LV, trzeci etap to maksymalna ochrona). Zabezpieczenie ziemnozwarciowe - 2 stopnie (pierwszy stopień bez opóźnienia czasowego jest odstrojony od prądu przesyłanego do autobusów przez uziemiony transformator PS2, drugi stopień z opóźnieniem czasowym, zapewniającym jego koordynację z zabezpieczeniami sieci zewnętrznej, ale nie odstrojony od prądu zwarciowego wysyłanego przez transformator PS2). Należy zastosować dwustrzałowy lub jednorazowy SPZ. Podczas ponownego zamykania należy przyspieszyć etapy wrażliwe. Zabezpieczenia powodują awarię wyłącznika podstacji zasilającej. Dodatkowe wymagania obejmują ochronę przed zanikiem fazy, określenie lokalizacji uszkodzenia w linii napowietrznej i monitorowanie żywotności wyłącznika.
Opcja 2. W przeciwieństwie do pierwszego, zabezpieczenie przed zwarciami doziemnymi jest kierunkowe, co pozwala na to, aby nie było ono regulowane od wstecznego prądu zwarciowego, a tym samym zapewniało bardziej czułą ochronę bez opóźnienia czasowego. W ten sposób możliwa jest ochrona całej linii bez opóźnienia czasowego.
Notatka: Ten i kolejne przykłady nie zawierają precyzyjnych zaleceń dotyczących wyboru ustawień zabezpieczeń; odniesienia do ustanawiania zabezpieczeń służą uzasadnieniu wyboru typów zabezpieczeń. W warunkach rzeczywistych można zastosować inną nastawę zabezpieczenia, co należy ustalić podczas konkretnego projektowania. Zabezpieczenia można zastąpić innymi urządzeniami zabezpieczającymi o odpowiednich właściwościach.
Zestaw zabezpieczeń, jak już wspomniano, powinien składać się z 2 zestawów. Ochronę można wdrożyć na 2 urządzeniach wybranych spośród:
MiCOM P121, P122, P123, P126, P127 firmy ALSTOM,
F 60, F650 firmy GE
dwa przekaźniki REF 543 firmy ABB – wybrane 2 odpowiednie modyfikacje,
7SJ 511, 512, 531, 551 SIEMENS – do wyboru 2 odpowiednie modyfikacje,
dwa przekaźniki SEL 551 firmy SEL.
Schemat 7.2. Tranzyt w pętli otwartej w podstacji 3.
Do podstacji 2 wchodzi dwutorowa linia napowietrzna, której sekcje pracują równolegle. Istnieje możliwość przeniesienia cięcia na PS2 w trybie naprawy.
W W takim przypadku przełącznik sekcji na PS3 jest włączony. Tranzyt jest zamknięty tylko na czas przełączenia i przy wyborze zabezpieczenia nie jest brane pod uwagę jego zwarcie. Transformator z uziemionym punktem neutralnym jest podłączony do sekcji 1 PS3. W podstacjach 2 i 3 nie ma źródła prądu dla zwarcia jednofazowego. Dlatego zabezpieczenie po stronie niezasilanej działa tylko w „kaskadzie”, po odłączeniu linii po stronie zasilania. Pomimo braku zasilania po przeciwnej stronie, zabezpieczenie musi być kierunkowe zarówno w przypadku zwarć doziemnych, jak i zwarć międzyfazowych. Dzięki temu strona odbiorcza może prawidłowo zidentyfikować uszkodzoną linię.
W Ogólnie rzecz biorąc, aby zapewnić selektywne zabezpieczenie z krótkim opóźnieniem, szczególnie na krótkich liniach, należy zastosować zabezpieczenie czterostopniowe, którego nastawy dobiera się w następujący sposób: 1 stopień jest regulowany od zwarcia
V końcu linii, etap II koordynowany jest z pierwszym stopniem linii równoległej w kaskadzie oraz pierwszym stopniem linii sąsiedniej, etap III jest koordynowany z drugimi stopniami tych linii napowietrznych. Koordynując ochronę z linią sąsiednią, uwzględnia się tę o dwóch trybach: w pierwszym odcinku - 1 linię napowietrzną, w drugim - 2, co znacznie pogarsza ochronę. Te trzy etapy chronią linię, a ostatni, czwarty etap rezerwuje przyległy teren. Przy koordynowaniu zabezpieczeń w czasie uwzględnia się czas trwania awarii wyłącznika, co zwiększa zwłokę czasową skoordynowanych zabezpieczeń na czas trwania awarii wyłącznika. Dobierając aktualne ustawienia zabezpieczeń, należy je dostosować do całkowitego obciążenia obu linii, gdyż jedna z równoległych linii napowietrznych może w każdej chwili zostać wyłączona, a całe obciążenie zostanie podłączone do jednej linii napowietrznej.
W W ramach zabezpieczeń oba zestawy zabezpieczeń muszą być kierunkowe. Można zastosować następujące opcje ochrony:
MiCOM, P127 i P142 firmy ALSTOM,
F60 i F650 od GE,
dwa przekaźniki REF 543 firmy ABB - wybierane są modyfikacje kierunkowe,
przekaźniki 7SJ512 i 7SJ 531 firmy SIEMENS,
dwa przekaźniki SEL 351 firmy SEL.
W niektórych przypadkach, ze względu na czułość, odstrojenie od prądów obciążenia lub zapewnienie selektywnej pracy, może być konieczne użycie pilota zdalnego sterowania
Z = LZ
ochrona onalna. W tym celu jedno z zabezpieczeń zostaje zastąpione zdalnym. Zabezpieczenie odległościowe można zastosować:
MiCOM P433, P439, P441 firmy ALSTOM,
D30 od GE,
REL 511 firmy ABB – wybrane modyfikacje kierunkowe,
przekaźnik 7SA 511 lub 7SA 513 firmy SIEMENS,
przekaźnik SEL 311 od SEL.
7.4. ZDALNA OCHRONA
Cel i zasada działania
Zabezpieczenie odległościowe to złożone zabezpieczenie kierunkowe lub bezkierunkowe o selektywności względnej, wykonane przy użyciu przekaźników o minimalnej rezystancji, które reagują na rezystancję linii do punktu zwarcia, która jest proporcjonalna do odległości, tj. odległości. Stąd wzięła się nazwa ochrony odległościowej (DP). Zabezpieczenia odległościowe reagują na zwarcia międzyfazowe (z wyjątkiem uszkodzeń mikroprocesorowych). Do prawidłowego działania zabezpieczenia odległościowego konieczne jest posiadanie obwodów prądowych z przyłącza przekładnika prądowego i obwodów napięciowych z przekładnika napięciowego. W przypadku braku lub nieprawidłowego działania obwodów napięciowych możliwe jest nadmierne działanie pilota podczas zwarcia w sąsiednich obszarach.
W sieciach o złożonej konfiguracji, z kilkoma zasilaczami, proste i kierunkowe zabezpieczenie nadprądowe (NTZ) nie jest w stanie zapewnić selektywnego wyłączania zwarć. Na przykład przy zwarciu na W 2 (ryc. 7.5) NTZ 3 powinien działać szybciej niż RZ I, a przy zwarciu na W 1, wręcz przeciwnie, NTZ 1 powinien działać szybciej niż RZ 3. Te przy pomocy NTZ nie można spełnić sprzecznych wymagań. Ponadto MTZ i NTZ często nie spełniają wymagań dotyczących szybkości i czułości. Selektywne wyłączanie zwarć w złożonych sieciach pierścieniowych można osiągnąć za pomocą zdalnego zabezpieczenia przekaźnikowego (RD).
Opóźnienie czasowe DZ t 3 zależy od odległości (odległości) t 3 = f (L PK) (ryc. 7.5) pomiędzy
miejsce montażu zabezpieczenia przekaźnikowego (punkt P) i punkt zwarciowy (K), czyli L PK, i zwiększa się wraz ze wzrostem tego
odległość. Teledetekcja znajdująca się najbliżej miejsca uszkodzenia ma krótsze opóźnienie czasowe niż teledetekcja bardziej odległa.
Przykładowo, podczas zwarcia w punkcie K1 (rys. 7.6), D32, położony bliżej miejsca zwarcia, działa z krótszym opóźnieniem niż bardziej oddalony D31. Jeżeli zwarcie wystąpi także w punkcie K2, wówczas czas działania D32 wzrasta, a zwarcie jest selektywnie wyłączane przez zabezpieczenie teledetekcyjne znajdujące się najbliżej miejsca uszkodzenia.
Głównym elementem pilota jest zdalny element pomiarowy (MR), który określa odległość zwarcia od miejsca montażu zabezpieczenia przekaźnikowego. Przekaźniki rezystancyjne (PC) stosowane są jako DO, reagując na rezystancję całkowitą, bierną lub czynną uszkodzonego odcinka linii elektroenergetycznej (Z, X, R).
Rezystancja fazy linii elektroenergetycznej od miejsca montażu przekaźnika P do punktu zwarcia (punkt K) jest proporcjonalna do długości tego odcinka, ponieważ wartość rezystancji do punktu zwarcia jest równa długości
przekrój pomnożony przez rezystywność linii: sp. .
Zatem zachowanie elementu zdalnego reagującego na rezystancję linii zależy od odległości od miejsca zwarcia. W zależności od rodzaju rezystancji, na którą reaguje DO (Z, X lub R), DZ dzieli się na RE oporności całkowitej, reaktywnej i czynnej. Przekaźniki rezystancyjne stosowane w zdalnym sterowaniu w celu określenia współ-
rezystancję Z PK do punktu zwarcia, kontrolować napięcie i prąd w miejscu pilota (rys. 7.7.).
∆ – zabezpieczenie odległościowe
DO Zaciski PC dostarczane są z wartościami wtórnymi UP i I P z TN i CT. Przekaźnik jest zaprojektowany w taki sposób, że jego zachowanie zależy zasadniczo od stosunku UP do IP. Stosunek ten stanowi pewien opór Z P . Podczas zwarcia Z P = Z PK i przy pewnych wartościach Z PK następuje wyzwolenie PC; reaguje na spadek Z P, ponieważ podczas zwarcia U P maleje
zmienia się, a I P wzrasta. Najwyższa wartość, przy której pracuje komputer PC, nazywana jest rezystancją działania przekaźnika Z cp.
Z p = U p ja p ≤ Z cp |
Aby zapewnić selektywność w sieciach o złożonej konfiguracji na liniach elektroenergetycznych z zasilaniem dwustronnym, zwarcia muszą być ukierunkowane, działając wtedy, gdy moc zwarciowa jest kierowana z szyn do linii elektroenergetycznych. Kierunkowość działania zwarcia zapewniana jest za pomocą dodatkowego RNM lub zastosowania kierunkowych komputerów PC zdolnych reagować na kierunek mocy zwarcia.
Charakterystyka zależności od czasu |
||||
Ryż. 7.7. Podłączanie obwodów prądowych i |
brak zabezpieczenia odległościowego t = f (L |
|||
rezystancja przekaźnika napięciowego |
||||
a – nachylony, b – schodkowy, c – kombinowany |
||||
Charakterystyka opóźnienia czasowego |
zabezpieczenie odległościowe |
|||
Zależność czasu działania DS od odległości lub rezystancji od miejsca zwarcia t 3 = f (L PK) lub t 3 = f (Z PK) nazywana jest charakterystyką opóźnienia czasowego DS. przez ha-
Ze względu na charakter tej zależności PD dzieli się na trzy grupy: o rosnącej (nachylonej) charakterystyce czasu działania, o charakterystyce stopniowej i kombinowanej
(ryc. 7.8). Stopniowe PD działają szybciej niż PD o charakterystyce nachylonej i kombinowanej i z reguły są prostsze w konstrukcji. Teledetekcja ze stopniową charakterystyką produkcji CheAZ była zwykle przeprowadzana w trzech krokach czasowych, odpowiadających trzem strefom działania teledetekcji (ryc. 7.8, b). Nowoczesne zabezpieczenia mikroprocesorowe posiadają 4, 5 lub 6 poziomów ochrony. Przekaźniki o nachylonej charakterystyce zostały opracowane specjalnie dla sieci dystrybucyjnych (na przykład DZ-10).
Zasady selektywnej ochrony sieci z wykorzystaniem zabezpieczeń odległościowych
Na liniach elektroenergetycznych z zasilaniem dwustronnym PD są instalowane po obu stronach każdej linii elektroenergetycznej i muszą działać podczas kierowania zasilania z szyn do linii elektroenergetycznej. Przekaźniki zdalne pracujące w jednym kierunku zasilania muszą być ze sobą skoordynowane czasowo i obszarowo, tak aby zapewnione było selektywne wyłączanie zwarcia. W rozpatrywanym schemacie (ryc. 7.9.) D31, teledetekcja, D35 i D36, D34, D32 są ze sobą spójne.
Biorąc pod uwagę fakt, że pierwsze stopnie pilota nie posiadają opóźnienia czasowego (t I = 0), zgodnie z warunkiem selektywności, nie powinny one pracować poza chronioną linią elektroenergetyczną. Na tej podstawie przyjmuje się, że długość pierwszego stopnia, który nie ma opóźnienia czasowego (t I = 0), jest mniejsza niż długość chronionej linii elektroenergetycznej i zwykle wynosi 0,8–0,9 długości linii elektroenergetycznej. Pozostała część chronionej linii elektroenergetycznej oraz autobusy przeciwległej podstacji objęte są drugim stopniem ochrony tej linii elektroenergetycznej. Długość i opóźnienie drugiego etapu są zgodne (zwykle) z długością i opóźnieniem czasowym pierwszego etapu teledetekcji kolejnego odcinka. Na przykład drugi uczeń
Rys.7.9 Koordynacja zwłok czasowych zabezpieczenia przekaźnikowego zdalnego z charakterystyką krokową:
∆ z – błąd przekaźnika odległości; ∆ t – poziom selektywności
Ostatnim trzecim etapem zdalnego zabezpieczenia jest rezerwa, której długość dobierana jest od warunku pokrycia kolejnej sekcji, w przypadku awarii jej zabezpieczenia lub wyłącznika. Czas narażenia
Przyjmuje się, że wartość jest o ∆ t dłuższa niż czas trwania drugiej lub trzeciej strefy teledetekcyjnej następnego odcinka. W takim przypadku obszar pokrycia trzeciego etapu należy zbudować od końca drugiej lub trzeciej strefy następnej sekcji.
Konstrukcja zabezpieczenia linii wykorzystująca zabezpieczenie odległościowe
W domowych systemach elektroenergetycznych DZ służy do działania podczas zwarć międzyfazowych, a do działania podczas zwarć jednofazowych stosuje się prostsze, stopniowe zabezpieczenie nadprądowe o składowej zerowej (NP). Większość sprzętu mikroprocesorowego posiada zabezpieczenie odległościowe, które jest ważne w przypadku wszystkich rodzajów uszkodzeń, w tym zwarć doziemnych. Przekaźnik rezystancyjny (RS) jest podłączony poprzez przekładnik VT i przekładnik prądowy do napięć pierwotnych w
początek chronionej linii energetycznej. Napięcie wtórne na zaciskach komputera: U p = U pn K II i prąd wtórny: I p = I pn K I.
Rezystancję na zaciskach wejściowych przekaźnika określa się za pomocą wyrażenia.
Nieprzerwany i niezawodny transport energii elektrycznej do odbiorców to jedno z głównych zadań, przed którymi stale stają energetycy. Aby to zapewnić, stworzono sieci elektryczne składające się z podstacji rozdzielczych i łączących je linii energetycznych. Do przenoszenia energii na duże odległości stosuje się podpory, na których podwieszane są przewody łączące. Są odizolowane od podłoża warstwą otaczającego powietrza. Linie takie ze względu na rodzaj izolacji nazywane są liniami napowietrznymi.
Jeżeli odległość linii transportowej jest niewielka lub ze względów bezpieczeństwa konieczne jest ukrycie linii energetycznej w ziemi, wówczas stosuje się kable.
Linie napowietrzne i kablowe znajdują się pod stałym napięciem, którego wielkość zależy od struktury sieci elektrycznej.
Cel zabezpieczenia przekaźnika linii energetycznej
Jeśli izolacja jakiejkolwiek części kabla lub długiej napowietrznej linii elektroenergetycznej zostanie uszkodzona, napięcie przyłożone do linii powoduje powstanie prądu upływowego lub zwarcia w uszkodzonym obszarze.
Przyczynami uszkodzeń izolacji mogą być różne czynniki, które mogą same się wyeliminować lub kontynuować swoje destrukcyjne skutki. Na przykład bocian lecący między przewodami napowietrznej linii energetycznej spowodował swoimi skrzydłami zwarcie międzyfazowe i upadł w pobliżu, powodując spalenie.
Albo drzewo, które rosło bardzo blisko podpory, zostało zdmuchnięte na przewody przez podmuch wiatru podczas burzy i spowodowało ich zwarcie.
W pierwszym przypadku zwarcie trwało krótko i ustąpiło, w drugim uszkodzenie izolacji ma charakter długotrwały i wymaga usunięcia przez elektryka.
Takie szkody mogą wyrządzić ogromne szkody przedsiębiorstwom energetycznym. Prądy powstałe w wyniku zwarć mają ogromną energię cieplną, która może spalić nie tylko przewody linii zasilających, ale także zniszczyć urządzenia elektroenergetyczne w podstacjach zasilających.
Z tych powodów wszelkie uszkodzenia powstałe na liniach energetycznych muszą być natychmiast eliminowane. Osiąga się to poprzez usunięcie napięcia z uszkodzonej linii po stronie zasilania. Jeżeli taka linia energetyczna otrzymuje zasilanie z obu stron, wówczas obie strony muszą wyłączyć napięcie.
Funkcje stałego monitorowania parametrów elektrycznych stanu wszystkich linii elektroenergetycznych i usuwania z nich napięcia ze wszystkich stron w przypadku wystąpienia sytuacji awaryjnych przypisane są złożonym układom technicznym, które tradycyjnie nazywane są zabezpieczeniami przekaźnikowymi.
Przymiotnik „przekaźnik” wywodzi się od podstawy elementu opartej na przekaźnikach elektromagnetycznych, których konstrukcje powstały wraz z pojawieniem się pierwszych linii energetycznych i są udoskonalane do dziś.
Modułowe urządzenia zabezpieczające, szeroko wprowadzone do praktyki energetyków, nie wykluczają jeszcze całkowitej wymiany urządzeń przekaźnikowych i zgodnie z ustaloną tradycją wchodzą również w skład zabezpieczeń przekaźnikowych.
Zasady budowy zabezpieczeń przekaźnikowych
Organy monitorujące sieć
Do monitorowania parametrów elektrycznych linii elektroenergetycznych konieczne jest posiadanie organów pomiarowych, które są w stanie stale monitorować wszelkie odchylenia od trybu normalnego w sieci, a jednocześnie spełniają warunki bezpiecznej eksploatacji.
W liniach elektroenergetycznych wszystkich napięć funkcja ta przypisana jest przekładnikom. Dzielą się na transformatory:
prąd (CT);
napięcie (VT).
Ponieważ jakość działania zabezpieczeń ma ogromne znaczenie dla niezawodności całego układu elektrycznego, na pomiarowe przekładniki prądowe i napięciowe nakładane są zwiększone wymagania dotyczące dokładności działania, które są określone przez ich właściwości metrologiczne.
Klasy dokładności przekładników do stosowania w zabezpieczeniach przekaźników i urządzeniach automatyki (ochrona przekaźników i automatyka) są znormalizowane przez wartości „0,5”, „0,2” i „P”.
Transformatory napięciowe
Ogólny widok montażu przekładników napięciowych na linii napowietrznej 110 kV przedstawiono na poniższym rysunku.
Tutaj widać, że przekładniki VT nie są instalowane w dowolnym miejscu wzdłuż długiej linii, ale w rozdzielnicy podstacji elektrycznej. Każdy transformator jest podłączony swoimi zaciskami pierwotnymi do odpowiedniego przewodu linii napowietrznej i obwodu uziemiającego.
Napięcie przetworzone przez uzwojenia wtórne jest wyprowadzane przez przełączniki 1P i 2P wzdłuż odpowiednich żył kabla zasilającego. Do stosowania w urządzeniach zabezpieczeniowych i pomiarowych uzwojenia wtórne łączy się w układ gwiazda-trójkąt, jak pokazano na rysunku dla TN-110 kV.
Aby zmniejszyć i dokładnie działać zabezpieczenie przekaźnika, stosuje się specjalny kabel zasilający, a jego instalacji i działaniu stawiane są zwiększone wymagania.
Przekładniki napięciowe tworzone są dla każdego rodzaju napięcia sieciowego i mogą być łączone według różnych obwodów w celu realizacji określonych zadań. Ale wszystkie działają na ogólnej zasadzie - przekształcają wartość liniową napięcia linii energetycznej na wartość wtórną 100 woltów z dokładnym kopiowaniem i podkreślaniem wszystkich cech pierwotnych harmonicznych w określonej skali.
Przekładnia transformacji VT jest określona przez stosunek napięć liniowych obwodu pierwotnego i wtórnego. Na przykład dla rozważanej linii napowietrznej 110 kV jest zapisany w następujący sposób: 110000/100.
Przekładniki prądowe przyrządowe
Urządzenia te przekształcają również pierwotne obciążenie linii na wartości wtórne przy maksymalnej powtarzalności wszystkich zmian harmonicznych prądu pierwotnego.
Dla ułatwienia obsługi i konserwacji urządzeń elektrycznych montuje się je także na rozdzielnicach stacyjnych.
Są one zawarte w obwodzie linii napowietrznej inaczej niż VT: z uzwojeniem pierwotnym, które zwykle jest reprezentowane przez tylko jeden zwój w postaci przewodu prądu stałego, po prostu przecinają każdy przewód fazowy linii. Można to wyraźnie zobaczyć na powyższym zdjęciu.
Przekładnię przekładnika prądowego wyznacza się poprzez współczynnik doboru wartości nominalnych na etapie projektowania linii elektroenergetycznej. Na przykład, jeśli linia energetyczna jest zaprojektowana do przesyłania prądów o natężeniu 600 amperów, a 5 A zostanie usunięte po stronie wtórnej przekładnika prądowego, wówczas stosuje się oznaczenie 600/5.
W sektorze energetycznym stosowane są dwa standardy wartości prądu wtórnego:
5 A dla wszystkich przekładników prądowych do 110 kV włącznie;
1 A dla linii 330 kV i wyższych.
Uzwojenia wtórne przekładnika prądowego są połączone w celu podłączenia do urządzeń zabezpieczających zgodnie z różnymi schematami:
pełna gwiazda;
niekompletna gwiazda;
trójkąt.
Każde połączenie ma swoją specyficzną charakterystykę i jest wykorzystywane do określonych rodzajów zabezpieczeń na różne sposoby. Na rysunku pokazano przykład połączenia przekładników prądowych liniowych i uzwojeń przekaźników prądowych w pełny obwód gwiazdy.
Ten najprostszy i najpopularniejszy filtr harmonicznych jest stosowany w wielu schematach zabezpieczeń przekaźników. W nim prądy z każdej fazy są kontrolowane przez indywidualny przekaźnik o tej samej nazwie, a suma wszystkich wektorów przechodzi przez uzwojenie podłączone do wspólnego przewodu neutralnego.
Sposób wykorzystania przekładników pomiarowych prądu i napięcia umożliwia dokładne przeniesienie procesów pierwotnych zachodzących w urządzeniach elektroenergetycznych do obwodu wtórnego w celu wykorzystania w sprzęcie zabezpieczeń przekaźnikowych oraz stworzenie algorytmów działania urządzeń logicznych w celu wyeliminowania procesów awaryjnych na sprzęcie .
Narządy do przetwarzania otrzymanych informacji
W zabezpieczeniu przekaźnikowym głównym elementem roboczym jest przekaźnik - urządzenie elektryczne, które spełnia dwie główne funkcje:
monitoruje jakość kontrolowanego parametru, na przykład prądu, aw trybie normalnym stabilnie utrzymuje i nie zmienia stanu swojego układu stykowego;
po osiągnięciu wartości krytycznej, zwanej wartością zadaną lub progiem zadziałania, natychmiast przełącza położenie swoich styków i pozostaje w tym stanie do czasu, aż kontrolowana wartość powróci do obszaru wartości normalnych.
Zasady tworzenia obwodów do łączenia przekaźników prądowych i napięciowych z obwodami wtórnymi pomagają zrozumieć reprezentację harmonicznych sinusoidalnych za pomocą wielkości wektorowych z ich reprezentacją na płaszczyźnie zespolonej.
W dolnej części rysunku przedstawiono diagram wektorowy dla typowego przypadku rozkładu sinusoid na trzy fazy A, B, C podczas trybu pracy zasilania odbiorców.
Monitorowanie stanu obwodów prądowych i napięciowych
Częściowo zasadę przetwarzania sygnałów wtórnych pokazano na schemacie podłączenia przekładników prądowych i uzwojeń przekaźników zgodnie z obwodem pełnej gwiazdy i VT na ORU-110. Ta metoda pozwala na składanie wektorów w sposób pokazany poniżej.
Włączenie uzwojenia przekaźnika w dowolnej harmonicznej tych faz pozwala w pełni kontrolować procesy zachodzące w nim i wyłączyć obwód z pracy w razie awarii. Aby to zrobić, wystarczy zastosować odpowiednie konstrukcje urządzeń przekaźnikowych prądowych lub napięciowych.
Podane schematy stanowią szczególny przypadek różnorodnego zastosowania różnych filtrów.
Metody sterowania mocą przechodzącą przez linię
Zabezpieczenia przekaźnikowe kontrolują wielkość mocy na podstawie odczytów tych samych przekładników prądowych i napięciowych. W tym przypadku stosuje się dobrze znane wzory i zależności pomiędzy mocą całkowitą, czynną i bierną oraz ich wartościami wyrażonymi za pomocą wektorów prądów i napięć.
Tutaj bierze się pod uwagę, że wektor prądu jest tworzony przez przyłożony emf do rezystancji linii i w równym stopniu pokonuje jego część czynną i reaktywną. Ale w tym przypadku spadek napięcia występuje w obszarach ze składowymi Ua i Up zgodnie z prawami opisanymi przez trójkąt napięcia.
Moc może być przesyłana z jednego końca linii na drugi, a nawet zmieniać jej kierunek podczas przesyłania energii elektrycznej.
Zmiany jego kierunku powstają na skutek:
przełączanie obciążeń przez personel obsługujący;
wahania mocy w systemie pod wpływem procesów przejściowych i innych czynników;
wystąpienia stanów awaryjnych.
Przekaźniki mocy (RM) pracujące w ramach zabezpieczeń przekaźników i automatyki uwzględniają wahania ich kierunków i są skonfigurowane do działania po osiągnięciu wartości krytycznej.
Sposoby kontroli rezystancji linii
Przekaźnikowe urządzenia zabezpieczające, które szacują odległość do miejsca zwarcia na podstawie pomiaru rezystancji elektrycznej, nazywane są zabezpieczeniami odległościowymi lub w skrócie zabezpieczeniami zdalnymi. W swojej pracy wykorzystują także obwody przekładników prądowych i napięciowych.
Do pomiaru rezystancji stosuje się sposób opisany dla rozważanego odcinka obwodu.
Kiedy prąd sinusoidalny przepływa przez reaktory aktywne, pojemnościowe i indukcyjne, wektor spadku napięcia na nich jest odchylany w różnych kierunkach. Jest to uwzględniane poprzez zachowanie zabezpieczenia przekaźnika.
Wiele typów przekaźników rezystancyjnych (RS) działa zgodnie z tą zasadą w zabezpieczeniach przekaźnikowych i urządzeniach automatyki.
Sposoby sterowania częstotliwością na linii
Aby zachować stabilność okresu oscylacji prądu harmonicznego przesyłanego wzdłuż linii elektroenergetycznej, stosuje się przekaźniki kontroli częstotliwości. Działają na zasadzie porównania sinusoidy odniesienia generowanej przez wbudowany generator z częstotliwością uzyskiwaną z liniowych przekładników pomiarowych.
Po przetworzeniu tych dwóch sygnałów przekaźnik częstotliwościowy określa jakość kontrolowanej harmonicznej i po osiągnięciu zadanej wartości zmienia położenie układu styków.
Możliwości monitorowania parametrów linii za pomocą zabezpieczeń cyfrowych
Rozwój mikroprocesorów zastępujących technologie przekaźnikowe również nie może działać bez wtórnych wartości prądów i napięć, które są pobierane z przekładników prądowych i napięciowych.
Do działania zabezpieczeń cyfrowych przetwarzana jest informacja o sinusoidzie wtórnej metodami próbkowania, które polegają na nałożeniu wysokiej częstotliwości na sygnał analogowy i ustaleniu amplitudy kontrolowanego parametru na przecięciu wykresów.
Dzięki małemu etapowi próbkowania, szybkim metodom przetwarzania oraz zastosowaniu metody aproksymacji matematycznej uzyskuje się wysoką dokładność pomiaru prądów i napięć wtórnych.
Obliczone w ten sposób wartości cyfrowe wykorzystywane są w algorytmie działania urządzeń mikroprocesorowych.
Logiczna część ochrony przekaźników i automatyzacji
Po zamodelowaniu pierwotnych wartości prądów i napięć przesyłanych liniami elektroenergetycznymi przez przekładniki, wybranych do przetwarzania przez filtry i odebranych przez wrażliwe narządy urządzeń przekaźnikowych prądu, napięcia, mocy, rezystancji i częstotliwości, przychodzi kolej na logiczne obwody przekaźników do działania.
Ich konstrukcja opiera się na przekaźnikach pracujących z dodatkowego źródła napięcia stałego, prostowanego lub przemiennego, które nazywa się także operacyjnym, a zasilane przez nie obwody są sprawne. Termin ten ma znaczenie techniczne: dokonaj zmian bardzo szybko, bez zbędnych opóźnień.
Szybkość wyłączenia sytuacji awaryjnej, a co za tym idzie stopień jej destrukcyjnych skutków, zależy w dużej mierze od szybkości działania obwodu logicznego.
W zależności od sposobu wykonywania swoich zadań przekaźniki pracujące w obwodach eksploatacyjnych nazywane są pośrednimi: odbierają sygnał z pomiarowego elementu zabezpieczającego i przekazują go poprzez przełączenie swoich styków na elementy wykonawcze: przekaźniki wyjściowe, elektromagnesy, elektromagnesy wyłączające lub włączające na wyłącznikach zasilania.
Przekaźniki pośrednie mają zwykle kilka par styków, które służą do zamykania lub otwierania obwodu. Służą do jednoczesnego odtwarzania poleceń pomiędzy różnymi urządzeniami zabezpieczającymi przekaźniki.
Do algorytmu działania zabezpieczeń przekaźnikowych dość często wprowadza się opóźnienie czasowe, aby zapewnić zasadę selektywności i ułożenia sekwencji dla określonego algorytmu. Blokuje działanie zabezpieczenia na czas uzbrajania.
To wejście opóźniające tworzone jest za pomocą specjalnych przekaźników czasowych (RT), które posiadają mechanizm zegarowy wpływający na szybkość działania ich styków.
Część logiczna zabezpieczenia przekaźnikowego wykorzystuje jeden z wielu algorytmów stworzonych dla różnych przypadków, które mogą wystąpić na linii elektroenergetycznej o określonej konfiguracji i napięciu.
Jako przykład można podać tylko niektóre nazwy działania logiki dwóch zabezpieczeń przekaźnikowych opartych na sterowaniu prądem linii elektroenergetycznej:
odcięcie prądu (oznaczenie prędkości) bez opóźnienia czasowego lub z opóźnieniem (zapewniającym selektywność RF) z uwzględnieniem kierunku zasilania (ze względu na przekaźnik RM) lub bez niego;
zabezpieczenie nadprądowe, które mogą być wyposażone w takie same elementy sterujące jak wyłącznik, wraz ze sprawdzeniem minimalnego napięcia na linii lub bez.
Działanie logiki zabezpieczeniowej przekaźnika często obejmuje elementy automatyki różnych urządzeń, na przykład:
jednofazowe lub trójfazowe ponowne załączenie wyłącznika mocy;
włączenie zasilania rezerwowego;
przyśpieszenie;
rozładunek częstotliwości.
Część logiczną zabezpieczenia linii można wykonać w małym przedziale przekaźnikowym bezpośrednio nad wyłącznikiem mocy, co jest typowe dla rozdzielnic zewnętrznych o napięciach do 10 kV, lub zająć kilka paneli o wymiarach 2x0,8 m w pomieszczeniu przekaźnikowym.
Przykładowo logikę zabezpieczeń linii 330 kV można umieścić na oddzielnych panelach ochronnych:
rezerwa;
DZ - zdalny;
DFZ - faza różnicowa;
HFB - blokowanie wysokich częstotliwości;
OAPV;
przyśpieszenie.
Obwody wyjściowe
Ostatnim elementem zabezpieczenia przekaźnika liniowego jest obwód wyjściowy. Ich logika również opiera się na zastosowaniu przekaźników pośrednich.
Obwody wyjściowe tworzą porządek działania przełączników linii i określają interakcję z sąsiednimi połączeniami, urządzeniami (na przykład awaria wyłącznika - wyłączenie rezerwowego) i innymi elementami zabezpieczającymi przekaźnika.
Proste zabezpieczenia linii mogą mieć tylko jeden przekaźnik wyjściowy, którego działanie powoduje wyzwolenie wyłącznika. W złożonych systemach ochrony rozgałęzionej tworzone są specjalne obwody logiczne, które działają według określonego algorytmu.
Ostateczne usunięcie napięcia z linii w przypadku sytuacji awaryjnej odbywa się za pomocą wyłącznika zasilania, który uruchamiany jest siłą elektromagnesu wyłączającego. Do jego działania dostarczane są specjalne obwody mocy, które wytrzymują duże obciążenia. ki.
Narzekać
Rozdział 3. Ochrona i automatyzacja
Rozdział 3.2. Ochrona przekaźnika
Ochrona linii napowietrznych w sieciach o napięciu 110-500 kV z skutecznie uziemionym punktem neutralnym
3.2.106. W przypadku linii w sieciach 110–500 kV ze skutecznie uziemionym punktem neutralnym należy przewidzieć urządzenia zabezpieczające przekaźniki przed zwarciami wielofazowymi i zwarciami doziemnymi.
3.2.107. Zabezpieczenia muszą być wyposażone w urządzenia blokujące ich działanie podczas kołysań, jeżeli w sieci możliwe są kołysania lub ruch asynchroniczny, podczas których prawdopodobne jest nadmierne zadziałanie zabezpieczeń. Dopuszcza się realizację zabezpieczenia bez urządzeń blokujących, jeżeli jest ono zabezpieczone przed wahaniami w czasie (ok. 1,5-2 s).
3.2.108. Dla linii o napięciu 330 kV i większym należy zapewnić zabezpieczenie jako główne, działające bezzwłocznie w przypadku zwarcia w dowolnym miejscu chronionego obszaru.
Dla linii o napięciu 110-220 kV kwestię rodzaju zabezpieczenia głównego, w tym konieczność stosowania zabezpieczenia działającego bezzwłocznie w przypadku zwarcia w dowolnym miejscu chronionego obszaru, należy rozstrzygać przede wszystkim biorąc pod uwagę wymóg utrzymania stabilności systemu elektroenergetycznego. Ponadto, jeżeli według obliczeń stabilności pracy systemu elektroenergetycznego nie są stawiane inne, bardziej rygorystyczne wymagania, to można przyjąć, że podany wymóg jest co do zasady spełniony w przypadku zwarć trójfazowych, w których napięcie szczątkowe w autobusach elektrowni i podstacji wynosi poniżej 0,6-0, 7 U nom, wyłącz bez opóźnienia. Dolna wartość naprężenia szczątkowego (0,6 U nom) można dopuścić dla linii 110 kV, mniej krytycznych linii 220 kV (w sieciach silnie rozgałęzionych, w których zasilanie odbiorców jest niezawodnie dostarczane z kilku stron), a także dla bardziej krytycznych linii 220 kV w przypadku, gdy przedmiotowe zwarcie nie nie prowadzić do znacznych obciążeń wyładowczych.
Przy wyborze rodzaju zabezpieczeń instalowanych na liniach 110-220 kV, poza wymogiem zachowania stabilności systemu elektroenergetycznego, należy wziąć pod uwagę:
1. Na liniach o napięciu 110 kV i wyższym wychodzących z elektrowni jądrowej oraz na wszystkich elementach sieci sąsiadującej, na których podczas zwarć wielofazowych składowa zgodna napięcia resztkowego po stronie elektrowni jądrowej o wyższym napięciu bloki elektrowni mogą obniżyć się do ponad 0,45 wartości nominalnej, redundancję zabezpieczeń szybkich z opóźnieniem czasowym nie przekraczającym 1,5 s, uwzględniając działanie awarii wyłącznika.
2. Awarie, których wyłączenie z opóźnieniem może prowadzić do zakłóceń w pracy odbiorców krytycznych, należy wyłączyć bez zwłoki (na przykład awarie, w których napięcie szczątkowe na szynach elektrowni i podstacji będzie być poniżej 0,6 U nom, jeżeli wyłączenie ich z opóźnieniem może doprowadzić do samorozładowania na skutek lawiny napięcia lub uszkodzenia przy napięciu resztkowym 0,6 U nom lub więcej, jeżeli wyłączenie ich z opóźnieniem może spowodować zakłócenie technologii).
3. Jeżeli konieczne jest wykonanie szybkiego automatycznego ponownego załączenia, należy zainstalować na linii szybkie zabezpieczenie, zapewniające odłączenie uszkodzonej linii bez opóźnienia czasowego po obu stronach.
4. Przy odłączaniu zwarć z opóźnieniem w przypadku prądów kilkakrotnie wyższych od prądu znamionowego możliwe jest niedopuszczalne przegrzanie przewodów.
Dopuszczalne jest stosowanie szybkich zabezpieczeń w sieciach złożonych oraz w przypadku braku warunków określonych powyżej, jeśli jest to konieczne w celu zapewnienia selektywności.
3.2.109. Oceniając wymagania dotyczące stateczności, w oparciu o wartości naprężeń szczątkowych zgodnie z 3.2.108, należy kierować się następującymi zasadami:
1. W przypadku pojedynczego połączenia elektrowni lub systemów elektroenergetycznych należy sprawdzić napięcie resztkowe określone w 3.2.108 na szynach podstacji i elektrowni objętych tym połączeniem, przy zwarciu na liniach wychodzących z tych szyn, z wyjątkiem dla linii tworzących połączenie; dla pojedynczego połączenia zawierającego część odcinków z liniami równoległymi – także przy zwarciu na każdej z tych linii równoległych.
2. Jeżeli pomiędzy elektrowniami lub systemami elektroenergetycznymi istnieje kilka połączeń, w przypadku wystąpienia zwarcia należy sprawdzić wartość napięcia szczątkowego określonego w 3.2.108 na szynach tylko tych podstacji lub elektrowni, do których te połączenia są połączone. na połączeniach oraz na pozostałych liniach zasilanych z tych autobusów, a także na liniach zasilanych z autobusów podstacji komunikacyjnych.
3. Napięcie resztkowe należy sprawdzić podczas zwarcia na końcu strefy objętej pierwszym stopniem zabezpieczenia w trybie wyzwalania kaskadowego, tj. po wyłączeniu wyłącznika z przeciwnego końca linii przez zabezpieczenie bezzwłoczne opóźnienie.
3.2.110. Na liniach jednokierunkowych z jednokierunkowym zasilaniem ze zwarć wielofazowych należy zainstalować zabezpieczenie krokowe prądowe lub krokowe prądowo-napięciowe. Jeżeli zabezpieczenia takie nie spełniają wymagań dotyczących czułości lub szybkości wyłączania zwarcia (patrz 3.2.108), np. w sekcjach czołowych, lub jeżeli jest to wskazane ze względu na warunek skoordynowania ochrony sekcji sąsiednich z ochroną sekcji czołowych, na danym odcinku należy zastosować stopniowe zabezpieczenie odległościowe. W tym drugim przypadku jako dodatkowe zabezpieczenie zaleca się zastosowanie odcięcia prądu bez zwłoki czasowej.
Z reguły należy zapewnić kierunkowe lub bezkierunkowe zabezpieczenie składowej zerowej prądu krokowego przed zwarciami doziemnymi. Zabezpieczenia należy z reguły instalować tylko po tych stronach, z których można dostarczyć zasilanie.
Dla linii składających się z kilku kolejnych odcinków, dla uproszczenia, dopuszcza się stosowanie nieselektywnego, krokowego zabezpieczenia prądowo-napięciowego (przed zwarciami wielofazowymi) i stopniowego zabezpieczenia prądowego składowej zerowej (przed zwarciami doziemnymi) w połączeniu z urządzeniami ponownego załączania sekwencyjnego .
3.2.111. Na liniach pojedynczych zasilanych z dwóch lub więcej stron (ta ostatnia na liniach z odgałęzieniami), zarówno z połączeniami obejściowymi, jak i bez, a także na liniach wchodzących w skład sieci pierścieniowej z jednym punktem zasilania, należy zapewnić zabezpieczenie odległościowe przed zwarciami wielofazowymi stosowane jest zabezpieczenie (przeważnie trójstopniowe), stosowane jako rezerwowe lub pierwotne (to drugie - tylko na liniach 110-220 kV).
Jako dodatkowe zabezpieczenie zaleca się zastosowanie wyłącznika prądowego bez opóźnienia czasowego. W niektórych przypadkach dopuszcza się zastosowanie wyłącznika prądowego do działania w przypadku błędnego podłączenia do zwarcia trójfazowego w miejscu zamontowania zabezpieczenia, gdy odcięcie prądu wykonane przy pracy w innych trybach nie spełnia wymóg czułości (patrz 3.2.26).
Z reguły należy zapewnić kierunkowe lub bezkierunkowe zabezpieczenie składowej zerowej prądu krokowego przed zwarciami doziemnymi.
3.2.112. Jako główne zabezpieczenie przed zwarciami wielofazowymi po stronie odbiorczej głowic sieci pierścieniowej z jednym punktem mocy zaleca się stosowanie jednostopniowego zabezpieczenia kierunkowego prądu; na pozostałych liniach pojedynczych (głównie 110 kV) w niektórych przypadkach dopuszcza się stosowanie zabezpieczeń prądów krokowych lub zabezpieczeń prądów i napięć krokowych, nadając im w razie potrzeby kierunkowe. Ochronę należy zasadniczo instalować tylko po tych stronach, z których może być doprowadzone zasilanie.
3.2.113. Na liniach równoległych zasilanych z dwóch lub więcej stron oraz na końcu dopływowym linii równoległych zasilanych z jednej strony, można zastosować takie samo zabezpieczenie, jak na odpowiednich liniach pojedynczych (patrz 3.2.110 i 3.2.111).
Aby przyspieszyć odłączenie zwarć doziemnych, a w niektórych przypadkach zwarć międzyfazowych na liniach z zasilaniem dwustronnym, można zastosować dodatkowe zabezpieczenie kontrolujące kierunek zasilania w linii równoległej. Zabezpieczenie to może być realizowane w formie oddzielnego zabezpieczenia prądu poprzecznego (z włączeniem przekaźnika dla prądu składowej zerowej lub prądów fazowych) lub tylko w postaci obwodu przyspieszającego zainstalowanych zabezpieczeń (prąd składowej zerowej, prąd maksymalny , odległość itp.) z mocą sterowania kierunkiem w liniach równoległych.
W celu zwiększenia czułości zabezpieczenia składowej zerowej można przewidzieć wyłączenie poszczególnych jego stopni z pracy po wyłączeniu wyłącznika linii równoległej.
Zasadniczo należy zapewnić poprzeczne zabezpieczenie różnicowe na końcu odbiorczym dwóch równoległych jednostronnych linii zasilających.
3.2.114. Jeżeli zabezpieczenie według 3.2.113 nie spełnia wymagań dotyczących prędkości (patrz 3.2.108), jako zabezpieczenie główne (przy pracy dwóch linii równoległych) po stronie zasilania dwóch równoległych linii 110-220 kV z zasilaniem jednokierunkowym i przy dwóch równoległych liniach 110 kV przy zasilaniu dwukierunkowym poprzeczne zabezpieczenie różnicowo-kierunkowe może być stosowane głównie w sieciach dystrybucyjnych.
W tym przypadku w trybie pracy jednej linii, a także rezerwowo przy pracy dwóch linii, stosuje się zabezpieczenie zgodnie z 3.2.110 i 3.2.111. Możliwe jest włączenie tego zabezpieczenia lub jego poszczególnych stopni dla sumy prądów obu linii (np. ostatni stopień zabezpieczenia prądowego składowej zerowej) w celu zwiększenia jego wrażliwości na uszkodzenia sąsiednich elementów.
Dopuszcza się stosowanie poprzecznego różnicowego zabezpieczenia kierunkowego oprócz zabezpieczenia krokowego równoległych linii 110 kV w celu skrócenia czasu wyłączenia zwarciowego na chronionych liniach w przypadkach, gdy zgodnie z warunkami eksploatacyjnymi (patrz 3.2.108) jego zastosowanie nie jest obowiązkowe .
3.2.115. Jeżeli zabezpieczenie według 3.2.111-3.2.113 nie spełnia wymagań dotyczących prędkości (patrz 3.2.108), należy zastosować zabezpieczenie różnicowe wysokoczęstotliwościowe i wzdłużne jako główne zabezpieczenie linii pojedynczych i równoległych z zasilaniem dwustronnym .
Dla linii 110-220 kV zaleca się realizację zabezpieczenia podstawowego poprzez blokowanie wysokoczęstotliwościowe zabezpieczenia odległościowego i prądowego kierunkowego zerowego, jeżeli jest to wskazane ze względu na warunki czułości (np. na liniach odgałęzionych) lub uproszczenie ochrona.
Jeżeli konieczne jest ułożenie specjalnego kabla, zastosowanie zabezpieczenia różnicowego wzdłużnego należy uzasadnić kalkulacją techniczno-ekonomiczną.
Aby monitorować przydatność pomocniczych przewodów ochronnych, należy zapewnić specjalne urządzenia.
Na liniach 330-350 kV oprócz zabezpieczenia wysokoczęstotliwościowego należy przewidzieć zastosowanie urządzenia do przesyłania sygnału wyłączającego lub zezwalającego wysokiej częstotliwości (w celu przyspieszenia działania zabezpieczenia rezerwowego stopniowego), jeżeli urządzenie to jest przewidziane inne cele. Na liniach 500 kV dozwolone jest instalowanie określonego urządzenia specjalnie do ochrony przekaźników.
Dopuszczalne jest w przypadkach, gdy wymagają tego warunki prędkości (patrz 3.2.108) lub czułości (np. na liniach z odgałęzieniami), wykorzystanie transmisji sygnału wyłączającego w celu przyspieszenia działania zabezpieczenia stopniowego 110- Linie 220 kV.
3.2.116. Przy wykonywaniu ochrony podstawowej zgodnie z 3.2.115 jako zabezpieczenie należy zastosować:
- przed zwarciami wielofazowymi, z reguły zabezpieczenie odległościowe, głównie trójstopniowe;
- przed zwarciami doziemnymi, kierunkowe lub bezkierunkowe zabezpieczenie składowej zerowej prądu krokowego.
W przypadku długotrwałego wyłączenia zabezpieczenia głównego określonego w 3.2.115, gdy zabezpieczenie to jest zainstalowane zgodnie z wymogiem szybkiego wyłączenia zwarcia (patrz 3.2.108), dopuszcza się nieselektywne przyspieszanie zasilania rezerwowego zabezpieczenie przed zwarciami międzyfazowymi (np. przy sterowaniu ciągami wartości napięcia stałego).
3.2.117. Zabezpieczenia główne, szybkie stopnie rezerwowego zabezpieczenia przed zwarciami wielofazowymi oraz elementy pomiarowe urządzenia automatycznego ponownego załączenia linii 330-350 kV muszą mieć specjalną konstrukcję zapewniającą ich normalne funkcjonowanie (przy określonych parametrach) w warunkach intensywnego przejściowe procesy elektromagnetyczne i znaczna przewodność pojemnościowa linii. W tym celu należy podać:
- w zestawach ochronnych i elementach pomiarowych OAPV - środki ograniczające wpływ nieustalonych procesów elektromagnetycznych (np. filtry niskich częstotliwości);
- w zabezpieczeniach różnicowo-fazowych wysokiej częstotliwości instalowanych na liniach dłuższych niż 150 km, urządzenia do kompensacji prądów spowodowanych przewodnością pojemnościową linii.
Przy włączaniu zabezpieczenia szybkiego dla sumy prądów dwóch lub więcej przekładników prądowych, jeżeli nie jest możliwe spełnienie wymagań 3.2.29, zaleca się podjęcie specjalnych środków, aby zapobiec niepotrzebnemu działaniu zabezpieczenia w przypadku uszkodzeń zewnętrznych (np. stwardnienie zabezpieczenia) lub zainstalować w obwodzie liniowym oddzielny zestaw przekładników prądowych w celu zasilania zabezpieczenia.
W zabezpieczeniach instalowanych na liniach 330-500 kV wyposażonych w urządzenia kompensacji pojemnościowej wzdłużnej należy podjąć działania zapobiegające nadmiernemu zadziałaniu zabezpieczenia w przypadku uszkodzeń zewnętrznych powstałych na skutek działania tych urządzeń. Można na przykład zastosować przekaźniki kierunku mocy o kolejności przeciwnej lub umożliwić transmisję sygnału. ¶×
Zadania zabezpieczeń przekaźnikowych, ich rola i cel to zapewnienie niezawodnej pracy systemów elektroenergetycznych i nieprzerwanych dostaw energii elektrycznej do odbiorców. Dzieje się tak na skutek rosnącej złożoności obwodów i rozwoju sieci elektrycznych, konsolidacji systemów elektroenergetycznych oraz wzrostu mocy zainstalowanej obu stacji jako całości oraz nominalnej mocy jednostkowej poszczególnych jednostek. To z kolei wpływa na pracę systemów elektroenergetycznych: pracę na granicy stabilności, obecność długich linii komunikacji międzysystemowej oraz zwiększone prawdopodobieństwo wystąpienia awarii łańcuchowych. Pod tym względem rosną wymagania dotyczące szybkości, selektywności, czułości i niezawodności zabezpieczenia przekaźnika. Urządzenia zabezpieczające przekaźniki wykorzystujące elementy półprzewodnikowe stają się coraz bardziej powszechne. Ich zastosowanie otwiera więcej możliwości tworzenia szybkich zabezpieczeń.
Obecnie opracowano i zaczynają aktywnie wykorzystywać mikroprocesorowe przekaźnikowe urządzenia zabezpieczające, co pozwala na dalsze zwiększenie szybkości i niezawodności zabezpieczeń oraz obniżenie kosztów ich napraw i konserwacji.
1.2.2 Parametry transformatora podsumowano w tabeli 2.
TABELA 1.2
WYBÓR TYPÓW ZABEZPIECZEŃ PRZEKAŹNIKOWYCH
Zabezpieczenie przekaźnikowe linii napowietrznej 110 kV.
| Zmiana |
| Arkusz |
| Dokument numer. |
| Arkusz |
| Dokument numer. |
| Podpis |
| data |
| Arkusz |
| KP.140408.43.06.PZ |
| Zmiana |
| Arkusz |
| Dokument numer. |
| Podpis |
| data |
| Arkusz |
| KP.140408.43.06.PZ |
3.1 Obliczanie rezystancji bezpośredniej kolejności elementów obwodu.
Obliczenia rezystancji przeprowadza się w nazwanych jednostkach (omach), przy napięciu bazowym Ub=115 kV.
Równoważny obwód pokazano na ryc.
C1: X 1 = X *s * = 1,3* = 9,55 oma
X 2 = X uderzeń *l* =0,4*70* =28 omów
X 3 = X uderzeń. *l* =0,4*45* = 18 omów
X 4 = X uderzeń *l* =0,4*30* = 12 omów
X 5 = X uderzeń *l* =0,4*16* = 6,4 oma
T6 = * = * =34,72 oma
T7 = * = * =220,4 oma
X 3,4 =18+12=30 omów
| Zmiana |
| Arkusz |
| Dokument numer. |
| Podpis |
| data |
| Arkusz |
| KP.140408.43.06.PZ |
X 2,4 = = 14,48 oma
X 1-4 =9,55+14,48=24,03 oma
X 1-5 =24,03+6,4=30,34
| Zmiana |
| Arkusz |
| Dokument numer. |
| Podpis |
| data |
| Arkusz |
| KP.140408.43.06.PZ |
I (3) (k 2) = = =2,18 kA
I (3) (k 3) = = =0,26 kA
3.2 Obliczanie prądów zwarciowych jednofazowych do ziemi w punkcie K-2.
C1: X 1 = X *s * = 1,6* = 11,76 oma
X 2 = X uderzeń *l* =0,8*70* =56 omów
X 3 = X uderzeń. *l* =0,8*45* = 36 omów
X 4 = X uderzeń *l* =0,8*30* = 24 omy
X 5 = X uderzeń *l* =0,8*16* = 12,8 oma
X 3,4 =36+24= 60 omów
| Zmiana |
| Arkusz |
| Dokument numer. |
| Podpis |
| data |
| Arkusz |
| KP.140408.43.06.PZ |
X 2,3,4 =(60*56)/(60+56)= 28,97 oma
X 1-4 = 11,76 + 28,97 oma
| Zmiana |
| Arkusz |
| Dokument numer. |
| Podpis |
| data |
| Arkusz |
| KP.140408.43.06.PZ |
X 1-6 =18,74+12,8=31,54 oma
X res.0 (k2) = 31,54 oma
3I 0(k2) = = = 2,16 kA
3.6 Obliczanie prądów zwarciowych w punktach K-4 i K-5.
| Ub=Umin=96,6 kV | Ub=Umax=126 kV | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| X 10 = X s1,2 = X s1,2 śr. * = 24,03* = 16,96 oma | X 10 = X s1,2 = X s1,2 śr. * = 24,03* = 28,85 oma | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Xc = Xc av* = = 16,96 oma | Xc = Xc av* = = 28,85 oma | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| X T(-PO) = * = =41,99 | U do (+ N) = U do nom. + =17,5+ = 18,4 Xt (+ N) = * * =71,44 oma | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Znw =0,3*1,5* = 38,01 oma | Znw =0,3*1,5* = 64,8 oma | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Punkt K-4 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Hz(k4)=Xs+Htv(-ro)=16,96+41,99=58,95 oma | Hz(k4)=Xs+Xtv(+N)=28,85+71,44=100,29 oma | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| I (3) przy maks. = = 0,95 kA | I (3) przy maks. = =0,73 kA | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Rzeczywista wartość prądu zwarciowego w punkcie K-4 w odniesieniu do napięcia 37 kV | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| I (3) przy maks. = 0,95* =8,74 kA | I (3) przy maks. =0,73* =8,76 kA | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Punkt K-5 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
4.1 Ochrona linii przy zasilaniu jednokierunkowym. 4.1.1 Obliczanie dwustopniowego zabezpieczenia prądowego przed zwarciami międzyfazowymi linii W. Obliczanie odcięcia prądu bez opóźnienia od zwarć międzyfazowych (I stopień). 1)I 1 sz 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) Przyjmuje się, że czas reakcji odcięcia prądu wynosi 0,1 s Obliczanie maksymalnego zabezpieczenia prądowego z opóźnieniem czasowym od zwarć międzyfazowych (II stopień). 1)I II sz 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. I 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) Czas reakcji MTZ dobierany jest zgodnie z warunkami uzgodnienia z MTZ tr-ra. t II sz=tsz(mtz t-raT)+ t=2+0,4=2,4s 4.1.2. Obliczanie dwustopniowego zabezpieczenia prądowego przed zwarciem do masy linii W. Obliczanie prądów odcięcia składowej zerowej bez opóźnienia czasowego (1 stopień). 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) Przyjmuje się, że czas reakcji odcięcia prądu wynosi 0,1 s. Obliczanie zabezpieczenia składowej zerowej prądu z opóźnieniem czasowym (2. stopień). 1)I 11 0сз Kots*Inb.max=Kots*Kper*Knb*Icalc.=1,25*1*0,05*0,26=0,02 kA Akceptuję I 11 0сз=60А 4.2 Obliczanie zabezpieczenia transformatora.
Ustawienie należy wybrać spośród dwóch warunków: - odstrojenie od prądu rozruchowego prądu magnesującego transformatora mocy. - odstrojenie od maksymalnego pierwotnego prądu niezrównoważenia w stanie przejściowym obliczonego zwarcia zewnętrznego. Odstrojenie od udarowego prądu magnesującego. Przy włączeniu transformatora mocy od strony wyższego napięcia stosunek prądu rozruchowego magnesowania do amplitudy prądu znamionowego zabezpieczanego transformatora nie przekracza 5. Odpowiada to stosunkowi amplitudy prądu rozruchowego magnesowania do wartość skuteczna prądu znamionowego pierwszej harmonicznej równa 5 = 7. Wartość odcięcia reaguje na wartość chwilową i wynosi 2,5*Idif./Inom. Minimalne możliwe ustawienie dla pierwszej harmonicznej to Idiff/Inom = 4, co daje 2,5 * 4 = 10 pod względem stosunku amplitudy. Porównanie uzyskanych wartości wskazuje, że odcięcie dla wartości chwilowych jest dostosowane do ewentualnych udarów prądu magnesującego. Z obliczeń wynika, że wartość skuteczna pierwszej harmonicznej prądu rozruchowego magnesującego nie przekracza 0,35 amplitudy rozruchu. Jeżeli amplituda jest równa 7 wartościom skutecznym prądu znamionowego, wówczas wartość skuteczna pierwszej harmonicznej wynosi 7*0,35=2,46. Dlatego nawet przy minimalnym ustawieniu 4 In. Odcięcie jest dostosowywane do udarów prądu magnesującego i przy regulacji do pierwszej harmonicznej prądu różnicowego. Odstrajanie od prądu niezrównoważonego podczas zewnętrznego zwarcia.
Idiff/Inom Kots*Knb(1)*Ikz.in.max gdzie Knb(1) jest stosunkiem amplitudy pierwszej harmonicznej prądu niezrównoważenia do zmniejszonej amplitudy składowej okresowej zewnętrznego prądu zwarciowego. Jeżeli po stronie WN i NN zastosowany zostanie przekładnik prądowy o wtórnym prądzie znamionowym 5A, można przyjąć Knb(1)=0,7. Jeżeli po stronie WN używany jest przekładnik prądowy o wtórnym prądzie znamionowym 1A, wówczas należy przyjąć Knb(1)=1,0. Zakłada się, że współczynnik odstrojenia (Cots) wynosi 1,2. Is.in.max to stosunek zewnętrznego obliczonego prądu zwarciowego do prądu znamionowego transformatora. Jeśli przez chroniony transformator przepływa prąd przelotowy Irms, może przewodzić prąd różnicowy. Idif.=(Nper*Kodn*E+ Urpn+ mod.)*Iskv=(2*1,0+0,13+0,04)*Iskv=0,37*Iskv. Wyprowadzając ten wzór założono, że jeden przekładnik prądowy pracuje dokładnie, drugi ma błąd równy Idiff. Wprowadźmy pojęcie współczynnika redukcji prądu hamowania. Ksn.t.=Ibr./Iskv.=1-0,5*(Nper*Codn.*E + Uрпн+ moda)/Ksn.t.=100*1,3*(2*1*0,1+0,13+0,04)/0,815=59 Drugi punkt załamania charakterystyki hamowania: It 2 /Inom określa wielkość drugiego odcinka charakterystyki hamowania. W trybach obciążenia i podobnych prąd hamowania jest równy prądowi przelotowemu. Pojawienie się zwarć skrętu tylko nieznacznie zmienia prądy pierwotne, więc prąd hamowania pozostaje prawie niezmieniony. Aby uzyskać dużą wrażliwość na zwarcia, w drugiej części należy uwzględnić tryb obciążenia znamionowego (Im/Inom=1), tryb dopuszczalnych przeciążeń długotrwałych (Im/Inom=1,3). Pożądane jest, aby druga sekcja obejmowała również tryby możliwych krótkotrwałych przeciążeń (samoczynny rozruch silnika po automatycznym przełączniku zasilania, prądy rozruchowe silników o dużej mocy, jeśli występują).
Przyjmuję, że I g2/I g1=0,15 Obliczamy współczynnik wrażliwości dla rozważanej sieci. Pierwotny prąd ochronny przy braku hamowania: Iс.з=Inom*(I 1/Inom)=208*0,3=62,4 A. Sprawdzając czułość zabezpieczenia bierzemy pod uwagę, że ze względu na kierunek hamowania, przy zwarciach wewnętrznych nie ma prądu hamowania. Czułość na zwarcie dwufazowe po stronie niskiego napięcia Kch=730*0,87/62,4=10,18 Wniosek: czułość jest wystarczająca. 4.3 Zabezpieczenie przeciążeniowe „Sirius-T”. Przyjmuje się, że ustawienie sygnału przeciążenia wynosi: Isz=Kots*Inom/Kv=1,05*3,4/0,95=3,76, gdzie współczynnik odstrojenia Kots=1,05; współczynnik powrotu w tym urządzeniu wynosi Kv=0,95. Zaleca się określenie prądu znamionowego Inom, biorąc pod uwagę możliwość jego zwiększenia o 5% przy regulacji napięcia. W przypadku transformatora 40 MVA znamionowe prądy wtórne w środkowej gałęzi po stronie WN i NN wynoszą 3,4 i 3,5 A. Obliczone wartości ustawień obciążenia są równe. Strona WN: Ivn=1,05*1,05*3,4/0,95=3,95 A Strona NN:Inn=1,05*1,05*3,5/0,95=4,06 A Jeżeli transformator ma rozdzielone uzwojenie nn, kontrolę przeciążenia należy zapewnić za pomocą urządzeń zabezpieczających wejście zainstalowanych na wyłącznikach bocznych nn. Zabezpieczenie działa na oponach o tсз=6с.
Obliczanie parametrów pracy (nastaw) zabezpieczenia nadprądowego polega na doborze prądu zadziałania zabezpieczenia (pierwotnego); prąd pracy przekaźnika. Dodatkowo przeprowadzana jest kontrola obliczeniowa przekładnika prądowego. Wybór prądu roboczego. Nastawy prądowe zabezpieczenia maksymalnego prądu muszą zapewniać niedziałanie zabezpieczenia wyłączającego podczas kolejnych przeciążeń oraz niezbędną czułość na wszystkie rodzaje zwarć w strefie głównej i rezerwowej. Isz=Ksz*Ksh/Ktt=265*1/(300/5)=4,42 A Sprawdzenie czułości zabezpieczenia nadprądowego. 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
Ic.nn.=Ic.in*Uin/Unn=730*(96,58/10)=7050 A Zacznij od napięcia. Obliczanie zabezpieczenia nadprądowego przy rozruchu kombinowanym zainstalowanym po stronie 10,5 kV. Napięcie zadziałania zabezpieczenia pierwotnego dla przekaźnika napięcia minimalnego pod warunkiem odstrojenia od napięcia samorozruchu przy załączaniu silników obciążonych hamulcem z AR lub AR oraz pod warunkiem zapewnienia powrotu przekaźnika po odłączeniu zwarcia zewnętrznego Jest zaakceptowane: Uсз=0,6 Unom=0,6*10500=6300V W takim przypadku napięcie robocze przekaźnika napięcia minimalnego będzie wynosić: Usr=Usz/Kch=0,6*10500/(10500/100)=60 V. Do montażu dopuszczony jest przekaźnik RN-54/160 W przypadku przekaźnika z filtrem napięciowym przyjmuje się odwrotną kolejność napięcia zadziałania zabezpieczenia, zgodnie z warunkiem odstrojenia od napięcia asymetrii w trybie obciążenia. U2сз 0,06*Unom=0,06*10500=630V Napięcie odpowiedzi filtra-przekaźnika napięcia składowej przeciwnej. U2ср=U2сз/К U =630/(10500/100)=6V Jako ustawienie akceptowany jest przekaźnik filtrujący RSN-13. Sprawdzenie wrażliwości napięciowej podczas zwarcia w punkcie 5 dla przekaźnika napięcia minimalnego. KchU=Uсз*Кв/Uз.max=6,3*1,2/4,1=1,84 1,2 gdzie Uз.max= 3*I (3) k-4max*Zkw.min= *5280*0,45=4,1 kV tutaj I (3) k-4max to trójfazowy prąd zwarciowy na końcu linii kablowej w trybie maksymalnej pracy (tryb 9) -dla filtra przekaźnika napięcia składowej przeciwnej.
gdzie 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 tutaj I 2 max jest prądem składowej przeciwnej w miejscu zainstalowania zabezpieczenia podczas zwarcia między dwiema fazami na końcu linii kablowej w trybie maksymalnej pracy. Można zaakceptować: I 2 max=I (3) k-4.max/2=I (2) k-4.max/2 Dobór opóźnień zabezpieczeniowych odbywa się etapowo 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) gdzie tсз.св-10 to czas zadziałania zabezpieczenia na rozłączniku sekcyjnym 10 kV Poziom selektywności t przyjęto dla przekaźnika czasowego RV-0,1 t=0,3s, dla przekaźnika czasowego RV-128 t=0,5s.
6. Obliczanie błędu 10% przekładników prądowych TFND-110. Współczynnik transformacji =100/5 Szacowany współczynnik błędu 10 procent: K (10) oblicz.=1,1*Is/I1nom.=1,1*1440/100=15,84 Dopuszczalne obciążenie wtórne Z2add. określa się na podstawie 10-procentowej krzywej błędu. Z2add.=2 Ohm Z2add.=Zp+Rpr+R 0,05 trans. Zp=0,25 oma Z2add.=Zp+Rpr+Rprzes. Rpr=2-0,25-0,05=1,7 oma q= *l/ Rpr=0,0285*70/1,7=1,17 |