Ivalt.ru

И-Вольт
0 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Расчет уставок релейной защиты секционного выключателя

Порядок выбора уставок АВР

Порядок выбора уставок АВР

Реле однократности включения.
Выдержка времени промежуточного реле однократности включения t0,в от момента снятия напряжения с его обмотки до размыкания контактов должна с некоторым запасом превышать время включения выключателя резервного источника питания:

t0,в = tвкл + tзап

где tвкл — время включения выключателя резервного источника питания (если выключателей два, то выключателя, имеющего большее время включения);
tзап — время запаса, принимаемое равным 0,3-0,5 с.

Если реле однократности включения используется также для ускорения защиты, выдержка времени этого реле должна обеспечить не только рассмотренное выше условие, но также надежное отключение выключателя защитой при включении резервного источника питания на устойчивое КЗ.

В этом случае выдержка времени реле однократности включения определяется по формуле:

t0,в = tвкл + tзащ,у+ tотк+ tзап

где tзащ,у — время срабатывания ускоренной защиты выключателя резервного источника питания;
tотк — время отключения выключателя резервного источника питания.
Если резервный источник питания был включен от АВР на устойчивое КЗ и отключился своей защитой то реле однократности включения предотвращает повторное включение на КЗ в тех случаях, когда его выдержка времени.

t0,в = tвкл + tзащ + tотк

Пусковой орган минимального напряжения.
Напряжение срабатывания реле минимального напряжения при выполнении пускового органа выбирается так, чтобы пусковой орган срабатывал только при полном исчезновении напряжения и не приходил в действие при понижениях напряжения, вызванных КЗ или самозапуском электродвигателей. Для выполнения этого условия напряжение срабатывания реле минимального напряжения (напряжение, при котором возвращается якорь реле) должно быть равным:

Ucp = Uост.к / (kп • Ku);
Ucp = Uзап / (kп • Ku).

где Uост.к — наименьшее расчетное значение остаточного напряжения при КЗ;
Uзап — наименьшее напряжение при самозапуске электродвигателей;
kп — коэффициент надежности, принимаемый равным 1,1-1,2;
Ku — коэффициент трансформации трансформатора напряжения.
Для определения наименьшего остаточного напряжения производятся расчеты при трехфазных КЗ за реакторами и трансформаторами и расчет самозапуска электродвигателей.

В большинстве случаев обоим условиям удовлетворяет напряжение срабатывания, равное:

Ucp = (0,25 ÷ 0,4) • Uном

где Uном — номинальное напряжение электроустановки.

Выдержка времени пускового органа минимального напряжения должна быть на ступень селективности больше выдержек времени защит, в зоне действия которых остаточное напряжение при КЗ оказывается ниже напряжения срабатывания реле минимального напряжения или реле времени.

Таким образом, выдержка времени пускового органа минимального напряжения tпо должна быть равна:

tпо = t1 + Δt,
tпо = t2 + Δt

где t1 и t2 — наибольшие выдержки времени защит присоединений, отходящих от шин высшего и низшего напряжений подстанции;
Δt — ступень селективности, равная 0,4-0,5 с.

Чем меньше выдержка времени пускового органа АВР, тем меньше перерыв питания потребителей. Поэтому при выборе уставок пускового органа следует стремиться к тому, чтобы выдержка времени была по возможности меньше.

Пусковой орган минимального тока и напряжения.
Напряжение срабатывания реле минимального напряжения пускового органа минимального тока и напряжения выбирается, как рассмотрено выше.
Ток срабатывания реле минимального тока должен быть меньше минимального тока нагрузки и определяется по формуле:

Iср = Iнагр.min / (kн • KI)

где Iнагр.min — минимальный ток нагрузки трансформатора; kн — коэффициент надежности, принимаемый равным 1,5;
KI — коэффициент трансформации трансформатора тока.

Реле контроля наличия напряжения на резервном источнике питания.
Напряжение срабатывания этого реле определяется из условия отстройки от минимального рабочего напряжения по формуле:

Uср = Uраб.min / kн • kв • Ku

где Uраб.min — минимальное рабочее напряжение;
kн — коэффициент надежности, принимаемый равным 1,2;
kв — коэффициент возврата реле.

Защита шин 6-10 кВ — Принципы выполнения защиты шин 6—10 кВ

Содержание материала

  • Защита шин 6-10 кВ
  • Схемы электрических соединений сборных шин 6-10 кВ тепловых электростанций
  • Принципы выполнения защиты шин 6—10 кВ
  • Защита сборных шин с генераторами мощностью менее 60 МВт
  • Защита сборных шин с генераторами мощностью 63—100 МВт
  • Защита на шиносоединительном выключателе 6—10 кВ
  • Защита на секционном реакторе 6—10 кВ

2. ПРИНЦИПЫ ВЫПОЛНЕНИЯ ЗАЩИТЫ ШИН 6—10 кВ
Как показывает опыт эксплуатации, на сборных шинах 6—10 кВ тепловых электростанций в редких случаях могут возникнуть междуфазные КЗ в результате различных повреждений на этих шинах. К причинам, вызывающим эти повреждения, относятся перекрытие шинных изоляторов, вводов выключателей, измерительных трансформаторов тока (ТТ) и напряжения, поломка изоляторов разъединителей при операциях с ними, а также ошибки дежурного персонала при переключениях в распределительном устройстве 6—10 кВ.
Однофазные КЗ на землю на сборных шинах 6—10 кВ не возникают, так как сети 6—10 кВ в СССР работают или с изолированной нейтралью генераторов и трансформаторов, или как компенсированные, и поэтому для тока повреждения отсутствует электрическая цепь с относительно малым сопротивлением. При замыкании одной из фаз на землю в сети с изолированной нейтралью через место повреждения будут проходить только емкостные токи, обусловленные напряжением и емкостью неповрежденных фаз сети. При этом напряжение поврежденной фазы по отношению к земле становится равным нулю, а напряжения двух других фаз становятся равными междуфазным напряжениям, которые в этом режиме практически не изменяются, что обеспечивает нормальную работу потребителей.
Компенсацию емкостных токов, возникающих при замыкании на землю, осуществляют с помощью дугогасящего реактора (катушки), который устанавливается в заземленной нейтрали какого-либо трансформатора, присоединенного к сборным шинам 6—10 кВ. При наличии дугогасящего реактора кроме емкостных токов в месте замыкания на землю проходят и индуктивные токи, замыкающиеся через реактор. Эти токи противоположны по фазе, и в месте повреждения остаточный ток равен их разности.
В соответствии с «Правилами устройства электроустановок» [8] допускается работа сети 6—10 кВ с замыканием на землю в течение 2 ч. В связи с этим в данном режиме не требуется автоматического отключения источников питания от сборных шин. За указанный промежуток времени дежурный персонал электрической станции принимает меры к отысканию места повреждения (по приборам контроля изоляции участков сети 6—10 кВ). При двойной системе шин, как правило, дежурный персонал переводит все присоединения с поврежденной системы шин на неповрежденную.
На сборных шинах 6—10 кВ возможны и двойные замыкания на землю, если одновременно одна фаза на сборных шинах замкнется на землю, а другая фаза — в какой- либо другой точке сети. Такое повреждение возникает при ослабленной изоляции из-за перенапряжений, появляющихся при однофазном замыкании на землю. При этом ток в месте повреждения будет примерно такой же, как при двухфазном КЗ на шинах. Такое повреждение должно быть как можно быстрее отключено с помощью соответствующей защиты.
При наличии двойной системы шин 6—10 кВ и переводе на исправную свободную систему шин всех элементов, присоединенных к системе шин с однофазным замыканием на землю, уменьшается возможность возникновения двойного замыкания на землю, приводящего к обесточению работающей системы шин.
Для отключения КЗ на сборных шинах 6—10кВ тепловых электрических станций можно использовать установленные на генераторах и трансформаторах связи максимальную токовую защиту с пуском по напряжению, действующую при трехфазных КЗ, и токовую защиту обратной последовательности, действующую при двухфазных КЗ. Однако эти защиты работают с большой выдержкой времени (до 6—8 с), что может привести к значительному увеличению размеров повреждений на шинах и к длительно-
му понижению напряжения на поврежденной и соседних неповрежденных секциях сборных шин. В связи с этим для ускорения ликвидации КЗ в ПУЭ [8] предусматривается установка специальной релейной защиты шин 6—10 кВ, которая должна действовать без выдержки времени при повреждениях на этих шинах на отключение всех присоединений, питающих поврежденные шины: генератора, трансформатора связи с энергосистемой и секционных реакторов, подключенных к поврежденной секции. Она также должна действовать на отключение линии или трансформатора собственных нужд, присоединенных к поврежденной системе шин, чтобы ускорить действие устройства автоматического включения резервного источника питания (АВР) собственных нужд.
В соответствии с [8] в качестве основной защиты сборных шин 6—10 кВ с реактированными линиями используется неполная дифференциальная токовая защита шин (ДЗШ). В отличие от полной дифференциальной токовой защиты шин, которая применяется при напряжениях шин 35—500 кВ с установкой трансформаторов тока на всех присоединениях, связанных с этими шинами, при напряжении 35 кВ — с установкой на фазах А и С, а при напряжениях 110—500 кВ — на всех трех фазах, неполная дифференциальная токовая защита шин 6—10 кВ выполняется на трансформаторах тока двух фаз (Л и С), установленных только на питающих элементах, присоединенных к рассматриваемой системе шин (генераторе, трансформаторе связи, секционном реакторе, шиносоединительном выключателе, трансформаторе собственных нужд 10/6 кВ).
Установка трансформаторов тока в цепи трансформатора собственных нужд обеспечивает отключение повреждений в нем от собственных защит трансформатора и недействие. защиты шин при этих повреждениях, поскольку они оказываются вне зоны ее действия, что позволяет сохранить в работе соответствующую систему шин.
При схеме полной дифференциальной токовой защиты шин в нормальном режиме в реле тока защиты проходит разность токов, притекающих к шинам и утекающих от них. Поскольку эти токи равны друг другу, в нормальном режиме тока в реле нет за исключением токов небаланса, обусловленных погрешностью трансформаторов тока.
При схеме неполной дифференциальной токовой защиты шин в нормальном режиме в реле протекает суммарный ток нагрузки, потребляемый отходящими линиями 6— 10 кВ. В случае повреждения на питающем элементе за
трансформаторами тока неполной дифференциальной защиты шин последняя ведет себя как обычная дифференциальная токовая защита — она не действует при внешнем коротком замыкании.
Токовые реле неполной дифференциальной защиты шин включаются на сумму вторичных токов всех питающих элементов. Трансформаторы тока отходящих линий к защите шин не подключаются. Это упрощает схему защиты. по сравнению со схемой полной дифференциальной защиты шин.
Как правило, трансформаторы тока для неполной дифференциальной токовой защиты шин 6—10 кВ выбираются с одинаковым коэффициентом трансформации, что исключает необходимость выравнивания вторичных токов на всех питающих элементах и повышает надежность защиты.
В реле тока неполной дифференциальной защиты шин 6—10 кВ проходит ток, равный геометрической сумме вторичных токов трансформаторов тока только питающих элементов; в реле проходит ток, соответствующий суммарной нагрузке. Поэтому в нормальном режиме защита шин представляет собой максимальную токовую защиту., действующую без выдержки времени на отключение всех питающих элементов в случае возникновения повреждений на шинах 6—10 кВ или на линиях до реакторов.
Неполная дифференциальная токовая защита шин не действует при КЗ в генераторе, в трансформаторе связи, а также в трансформаторе собственных нужд и за секционным реактором, так как при указанных повреждениях токи, поступающие в реле от трансформаторов тока защиты шин, уравновешиваются, как в обычной схеме полной дифференциальной защиты.
При повреждениях на отходящих линиях токи КЗ и нагрузки не балансируются, так как токи, проходящие по линиям, не влияют на работу реле, поскольку на них не установлены трансформаторы тока, которые участвовали бы в схеме защиты шин. В этом случае ток в реле тока защиты соответствует сумме токов КЗ, которые текут к месту повреждения от всех источников питания, и суммарного тока нагрузки линий. Эта особенность учитывается при выборе уставок защиты шин.
Как указано выше, в нормальном режиме в реле тока защиты проходит ток, соответствующий сумме токов, идущих от источников питания к линиям, и защита шин не срабатывает, потому что ток срабатывания выбирается большим, чем суммарный ток нагрузки линий.

Читать еще:  Как совместить датчик движения с выключателем

Защита шин 6—10 кВ с генераторами мощностью до 60 МВт

Защита шин 6—10 кВ с генераторами мощностью до 60 МВт в соответствии с [8] выполняется в виде неполной дифференциальной токовой защиты.
Для секционированных шин 6—10 кВ с генераторами мощностью не более 12 МВт допускается не предусматривать специальную защиту; при этом ликвидация КЗ на шинах должна осуществляться действием максимальных токовых защит генераторов.
Неполная дифференциальная токовая защита состоит из двух ступеней. Первая ступень выполняется как токовая отсечка, а при недостаточной ее чувствительности она выполняется как комбинированная отсечка по току и напряжению.
Вторая ступень защиты представляет собой чувствительную максимальную токовую защиту с выдержкой времени, которая для обеспечения отключения КЗ за линейным реактором должна иметь повышенную чувствительность. Она служит и для резервирования первой ступени защиты шин, а также защит отходящих линий 6—10 кВ.
При схеме первичных соединений элементов 6—10 кВ с двойной секционированной системой шин с фиксированным распределением элементов предусматривается неполная дифференциальная токовая защита шин в исполнении для фиксированного распределения элементов, которая обеспечивает селективное отключение поврежденной рабочей или резервной системы шин.
На электростанциях с генераторами мощностью менее 60 МВт на отходящих линиях 6—10 кВ выключатели, установленные до реакторов, не рассчитаны на отключение КЗ до реакторов. На таких линиях устанавливается не токовая отсечка с действием без выдержки времени на отключение выключателя линии, а максимальная токовая защита с выдержкой времени. Поэтому первая ступень неполной дифференциальной токовой защиты шин действует без выдержки времени при повреждениях на шинах 6—10 кВ или в начальных витках реактора линии на отключение всех питающих элементов, подключенных к защищаемым шинам.
В рассмотренных ниже схемах защиты двойной системы шин 6—10 кВ предусмотрено замедление отключения всех выключателей питающих элементов при опробовании одной из систем шин с использованием защиты шин соответствующей секции. Опробование производится с помощью включения соответствующего ШСВ, на который защита шин действует без выдержки времени в случае по- вреждений на опробуемой системе шин. При опробовании Кратковременно автоматически снимается постоянный ток в выходных реле защиты, действующих на отключение всех питающих элементов, за исключением ШСВ. Выведение указанных выходных реле из действия происходит при включении ШСВ от его ключа управления.
Если при опробовании резервной системы шин держать ключ управления ШСВ долго во включенном состоянии, то Защита шин не сможет подействовать в случае возникновения повреждения на рабочей системе шин, так как выходные реле защиты не сработают. Это является недостатком схем защиты шин, приведенных в [4]. В связи с этим были внесены соответствующие изменения в ранее разработанные схемы, позволяющие при опробовании свободной системы шин восстанавливать через заданное время цепь пуска выходных реле защиты шин.
Следует отметить, что можно использовать два способа опробования резервной системы шин 6—10 кВ включением ШСВ. Первый способ, изложенный выше, предусматривает включение ШСВ без установленной на нем защиты с использованием неполной дифференциальной защиты шин соответствующей секции 6—10 кВ. Эта защита при повреждении на опробуемой системе шин отключает без выдержки времени ШСВ и не действует на отключение питающих элементов. При исправности опробуемой системы шин ШСВ остается включенным, после чего производится перевод разъединителей присоединений на опробуемую систему шин и отключаются ранее включенные разъединители от другой системы шин.
Если освобожденная система шин подлежит ревизии или ремонту, то у ШСВ отключаются его разъединители от обеих систем шин, что дает возможность произвести его ремонт или ревизию.
При использовании вышеуказанного первого способа опробования резервной системы шин трансформаторы тока ШСВ в схеме защиты шин должны быть отсоединены от схемы защиты, что обеспечивает действие защиты шин в случае повреждения на опробуемой системе шин. Для этого следует вынуть крышку испытательного блока в цепях трансформаторов тока ШСВ, что приведет к их закорачиванию и отключению от схемы защиты шин.
При втором способе опробования резервной системы шин 6—10 кВ защита шин не используется, требуется включение собственной защиты на ШСВ и установка крышки испытательного блока в токовых цепях трансформаторов тока ШСВ для дешунтирования их и введения; в схему токовых цепей защиты шин. При этом повреждения на опробуемой системе шин будут уже вне зоны действий защиты (за трансформаторами тока ШСВ). При исправности опробуемой системы шин ШСВ остается включенным, защита на нем выводится из действия, закорачиваются его трансформаторы тока в схеме защиты шин (устанавливается крышка испытательного блока), после чего производится перевод разъединителей с рабочей системы шин на резервную.
Следует отметить, что выведение из действия защиты на ШСВ до производства операций по переводу разъединителей присоединений необходимо для предотвращения отключения ШСВ его защитой от токов нагрузки, в результате чего возможны включение и отключение разъединителями токов нагрузки при отключенном ШСВ, а это недопустимо, так как может вызвать перекрытие на шинах. В случае возникновения КЗ на шинах во время перевода разъединителей оно ликвидируется защитой шин, отключающей все питающие элементы.
При сравнении вышеуказанных способов опробования резервной системы шин видно, что использование в этом случае собственной максимальной токовой защиты, установленной на ШСВ, требует выполнения в определенной последовательности значительно большего числа операций, чем первый способ с использованием защиты шин. При втором способе возможны неправильные действия дежурного персонала, которые могут привести к отключению и включению разъединителем токов нагрузки.
В связи с этим в принятых схемах защиты шин 6—10 кВ в режиме опробования резервной системы шин используется неполная дифференциальная защита рабочей системы шин действующая без выдержки времени на отключение
Все схемы защиты шин 6—10 кВ и защит, установленных на ШСВ и секционном реакторе, имеют двухфазное двухсистемное исполнение. Трансформаторы тока защиты выбираются с одинаковым коэффициентом трансформации и устанавливаются на фазах Л и С. На этих же фазах установлены трансформаторы тока для защит других элементов в данной сети генераторного напряжения.
Заземление цепей трансформаторов тока защиты шин предусматривается в одной точке в удобном для подключения месте, обычно на панели защиты.

Расчет уставок релейной защиты секционного выключателя

Рассмотрим принцип действия схем АВР на примере двухтрансформаторной подстанции, приведенной на рис. 3.2. Нормально оба трансформатора Т1 и Т2 включены и осуществляют питание потребителей секций шин низшего напряжения.

Рис. 3.2. (см. скан) Схема АВР секционного выключателя на подстанции: а — схема первичных соединений; б — цепи переменного напряжения; в — цепи оперативного тока

При отключении по любой причине выключателя Q1 трансформатора 77 его вспомогательный контакт SQL2 размыкает цепь обмотки промежуточного реле KL1. В результате якорь реле KL1, подтянутый при включенном положении выключателя, при снятии напряжения отпадает с некоторой выдержкой времени и размыкает контакты.

Второй вспомогательный контакт SQ1.3 выключателя Q1, замкнувшись, подает плюс через еще замкнутый контакт KL1.1 на обмотку промежуточного реле KL2, которое своими контактами производит включение секционного выключателя Q5, воздействуя на контактор включения YAC.5. По истечении установленной выдержки времени реле KL1 размыкает контакты и разрывает цепь обмотки промежуточного реле KL2. Если секционный выключатель Q5 включится действием схемы АВР на неустранившееся КЗ и отключится релейной защитой, то его повторного включения не произойдет. Таким образом, реле KL1 обеспечивает однократность АВР и поэтому называется реле однократности включения. Реле KL1 вновь замкнет свои контакты и подготовит схему АВР к новому действию лишь после того, как будет восстановлена нормальная схема питания подстанции и включен выключатель QL Выдержка времени на размыкание контакта KL1 должна быть больше времени включения выключателя Q5, для того чтобы они успели надежно включиться.

Читать еще:  Диммер для проходного выключателя

С целью обеспечения АВР при отключении выключателя Q2 от его вспомогательного контакта SQ2.2 подается команда на катушку отключения YAT1 выключателя Q1. После отключения Q1 схема АВР запускается и действует, как рассмотрено выше.

Аналогично рассмотренному выше АВР секционного выключателя будет действовать и при отключении трансформатора 72.

Кроме рассмотренных случаев отключения одного из трансформаторов потребители также потеряют питание, если по какой-либо причине останутся без напряжения шины высшего напряжения Б (или А), Схема АВР при этом не подействует, так как оба выключателя Т1 (Q1 и Q2) или Т2 (Q3 и Q4) останутся включенными. Для того чтобы обеспечить действие схемы АВР и в этом случае, предусмотрен специальный пусковой орган минимального напряжения, в состав которого входят реле KV1, KV2 и KV3. При исчезновении напряжения на шинах подстанции Б, а следовательно, и на шинах В минимальные реле напряжения, подключенные к трансформатору напряжения TV1, замкнут свои контакты и подадут плюс оперативного тока на обмотку реле времени КТ через контакт реле KV3. Реле КТ при этом запустится и по истечении установленной выдержки времени подаст плюс на обмотку выходного промежуточного реле KL3, которое произведет отключение выключателей Q1 и Q2 трансформатора Т1. После отключения выключателя Q1 схема АВР подействует, как рассмотрено выше.

Реле напряжения KV3 предусмотрено для того, чтобы предотвратить отключение трансформатора Т1 от пускового органа минимального напряжения в случае отсутствия напряжения на шинах высшего напряжения А резервного трансформатора, когда действие схемы АВР будет заведомо бесполезным. Реле KV3, подключенное к трансформатору напряжения TV2 шин А, при отсутствии напряжения размыкает контакт KV3.1 и разрывает цепь от контактов KV1.1 и КV2.1 к обмотке реле времени КТ.

Аналогичный пусковой орган минимального напряжения предусматривается для отключения трансформатора Т2 в случае исчезновения напряжения на шинах А (на рис. 3.2 не показан).

На рис. 3.3 приведена схема АВР на переменном оперативном токе для секционного выключателя подстанции с двумя трансформаторами, питающимися без выключателей на стороне высшего напряжения от двух линий. Секционный выключатель Q3 нормально отключен. Оперативный ток для питания схемы автоматики подается от трансформаторов собственных нужд Т3 и Т4. Особенностью схемы является то, что при исчезновении напряжения на одной из линий (W1 или W2) устройство АВР включает секционный выключатель Q3, а при восстановлении напряжения на линии автоматически восстанавливает нормальную схему подстанции.

Пусковым органом схемы автоматики являются реле времени КТ1 и КТ2 типа РВ-03 (ЭВ-235), контакты которых КТ1.2 и КТ2.2 включены последовательно в цепи YAT1. Последовательно с контактами этих реле включен мгновенный контакт реле времени КТ3.1 трансформатора Т2, которое контролирует наличие напряжения на этом трансформаторе. Обмотки реле КТ1 и КТ2 включены на разные трансформаторы (Т3 и TV1), что исключает возможность ложного действия пускового органа в случае неисправности в цепях напряжения. Реле КТ1, подключенное к трансформатору собственных нужд ТЗ, установленному до выключателя трансформатора Т1, используется также для контроля за появлением напряжения на Т1 при включении линии W1.

При исчезновении напряжения в результате отключения линии W1 запустятся реле времени КТ1 и КТ2 и разомкнут свои мгновенные контакты КТ1.1 и КТ2.1, снимая напряжение с обмотки реле времени КТ3 типа РВ-01 (ЭВ-248). Это реле при снятии с его обмотки напряжения мгновенно возвращается в исходное положение, а при подаче напряжения срабатывает с установленной выдержкой времени.

Если действием схемы АПВ линии напряжение на подстанции восстановлено не Вудет, то с установленной выдержкой времени (большей времени АПВ лйнии) замкнутся контакты реле времени KTL2 и КТ2,2, фиксирующие отсутствие напряжения на 1-й секции, и создадут цепь на катушку отключения YAT1 выключателя Q1 трансформатора Т1 с контролем напряжения на 2-й секции (контакт КТ3.1). При отключении выключателя 01 замкнется его вспомогательный контакт SQL1 (рис. 3.3, в) в цепи катушки включения YAC3 секционного выключателя Q3 через еще замкнутый контакт KQCl. 1 реле однократности включения. Секционный выключатель включится и подаст напряжение на секцию подстанции, при этом подтянется реле времени КТ2, замкнет контакт КТ2.1 и разомкнет КТ2.2. Реле КТ1 останется без напряжения, поэтому его контакт КТ1.1 останется разомкнутым, а реле времени КТ3 будет по-прежнему находиться в исходном положении, держа разомкнутыми все свои контакты.

Рис. 3.3. (см. скан) Схемы АВР секционного выключателя на переменном оперативном токе для подстанции с двумя трансформаторами, подключенными к линиям электропередачи без выключателей: а — схема подстанции; б — цепи управления и АВР выключателя Q1; в — цепи управления и АВР выключателя Q3 (пунктиром обведены цепи, относящиеся к трансформатору Т2); г — цепи ускорения защиты Q3

При восстановлении напряжения на линии W1 напряжение появится и на трансформаторе Т1, поскольку его отделитель оставался включенным. Получив напряжение, реле КТ1 подтянется, замкнет контакт KTL1 и разомкнет контакт КТ1.2. При замыкании контакта КТ1.1 начнет работать реле времени КТ3, которое своим проскальзывающим контактом КТЗ.2 создаст цепь на включение выключателя Q1, а конечным контактом КТ3.3 — цепь на отключение секционного выключателя при этом автоматически будет восстановлена исходная схема подстанции. Цепь на отключение в рассматриваемом случае секционного выключателя создается лишь при условии, что включен выключатель Q2 трансформатора Т2. Если включение выключателя Q3 будет неуспешным вследствие наличия устойчивого повреждения на 1-й секции, она должна быть выведена в ремонт. Схема автоматики, аналогичная приведенной на рис. 3.3, обеспечивает действие АВР при отключении трансформатора Т2.

Для быстрого отключения в случае включения выключателя Q3 на К3 в схеме предусмотрено ускорение защиты секционного выключателя после АВР. Ускорение осуществляется контактами реле KQC1 и КQС2, которые шунтируют контакт реле времени защиты секционного выключателя.

Релейная защита и автоматика сетей 6-35 кВ

В электрических сетях принято использовать различные способы заземления нейтрали:

• глухое – способ заземления при котором нейтраль обмотки трансформатора (автотрансформатора) металлически присоединяется к заземляющему устройству;
• эффективное – нейтрали части элементов сети разземлены (отключены от ЗУ) посредством заземляющего ножа, при этом параллельно ЗН устанавливается разрядник;
• изолированное – нейтрали силового оборудования не имеют соединения с заземляющим устройством;
• заземление нейтрали через дугогасящий реактор – компенсация тока однофазного замыкания на землю;
• заземление нейтрали через сопротивление – резистивное заземление.

Для релейной защиты и автоматики сетей 6-35 кВ наиболее распространены последние три метода заземления: изолированное, подключение к ЗУ через дугогасящий реактор и резистивное. Для сетей 110 кВ и выше — глухое и эффективное заземление нейтрали.

Режим, когда нейтраль силового оборудования 6-35 кВ не имеет физического соединения с заземляющим устройством – изолирована, чаще всего применим в сетях 6-35 кВ, при этом, как правило, обмотки силового оборудования соединены в треугольник — нейтральная точка отсутствует физически. Особенностью данного типа заземления является возможность работы при однофазных замыканиях на землю, поскольку токи однофазного КЗ невелики и не вызывают повреждения оборудования. Но продолжительный режим работы при ОЗЗ имеет негативные последствия:

• Появление дуговых перемежающихся замыканий на землю, сопровождающихся повышением напряжения.
• Как следствие пробой изоляции в другой точке сети, в результате которого ОЗЗ переходит в двойное или многоместное ЗНЗ, характеризующееся высокими токами КЗ и сопровождающееся множественными отключениями.
• Опасность попадания людей и животных в зону растекания токов КЗ вблизи места ЗНЗ.

Еще одним негативным фактором является необходимость применения фазной изоляции способной выдерживать линейные напряжения без повреждения.

Согласно ПУЭ применение режима изолированной нейтрали ограничено в зависимости от тока ЗНЗ. Компенсация путем применения дугогасящих реакторов предусматривается при емкостных токах:

• более 30 А на напряжении 3-6 кВ;
• более 20 А на напряжении 10 кВ;
• более 15 А на напряжении 15-20 кВ;
• более 10 А в сетях напряжением 3-20 кВ, имеющих железобетонные и металлические опоры на воздушных линиях электропередачи, и во всех сетях напряжением 35 кВ;
• более 5 А в схемах генераторного напряжения 6-20 кВ блоков «генератор–трансформатор».

Работа в режиме компенсированной нейтрали основана на снижении емкостного тока замыкания на землю до минимальных значений за счет подстройки величины индуктивности катушки, что уменьшает вероятность вторичных пробоев изоляции. К недостаткам относятся необходимость установки дополнительного силового оборудования – ячейки, трансформатора и ДГР, и использования специализированной автоматики подстройки реактора; сложность развития сети из-за ограниченных возможностей реактора; наличие токов высших гармоник и активной составляющей тока ОЗЗ, которые ДГР не компенсируются.

Резистивное заземление нейтрали может быть выполнено аналогично компенсации — путем установки в РУ 6-35 кВ ячейки, к которой присоединен специальный трансформатор со схемой соединения «звезда-треугольник» с включением в нейтраль «звезды» заземляющего резистора. Для сети 20 кВ, помимо указанного, встречаются примеры использования понижающего трансформатора 220(110)/20 кВ, обмотка НН которого соединена по схеме «звезда» с включением резистора в нейтраль.

Для выполнения указанных схем могут применяться высокоомные либо низкоомные резисторы.

Сопротивление высокоомного резистора выбирается равным емкостному сопротивлению сети. При этом ток в месте замыкания не превышает 10 А, что позволяет не отключать первое ЗНЗ, как и в сети с компенсированной нейтралью. На применение данного способа накладывается ограничение по применению в сетях с большими емкостными токами, для которых, как правило, применяется низкоомное заземление.

Сопротивление низкоомного резистора выбирается минимально возможным. При этом существует вероятность повышения токов ОЗЗ до значительных величин, вызывающих повреждение оборудования и самого резистора, что делает невозможным работу сети в режиме ОЗЗ – требуется отключение уже первого замыкания.

Читать еще:  Каталоги автоматических выключателей шнайдер электрик

В любом случае использование резистивного заземления нейтрали позволяет избежать дуговых перенапряжений высокой кратности и как следствие многоместных повреждений в сети, феррорезонансных процессов и повреждений измерительных ТН. Кроме того, токи однофазного замыкания на землю увеличиваются, что позволяет токовой защите нулевой последовательности (ТЗНП) обнаружить поврежденное присоединение и при необходимости произвести его отключение. Например, согласно СТО ОАО «ФСК ЕЭС» 56947007-29.240.30.010-2008 для обеспечения селективности работы релейной защиты сопротивление заземляющего резистора выбирается таким, чтоб значение тока при однофазном замыкании в сети 20 кВ было не ниже 1000 А.

К недостаткам данного способа заземления нейтрали относятся дороговизна реализации и ограничения на развитие сети аналогичные методу с компенсацией емкостных токов.

Решение по комбинированному применению дугогасящих реакторов и резисторов, подключенных параллельно к нейтрали трансформатора присоединенного к шинам РУ 6-35 кВ, сочетает в себе преимущества вышеприведенных методов, но является наиболее дорогостоящим, потому на практике встречается редко.

Основными и наиболее распространенными КЗ сети 6-35 кВ являются однофазные замыкания на землю, способы их устранения зависятв первую очередь от режима заземления нейтрали.

Как говорилось ранее, при изолированной или компенсированной схеме быстродействующее отключение ОЗЗ не требуется, токовые защиты нечувствительны или неселективны, защиты по повышению напряжения нулевой последовательности также могут только сигнализировать о наличии ЗНЗ. Зачастую, для определения поврежденного фидера используются специализированные централизованные устройства, например, УСЗ-3М, сравнивающее измерения токов высших гармоник от ТТ НП всех отходящих линий поочередно и позволяющее выявить устойчивое замыкание.

При резистивно-заземленной нейтрали токовые защиты нулевой последовательности позволяют определить поврежденный фидер, необходимость отключения выключателя определяется уровнем токов ОЗЗ.

Из-за пробоя изоляции однофазные замыкания на землю могут переходить в двойные или множественные, характеризующиеся повышением токов замыкания за счет появления контура их протекания. Аналогичным повышением токов сопровождается появление ОЗЗ в другой точке сети не вызванное более ранним повреждением. Кроме того, в сетях 6-35 кВ не исключены двух- и трехфазные замыкания, сопровождающиеся еще более существенным повышением токов.

В качестве защиты от вышеперечисленных видов замыкания используется максимальная токовая защита. Современные технологии позволяют выполнить МТЗ с временем срабатывания зависимым от протекающего тока, указанная зависимость задается определенными характеристиками и позволяет увеличить быстродействие защиты.

Для повышения чувствительности токовых защит дополнительно могут применяться критерии пуска по снижению напряжения основной гармоники или по повышению напряжения обратной последовательности.
Состав защит конкретного присоединения зависит не только от режима сети, но и от его типа.

В большинстве случаев в качестве основной защиты отходящей линии используется токовая отсечка без выдержки времени – ступень МТЗ, охватывающая около 80% защищаемого участка сети.

Токовая отсечка с выдержкой времени может быть применена в качестве защиты ближнего резервирования, ее уставка по току выбирается из условия охвата шин нижестоящей подстанции, уставка по времени отстраивается от ТО смежной линии. В сетях 6-35 кВ применяется довольно редко из-за сложности обеспечения селективности в разветвленной сети и коротких участков ЛЭП.

Еще одна ступень МТЗ используется в качестве защиты дальнего резервирования, ее задача — обеспечить чувствительность на конце защищаемого участка, при этом уставка по току отстраивается от нагрузочного режима и тока самозапуска двигателей, выдержка срабатывания выбирается по ступенчатому принципу отстройкой от МТЗ нижестоящих участков сети и в разветвленных сетях может достигать значения более 1-2 сек.

Функция автоматического ускорения используется для увеличения быстродействия РЗ при включении выключателя на неустраненное повреждение. В качестве ускоряемой ступени используется чувствительная МТЗ, для которой на время включения вводится уменьшенная выдержка по времени.

На практике также распространено применение одной из чувствительных ступеней МТЗ в качестве защиты от перегрузки, действующей на сигнал.

Набор функций терминала защит трансформаторов собственных нужд, ДГР и резистора выполняется аналогичным комплекту РЗ отходящей линии и может быть дополнен защитами с зависимыми времятоковыми характеристиками, приемом сигналов от датчиков температуры и специализированных устройств контроля, поставляемых комплектно с трансформатором.

В качестве комплекта защит основного и резервного ввода питания секции шин (вводного и секционного выключателей) также используются чувствительная МТЗ с выдержкой времени и защита от перегрузки.

Кроме того, на базе максимальных токовых защит отходящих присоединений и вводов питания выполняется логическая защита шин, относящаяся к основным защитам с абсолютной селективностью. Принцип действия ее основан на приеме сигналов пуска МТЗ отходящих фидеров устройствами защит ВВ и СВ. При наличии пусков от линий чувствительные ступени МТЗ вводов питания срабатывают с выдержкой времени — работают в режиме дальнего резервирования. Отсутствие сигналов МТЗ фидеров свидетельствует о КЗ выше зоны их чувствительности — на выключателях и шинах, что позволяет МТЗ ВВ и СВ произвести отключение секции шин без выдержки времени.

Дуговые защиты используются в качестве дополнительных основных защит. В зависимости от проекта и потребностей заказчика, ДЗ могут выполняться:

• неселективными – отключение секции шин полностью при обнаружении дугового замыкания в любом из отсеков КРУ;
• избирательными — отключение выключателя фидера при обнаружении ДЗ в кабельном отсеке, отключение секции целиком при обнаружении дуги в отсеках шин любой из ячеек и выключателей отходящих линий, отключение питания по высокой стороне трансформатора при обнаружении ДЗ в отсеке выключателя или кабельного ввода ВВ.

До недавнего времени в качестве критерия обнаружения дугового замыкания использовались клапаны, устанавливаемые в каждом отсеке ячейки и реагирующие на изменение давления в замкнутом объеме, такое решение было малоэффективным из-за сложности настройки клапанов, реагирования их на перепады давления, не вызванные ДЗ (например, хлопок двери), и малой ремонтопригодности механической части клапанов. Большинство современных устройств дуговой защиты реагируют на вспышки света, сопровождающие замыкания, что делает их более чувствительными и позволяет устанавливать не только в ячейках с замкнутыми объемами, но и в камеры КСО и на открытые шинопроводы.

Устройство резервирования отказа выключателя (УРОВ) предназначено для ближнего резервирования в случае неотключения повреждения на защищаемом участке. Пуск УРОВ осуществляют все ступени защит, действующие на отключение, при этом алгоритм функции производится анализ состояния выключателя по контактам его положения и наличию тока в защищаемом присоединении. Время действия данной функции выбирается примерно равным собственному времени отключения выключателя, при этом первое воздействие зачастую осуществляется на «свой» выключатель. По истечении выдержки времени УРОВ отходящих линий воздействуют в шинку отключения вводного и секционного выключателей своей секции, при несрабатывании СВ производится действие на ВВ прилегающих секций, УРОВ вводного выключателя воздействует на отключение высокой стороны питающего трансформатора.

Автоматика управления выключателем (АУВ), как видно из названия, выполняет функцию управления выключателем. В современных микропроцессорных устройствах АУВ является не только промежуточным механизмом между кнопками включения/отключения или органами релейной защиты и автоматики, но и анализирует источник появления команды, тем самым позволяет ограничить одновременное поступление команд из разных источников – разделить местное и дистанционное управление или исключить подачу оперативной команды в цикле работы РЗ, а также, при использовании АРМ или ИЧМ, проконтролировать уровень доступа пользователя и исключить случайное воздействие на выключатель. Кроме того, алгоритмы АУВ позволяют контролировать состояние самого выключателя, не только в текущем моменте, например, готовность привода, но и путем подсчета циклов включения-отключения, количества аварийных отключений, неуспешных АПВ и пр., прогнозировать необходимость выполнения обслуживания выключателя.

Еще одним видом применяемой для релейной защиты и автоматики сетей 6-35 кВ является автоматическое повторное включение (АПВ). При неустойчивых (самоустранившихся) КЗ на воздушных ЛЭП автоматическое повторное включение сокращает время перерывов энергоснабжения потребителя тем самым повышая надежность энергоснабжения. Запуск функции производится по несоответствию отсутствия команды на отключение и отключенного положения выключателя – неоперативному отключению. АПВ выполняется одно- или двухкратным, то есть при неудачном включении многократное действие блокируется до ручного восстановления схемы дежурным персоналом.

Для сокращения перерывов электропитания потребителя также применяются схемы автоматического включения резерва (АВР). В общем случае для шин 6-35 кВ данный алгоритм выполняется следующим образом:

1. Пропадание напряжения на секции шин фиксируется защитой минимального напряжения.
2. Алгоритм АВР анализирует отсутствие срабатывания защит вводного выключателя и его включенное положение, из чего следует, что произошло отключение питания по высокой стороне трансформатора или на вышестоящем РУ.
3. АВР производит отключение вводного выключателя, чтобы избежать подачи напряжения на поврежденный участок сети, и подает команду на включение секционного выключателя для питания своей секции шин от ввода смежной секции.

Алгоритм АВР как правило дополняется контролем наличия напряжения на смежной секции от функции контроля напряжения терминалов в ячейке ТН или СВ.

При наличии отдельных измерительных трансформаторов напряжения на вводе на секцию АВР может быть дополнен функцией восстановления нормального режима. Терминал защит ВВ подключается в указанному ТН и при появлении на нем напряжения нормального режима после АВР производит отключение секционного выключателя и включение основного ввода питания. ВНР позволяет в автоматизированном режиме восстановить нормальную схему работы, снизить перегрузку силового оборудования и также повысить надежность снабжения конечного потребителя.

Указанный состав защит не является полным, существует множество других типов РЗиА, применяемых как отдельные функции и в комплексе с вышеперечисленными, их выбор определяется типом присоединенной нагрузки, разветвленностью и режимами работы сети, а также требованиями по надежности энергоснабжения. Анализ каждого конкретного случая подразумевается на этапе выполнения проектной документации и расчета уставок, на основании которых и производится подбор применяемых функций и требований к устройствам, их осуществляющих.

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
ВсеИнструменты
Adblock
detector