Шабад Расчёты РЗА распредсетей 2012

срабатывания обеспечивается также отстройка отсечки от бросков тока намагничивания трансформаторов с заземленной нейтралью 110 кВ.

Определяется возможность выполнения отсечки 2-1 без элемента направления

мощности, для чего вычисляется значение 3I0 макс при КЗ «за спиной», т. е. на 1 секции шин 110 кВ подстанции В.

Наибольшее значение 3I0 имеет место при минимальных значениях х0

285 = 370 А и, следовательно, отсечка 2-1 может быть выполнена ненаправленной.

Однако необходимо проверить эту возможность и в режиме питания подстанции В и Г со стороны подстанции Д, а также при заземлении нейтрали трансформатора Тр2В (в данном примере эти режимы не рассматриваются).

Зона действия отсечки 2-1 для оценки ее эффективности определяется

(рис. 3.17, а). Зона действия отсечки составляет 55% защищаемой линии Л2; при КЗ в

начале линии (точка К3) коэффициент чувствительности отсечки 1770/1027 = 1,7 > 1,2, что требуется для дополнительной ступени защиты [1].

Выбирается ток срабатывания второй ступени (отсечка с выдержкой времени) 2-2 линии Л2 на подстанции В по условию отстройки от тока в линии Л2 при КЗ на землю на предыдущей линии ЛЗ в конце зоны действия отсечки (первой ступени) этой линии с Iс.о 3-1 = 1100 А (рис. 3.16, а):

I с.з 2 –2 kн kт I с.о 3-1, (3.33)

В расчете по формуле (3.33) следует принимать максимально возможное значение kт. Для сетей с радиальными линиями kт может быть также определен из схемы замещения нулевой последовательности (рис. 3.17, в):

283

где х0 к эквивалентное сопротивление до точки КЗ, которая расположена в самом начале предыдущей линии, причем противоположный конец этой линии отключен

(рис. 3.17, б и в):

В схеме на рис. 3.16 максимальное значение kт для выбора Iс.з 2-2 будет иметь место при максимальном значении х0Тр1Г = 310 Ом. Сопротивление до шин подстанции Г со стороны системы х0 посл = 106,5 Ом (см. выше): эквивалентное сопротивление при КЗ у шин этой подстанции х0 к = 106,5//310 = 79 Ом; по формуле

(3.35) kт = 79/106,5 = 0,74, по (3-34) kт = 790/1060 = 0,74 (рис. 3.17, в).

Рис. 3.17. Графическое определение зоны действия отсечки нулевой последовательности линии Л2 (а) и поясняющие схемы для вычисления коэффициента токораспределения kт (б и в) к примеру 8

Тогда в соответствии с выражением (3.33) I с.з 2-2 1,1 0,74 1100= 900 А. Из рис. 3.17, а видно, что при таком токе срабатывания вторая ступень не защищает всю линию Л2. Для повышения чувствительности можно выбрать ток срабатывания этой ступени по условию отстройки от КЗ в конце зоны действия второй ступени предыдущей защиты Л3, аналогично (3.33):

I с.з 2-2 kн kт I с.о 3-2 = 1, 1 0,74 100 = 80 А.

Это обеспечит высокую чувствительность второй ступени защиты Л2, но потребует выдержки времени, на t большей, чем время срабатывания второй ступени предыдущей защиты (Л3), т. е. 0,8 с (при отстройке от отсечки 3-1 линии Л3 можно

285

Третья ступень 1-3 по условию (3.31) может иметь ток срабатывания 60 А, однако по условию селективности, аналогичному (3.33), с учетом возможного значения kт = 1 (заземление нейтрали на Тр2В) Iс.з 1–3 = 1,1· Iс.з 2-3 = 1,1 · 80 90 А. Коэффициенты чувствительности: kч.осн 1,5; kч.рез 1,2. Время срабатывания tс.з 1-3 = 1,2 с. Вторая и третья ступени направленные.

Ускорение второй ступени 1-2 после АПВ не используется, поскольку ее время срабатывания 0,4 с. При использовании ускорения третьей ступени 1-3 после АПВ следует отстроить ее ток срабатывания от броска токов намагничивания трансформаторов с заземленными нейтралями (см. предыдущий пример). Для защиты 1

это потребует Iс.з 1–3 4 (Iном Тр1В + Iном Тр1Г) = 4 156 = 625 А, что недопустимо увеличит ток срабатывания третьей (резервной) ступени защиты. В таком случае

ускорение нецелесообразно. Однако, как уже указывалось в предыдущем примере, этой отстройки не потребуется, если в цепи ускорения будет выполнено небольшое замедление, превышающее возможную разновременность включения фаз выключателя.

Проверяется чувствительность индукционного реле направления мощности (типа РБМ) защиты 1 по мощности срабатывания при КЗ на землю в конце зоны резервирования этой защиты (в конце Л2):

где х0 с наименьшее сопротивление нулевой последовательности со стороны системы до места установки проверяемой защиты (это сопротивление определяет значение напряжения нулевой последовательности на шинах в месте установки защиты); Sс.р

мощность срабатывания реле направления (1 или 3 В А); nт, nн коэффициенты трансформации трансформаторов тока и трансформаторов напряжения соответственно; для стандартных трансформаторов напряжения 110 кВ:

где 3U0 = 3I0 x0с.

Для условий этого примера минимальные значения 3I0 = 450 А, x0с = 15 Ом. Тогда по выражению (3.36):

4502 15

kч = 80 635 3 = 20 > 1,4,

где Sс.р = 3 В А для реле РБМ-177 (РБМ-277); 1,4 необходимый коэффициент чувствительности в зоне резервирования.

По условию (3.36а) результат тот же.

286

В условиях эксплуатации в тех случаях, когда выполнено согласование чувствительности последних ступеней защиты, рекомендуется проверять чувствительность реле направления мощности при токе, равном току срабатывания наиболее

Для полупроводниковых реле направления мощности, выполненных на схеме сравнения абсолютных значений или на схеме сравнения фаз, определяются отдельно коэффициенты чувствительности по току и по напряжению [1]. Например, реле типа РМ-12 имеет Iс.р = 0,25 А и Uс.р = 1, 2 или 3 В. При токе срабатывания, третьей

ступени защиты 1 (90А) kч.Т = 90/(80 · 0,25) = 4,5 > 1,4, где nт = 400/5 = 80.

Коэффициент чувствительности по напряжению kч.Н = 90 · 15/(635 · 1 ) = 2,1, где принята уставка Uс.р = 1 В, nн = 635 (см. выше).

При недостаточной чувствительности реле направления мощности, срабатывающего и разрешающего действия защиты при направлении мощности К3 в линию («разрешающего реле»), рекомендуется проверить возможность применения реле направления мощности, срабатывающего при направлении мощности КЗ к шинам («блокирующего реле»). Такие и более сложные случаи расчета защит от КЗ на землю в сетях 110 кВ и выше, как правило, производится с помощью компьютерных программ.

Трансформатор подстанции Б на ответвлении от Л1 работает с изолированной нейтралью 110 кВ (рис. 3.16, а), что характерно для таких подстанций. В тех редкихслучаях, когда нейтраль 110 кВ на отпаечном трансформаторе должна быть заземлена, выбор токов срабатывания первой и второй ступеней защиты Л1 производится без учета этой нейтрали, а проверка чувствительности с учетом, поскольку наличие заземленной нейтрали на отпаечной подстанции уменьшает токи 3I0 в защите Л1 при КЗ в конце этой линии и тем значительнее, чем ближе к месту КЗ включен трансформатор с заземленной нейтралью и чем меньше его сопротивление нулевой последовательности (х0 Тр мин). С учетом возможного заземления нейтралей отпаечных подстанций производится проверка чувствительности и реле направления мощности нулевой последовательности.

Проверяем трансформаторы тока и надежность работы контактов токовых реле и реле мощности (§ 1.5). Особое внимание уделяется проверке надежности работы контактов индукционных реле направления мощности типа РБМ, и особенно ИМБ, при КЗ в начале линии.

В заключение следует отметить, что традиционное использование токового принципа для защиты сетей 110 кВ от КЗ на землю в России до сего времени продолжается.

______________

287

Глава четвертая

АВТОМАТИЗАЦИЯ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ И ЕЕ ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ

§ 4.1. Общие сведения

Распределительные электрические сети напряжением 6–35 кВ (в ряде случаев до 110 кВ) осуществляют поставку электроэнергии практически всем потребителям: большим и малым промышленным предприятиям, сельскому и коммунальному хозяйству, электрифицированным железным дорогам, газопроводам и нефтепроводам. При этом более 75% всех нарушений электроснабжения потребителей происходит именно в распределительных электрических сетях. Надежность электроснабжения потребителей в этих сетях обеспечивается комплексом технических решений, в том числе сооружением двух или более питающих линий, установкой на каждой подстанции не менее двух понижающих трансформаторов, секционированием линий электропередачи и распределительных устройств коммутационными аппаратами, а также путем использования совершенных средств управления, защиты и автоматики, т.е. автоматизацией сетей.

В1990-х годах в распределительных электрических сетях России началось внедрение новых технических средств для обеспечения высокой надежности электроснабжения: воздушных линий с изолированными проводами, однофазных кабелей, вакуумных и элегазовых выключателей, оптических каналов связи, цифровых реле (терминалов) управления и защиты электроустановок.

Всовременном цифровом реле (терминале) могут быть совмещены многие различные функции, в том числе функции защиты от всех возможных видов повреждений и ненормальных режимов работы электроустановок, функции автоматического повторного включения линии (АПВ), автоматического включения резервного источника питания (АВР), автоматического отделения поврежденного участка и других автоматических устройств аварийного и послеаварийного режимов, функции измерения и записи электрических величин, оперативного и запрограммированного управления коммутационными аппаратами, функции определения места повреждения на аварийно отключившейся линии электропередачи и т. д.

Такие цифровые реле называют многофункциональными устройствами. В отличие от традиционного выполнения релейной защиты и автоматики (РЗА) с помощью наборов отдельных реле с одной, как правило, функцией (реле тока, напряжения, времени и т.п.), при использовании цифровых реле задачи РЗА должны решаться комплексно, и также комплексно должен оцениваться экономический эффект современной РЗА.

Кроме больших функциональных возможностей, цифровые реле обладают многими замечательными свойствами, в том числе непрерывной автоматической самопроверкой, запоминанием событий, возможностью дистанционного контроля и оперативного изменения настройки РЗА с помощью компьютера и канала связи или по заранее предусмотренному в этом же реле фактору. Например, при включении линии через устройство АПВ уставка по времени срабатывания защиты может быть кратковременно понижена для ускорения отключения устойчивого короткого замыкания. В другом случае может быть изменен весь набор уставок РЗА при изменении, например, первичной схемы электрической сети. Эти преимущества

288

цифровых реле делают их наиболее перспективными для автоматизации распределительных электрических сетей.

Расчеты рабочих характеристик и уставок устройств релейной защиты рассмотрены в предыдущих главах. В этой главе наряду с расчетами устройств автоматики (АПВ, АВР и других) рассматриваются вопросы экономического обоснования затрат на автоматизацию сетей, приводятся материалы из советского, российского и зарубежного опыта оценки ущерба различных категорий потребителей из-за прекращения электроснабжения, а также вероятностные критерии надежности различных элементов электрических сетей, данные о вероятной продолжительности нарушений электроснабжения и о зависимости величины ущерба потребителя от продолжительности отсутствия электроснабжения. Эти материалы, полученные в результате многолетних и дорогостоящих исследований, позволяют обосновать затраты на автоматизацию в твердой уверенности, что они окупятся в течение ближайших нескольких лет только лишь за счет снижения ущерба потребителей из-за недоотпуска электроэнергии и, следовательно, уменьшения расходов на компенсацию этого ущерба со стороны электроснабжающей организации. Использование цифровых устройств РЗА дает и дополнительный экономический эффект за счет существенного снижения расходов на обслуживание РЗА, уменьшения размеров повреждения электроустановок при быстром отключении коротких замыканий и осуществления «профилактических» защит электрооборудования от опасных ненормальных режимов.

При определении затрат на автоматизацию распределительных сетей надо учитывать, что современный деловой мир и население все более насыщаются компьютерным и электронным оборудованием. Поэтому у потребителей электроэнергии повышаются требования к надежности электроснабжения. В свою очередь в надежности есть несколько аспектов, имеющих непосредственное отношение к скорости автоматического восстановления внезапно прерванного электроснабжения.

Во-первых, это гарантия сохранности данных, во-вторых, гарантия сохранности оборудования, в третьих, гарантия защиты от простоев в работе. Этой проблеме посвящен один из докладов на сессии СИГРЭ (Международный совет по большим электрическим системам) в 2000 г., в котором указано, что наибольший ущерб имеет место при исчезновении напряжения в производстве полупроводников, но также и при производстве текстиля, пластиков, стекла.

Законодательное закрепление материальной ответственности российских электросетевых предприятий за надежность электроснабжения требует от руководителей и ИТР особого внимания к автоматизации своих электрических сетей как к одному из эффективных средств повышения надежности электроснабжения. Изучение сегодняшнего зарубежного опыта автоматизации распределительных сетей среднего напряжения, а также отечественного опыта показывает, что вложение капитала в автоматизацию этих сетей является выгодным делом.

В этой главе приводятся примеры расчетов для экономического обоснования затрат на автоматизацию сетей. Выше, в первой главе, приведен пример оценки ущерба потребителей из-за неправильного расчета рабочих уставок релейной защиты. Эти примеры показывают важность расчетов РЗА и экономических обоснований автоматизации сетей.

Выбор уставок автоматических устройств (АПВ, АВР, делительной автоматики и др.) имеет ряд специфических особенностей, которые далее рассматриваются поочередно.

289

§4.2. Автоматическое повторное включение

Всоответствии с «Правилами» [1] устройствами автоматического повторного включения (АПВ) должны оборудоваться воздушные и смешанные (кабельновоздушные) линии, сборные шины, понижающие трансформаторы и др. Принципы и схемы выполнения и расчет уставок устройств АПВ рассматриваются в [31]. Далее приводятся основные условия выбора уставок трехфазных АПВ линий и трансформаторов распределительных сетей.

АПВ линий с односторонним питанием. Время срабатывания однократного

АПВ определяется по следующим условиям:

где tг.п – время готовности привода, которое в зависимости от типа привода находится в пределах от 0,1 до 0,2 с;

где tг.в – время готовности выключателя, которое в зависимости от типа выключателя обычно находится в пределах от 0,2 до 2 с, но для некоторых типов может быть больше; tв.в – время включения выключателя;

где tд – время деионизации среды в месте КЗ на ВЛ, значение которого зависит от метеорологических условий, значения и длительности протекания тока КЗ, от рабочего напряжения; ориентировочные средние значения следующие: для сетей напряжением до 35 кВ включительно tд = 0,1 с, для сетей 110 кВ tд = 0,17 с, для сетей 150 кВ tд = = 0,25 с, для сетей 220 кВ tд = 0,32 с.

Время запаса tзап для выражений (4.1)–(4.3) принимается равным примерно 0,5 с. Данные для расчета по условиям (4.1) и (4.2) находятся в технических паспортах приводов и выключателей. Однако, как правило, этих данных не требуется, поскольку для одиночных воздушных линий 6−110кВ с односторонним питанием практически принимается время срабатывания t1 АПВ в пределах 3–5 с, которое значительно больше, чем может получиться по условиям (4.1)−(4.3). При такой выдержке времени до момента АПВ линии наиболее вероятно самоустранение причин, вызвавших неустойчивое КЗ (падение деревьев, набросы веток и других предметов, приближение к проводам передвижных механизмов), а также успевает произойти деионизация среды в месте КЗ. «Правила» [1] допускают увеличение выдержки времени устройств АПВ однократного действия именно с целью повышения эффективности действия этих

устройств. Устаревшие типы устройств АПВ, не имеющие выдержки времени (t1 АПВ

0,2 0,3 с), характеризуются весьма низким процентом успешных действий.

Если для потребителей длительный перерыв электроснабжения является недопустимым, то время t1 АПВ следует выбрать по условиям (4.1)−(4.3), а для повышения процента успешных действий выполнить двукратное АПВ линии, как это практикуется в зарубежных энергокомпаниях.

Время автоматического возврата устройств АПВ, выполненных с помощью специальных реле серии РПВ, может не рассчитываться, так как оно определяется