Каким образом обеспечивается селективное действие трехступенчатой направленной дистанционной защиты

Принцип работы дистанционной защиты в электрических сетях 110 кВ

Дистанционная защита (ДЗ) в электрических сетях класса напряжения 110 кВ выполняет функцию резервной защиты высоковольтных линий, она резервирует дифференциально-фазную защиту линии, которая применяется в качестве основной защиты в электрических сетях 110 кВ. ДЗ выполняет защиту ВЛ от междуфазных коротких замыканий. Рассмотрим принцип работы и устройства, которые осуществляют работу дистанционной защиты в электрических сетях 110 кВ.

Принцип работы дистанционной защиты основан на вычислении расстояния, дистанции до места повреждения. Для вычисления расстояния до места повреждения высоковольтной линии электропередач устройства, выполняющие функции дистанционной защиты, используют значения тока нагрузки и напряжения защищаемой линии. То есть для работы данной защиты используются цепи трансформаторов тока (ТТ) и трансформаторов напряжения (ТН) 110 кВ.

Устройства дистанционной защиты подстраиваются под конкретную линию электропередач, участок энергосистемы таким образом, чтобы обеспечить их ступенчатую защиту.

Например, дистанционная защита одной из линий электропередач имеет три ступени защиты. Первая ступень охватывает практически всю линию, со стороны подстанции, на которой установлена защита, вторая ступень охватывает оставшийся участок линии до смежной подстанции и небольшой участок электрической сети, отходящий от смежной подстанции, третья ступень защищает более дальние участки. В данном случае вторая и третья ступени дистанционной защиты резервируют защиту, расположенную на смежной или более дальней подстанции. Для примера рассмотрим следующую ситуацию.

Воздушная линия 110 кВ соединяет две смежные подстанции А и Б, на обеих подстанциях установлены комплекты дистанционной защиты. При наличии повреждения в начале линии со стороны подстанции А, сработает комплект защиты, установленный на данной подстанции, при этом защита на подстанции Б будет резервировать защиту на подстанции А. В данной случае для защиты А повреждение будет находиться в пределах работы первой ступени, для защиты Б в пределах второй ступени.

Исходя из того, что что чем выше ступень, тем выше время срабатывания защиты, следует, что комплект А сработает быстрее, чем комплект защиты Б. При этом в случае отказа комплекта защиты А через время, заданное на срабатывание второй ступени защиты, сработает комплект Б.

В зависимости от протяженности линии и конфигурации участка энергосистемы для надежной защиты линии подбирается нужное количество ступеней и соответствующая им зона действия.

Как и упоминалось выше, на каждую из ступеней защиты устанавливается свое время срабатывания. В данном случае, чем дальше от подстанции будет повреждение, тем выше уставка времени срабатывания защиты. Таким образом, обеспечивается селективность работы защит на смежных подстанциях.

Существует такое понятие, как ускорение защиты. Если выключатель линии отключился действием дистанционной защиты, то, как правило, одна из ее ступеней ускоряется (сокращается время ее срабатывания) в случае ручного или автоматического повторного включения выключателя.

Дистанционная защита, по принципу работы, выполняет контроль значений сопротивления линии в реальном времени. То есть определение расстояния до места повреждения осуществляется косвенным способом – каждое значение сопротивления линии соответствует значению дистанции до места повреждения.

Таким образом, в случае возникновения междуфазного короткого замыкания на линии электропередач, ДЗ сравнивает значения сопротивления, которые фиксирует в данный момент времени измерительный орган защиты с заданными диапазонами сопротивлений (зонами действия) для каждой из ступеней.

Если по той или иной причине на устройства ДЗ не будет приходить напряжение с ТН-110 кВ, то при достижении определенного значения тока нагрузка защита сработает ложно, обесточив линию электропередач фактически при отсутствии каких-либо повреждений. Для предотвращения подобных ситуаций в устройствах ДЗ предусмотрена функция контроля наличия цепей напряжения, в случае отсутствия которых защита автоматически блокируется.

Также дистанционная защита блокируется в случае возникновения качаний в энергосистеме. Качания возникают при нарушении синхронной работы генератора на том или ином участке энергосистемы. Данное явление сопровождается увеличением тока и снижением напряжения в электрической сети. Для устройств релейной защиты, в том числе ДЗ, качания в энергосистеме воспринимаются как короткое замыкание. Данные явления различаются по скорости изменения электрических величин.

При коротком замыкании изменение тока и напряжения происходит мгновенно, а при возникновении качаний – с небольшой задержкой. На основании этой особенности дистанционная защита имеет функцию блокировки, которая осуществляет блокировку защиты в случае возникновения качаний в энергосистеме.

При возрастании тока и падения напряжения на защищаемой линии блокировка разрешает работу ДЗ на время, достаточное для срабатывания одной из ступеней защиты. Если электрические величины (ток линии, напряжение, сопротивление линии) в течение этого времени не достигли границ заданных уставок защиты, блокировочный орган блокирует защиту. То есть блокировка ДЗ дает сработать защите в случае возникновения реального повреждения, но блокирует защиту в случае возникновения качаний в энергосистеме.

Какие устройства выполняют функцию дистанционной защиты в электрических сетях

Примерно до начала 2000-х годов функцию всех устройств релейной защиты и автоматики, в том числе и функцию дистанционной защиты, выполняли устройства, построенные на реле электромеханического принципа действия.

Одним из наиболее распространенных блоков, построенных на электромеханических реле, является устройства дистанционной защиты ЭПЗ-1636, ЭШЗ 1636, ПЗ 4М/1 и др.

На смену вышеприведенным устройствам пришли многофункциональные микропроцессорные терминалы защит, которые выполняют функцию нескольких защит линии 110 кВ, в том числе и дистанционную защиту линии.

Что касается конкретно дистанционной защиты, то использование микропроцессорных устройств для ее реализации значительно повышает точность ее работы. Также существенным преимуществом является наличие на микропроцессорных терминалах защит функции определения места повреждения (ОМП) – вывод на дисплей расстояния до места повреждения линии, которое фиксирует дистанционная защита. Расстояние указывается с точностью до десятых километра, что позволяет значительно упростить поиск повреждения на линии ремонтными бригадами.

В случае использования комплектов дистанционной защиты старого образца процесс поиска повреждения на линии значительно усложняется, так как на защитах электромеханического типа нет возможности фиксации точного расстояния до места повреждения.

В качестве альтернативы для возможности определения точного расстояния до места повреждения на подстанциях устанавливаются регистраторы аварийных процессов (ПАРМА, РЕКОН, Бреслер и др.), которые фиксируют события на каждом отдельном участке электрической сети.

Если возникнет повреждение на одной из линий электропередач, то регистратор аварийных процессов выдаст информацию о характере повреждения и удаленности его от подстанции с указанием точного расстояния.

Телеграмм канал для тех, кто каждый день хочет узнавать новое и интересное: Школа для электрика

Если Вам понравилась эта статья, поделитесь ссылкой на неё в социальных сетях. Это сильно поможет развитию нашего сайта!

Не пропустите обновления, подпишитесь на наши соцсети:

9. Дистанционные защиты

В сетях сложной конфигурации с большим числом источников питания обеспечить се­лективное отключение повреждений с помощью простых направленных защит не удается. Дифференциальные защиты на ЛЭП также имеют ограниченное применение, что связано с их особенностями. Один из способов защиты сложных систем — использование дистанцион­ных защит (ДЗ). Дистанционной называется защита, время действия которой зависит от рас­стояния (дистанции) между местом установки защиты и точкой к.з. Выдержка времени на­растает в зависимости от увеличения расстояния до точки к.з.

При таком принципе ближайшая к месту к.з. защита всегда будет иметь меньшую вы­держку времени. ДЗ всегда выполняются направленными.

На рисунке 60 представлена условная схема замещения линии электропередачи. Слева изображен источник питания, представляемый ЭДС системы E_с и эквивалентным сопро­тивлением энергосистемы Z_c. Справа от ЛЭП изображено сопротивление Z_нaгp, выпол­няющее роль потребителя мощности. В нормальном режиме в месте установки реле сопро­тивления протекает ток Iн.р , a TV измеряет напряжение U_н.р „ на шинах. Отношение напря­жения к току характеризует общее (эквивалентное) сопротивление всего участка изображен­ной сети в нормальном режиме

По величине >>Z_c + Z_ЛЭП , и общее комплексное сопротивление имеет актив­но-индуктивный характер, причем активная составляющая сопротивления больше, чем реак­тивная. Это связано с тем, что обычно Р_нагр > Q_нагр. При возникновении к.з. сопротивле­ние Z_нaгp шунтируется, происходит снижение напряжения U_кз и резкое увеличение тока I_кз. Эквивалентное сопротивление участка значительно снижается за счет отсекания Z_нaгp и части Z_лэп, при этом

Рис. 60. Условная схема замещения ЛЭП

таким образом, значительно уменьшается по модулю в сравнении с, и так как для элементов энергосистемы обычно выполняется условиеR < X, то Z_K3 поворачивается отно­сительно Z_н.р, как это изображено на рис. 61.

Если к.з. является трехфазным и металлическим, то остаточное напряжение на шинах подстанции U_кз будет зависеть от расстояния до точки к.з. в соответствии с графиком, приведенным на рис. 62, так как на каждом ки­лометре ЛЭП происходит падение напряжения на величину , гдеZ₀ — удельное сопротивление ЛЭП, Ом/1 км.

Рис. 62. Напряжение вдоль ЛЭП при к.з.

Таким образом, принцип действия ДЗ основан на резком сни­жении сопротивления при к.з. В связи с тем, что при к.з. напряжение снижается, а ток увеличи­вается, ДЗ получаются более чувствительными, чем токовые, т.к. реагируют на изменение сра­зу двух параметров — тока и напряжения. Причем сопротивление при к.з. уменьшается в не­сколько раз больше по сравнению с уменьшением напряжения или увеличением тока.

Основной элемент ДЗ — дистанционный орган, определяющий удаленность к.з. от места установки защиты. В качестве его используют реле сопротивления, реагирующее чаще всего на полное сопротивление . Выполнение реле активного или реактивного со­противления сложнее и не имеет особых достоинств при применении в ДЗ.

Для обеспечения селективности:

— ДЗ выполняются направленными, для этого применяется реле направления мощности или направленное реле сопротивления:

— выдержки времени у защит, работающих при одном направлении мощности, согласуются между собой. Выдержка времени защиты при к.з. за пределами защищаемой линии на Δt больше, чем на соседней.

Для реле сопротивления, используемого в дистанционных защитах, наиболее наглядно изо­бражает на плоскости рабочую и нерабочую зоны характеристика срабатывания.

Рис 63. Характеристика срабатывания реле сопротивления.

Характеристикой срабатывания реле сопротивления называется зависимостьРеле сопротивления подключено к трансформаторам тока и н

Рис. 64. Характеристики для направленных реле сопротивления

апряжения. Если измеряемое сопротивлениепопадает внутрь характеристики срабатывания реле, изображаемой в координатах (R, jX) — рис. 63, то оно замыкает свои контакты, если не попада­ет, то контакты реле остаются разомкнутыми. Если место уста­новки защиты совместить с началом координат, то для ненаправленного реле полного сопротивления будет иметь вид окружности (рис. 63), радиус которойZ = Z_Cp выставлен на реле сопротивления. Таким образом, характеристика представляет собой гео­метрическое место точек, удовлетворяющих условию. Приреле работа­ет, при— не работает. Следовательно, реле сопротивления является реле мини­мального действия, которое срабатывает при уменьшении воздействующей величины. Ха­рактеристики срабатывания направленного реле имеют вид, показанный на рис. 64.

Для всех реле сопротивления необходимо выполнение следующих требований:

1. Быстродействие, чтобы мгновенная ступень отключала к.з. как можно быстрее.

2. Точность работы реле не должно отличаться отболее, чем на 10%. Это

требование обеспечивает стабильность зон ДЗ.

3. Высокое значение

Зависимость выдержки времени защиты t=f() может возрастать плавно или ступенчато (рис. 65).

Технически наиболее просто выполнена ступенчатая зависимость. Дистанционные за­шиты, используемые в энергосистемах, имеют 3 или 4 ступени.

Рис. 65. Зависимость t=f()

еле сопротивления, основной элемент ДЗ, выполняются электромеханическими, стати­ческими или на интегральных микросхемах. Принцип действия всех разновидностей реле ос­нован на сравнении нескольких напряжений, которые являются функциями напряжения и тока.

Так, например, можно сравнить по величине, по модулю или сдвигу фаз два напряжения:

;.

Изменение коэффициентов k позволя­ет получать различные характеристики срабатывания реле (круговые, эллиптиче­ские и т.п.).

Рассмотрим подробнее некоторые из способов выполнения реле сопротивления.

Например, реле сопротивления с направленной характеристикой, сделанное на балансе на­пряжений (рис. 66). На данном принципе основаны реле КРС-1, КРС-2, используемые в па­нели защиты линий серии ЭПЗ.

Напряжения U_I и U_II для рассматриваемого реле имеют вид

;

,

причем k₁ — коэффициент трансформации автотрансформатора TV1; k₂=k₃=k — коэффици­енты трансформации TAV1, TAV2.

Рис. 66. Направленное реле сопротивления со схемой сравнения на балансе напряжений

втотрансформаторTV1 подключается к вторичным обмоткам трансформатора напря­жения TV. Напряжение k₁U_p подается на вход выпрямительного моста VS1.

TAV1, TAV2- трансреакторы, на первичные обмотки которых подается ток I_р. Величина Е = —jkI_p снимается со вторичной обмотки трансреактора и подается на схему сравнения.

Вторичные обмотки TV1 и TAV1 включены встречно и . НапряженияU_I и U_II подаются на выпрямительные мосты VS1 и VS2 соответственно. Далее выпрямлен­ные напряжения исравниваются на исполнительном органе реле (ИО). В качестве ИО может быть использовано поляризованное реле или высокочувствительное магнитоэлек­трическое реле. Условие срабатывания ИО, что соответствует изменению тока и напряжения при к.з. Начало действия реле соответствует условию

или .

Разделив обе части последнего равенства на k₁I_p, получим .

Если учесть, что , то получими обозначим радиус. Тогда векторk/k₁ определяет положение центра окружности относительно начала координат с за­данной величиной Z_yст. Следовательно, данное реле — направленное реле сопротивления. Уставка срабатывания регулируется изменением коэффициентов k и k₁. Максимальное зна­чение Z_cp.max получается при значении угла .

При трехфазных и двухфазных к.з. в месте установки защиты U_p = 0 и реле сопротив­ления может не сработать. Сопротивление Z_K3 попадает в данном случае на пограничную кривую . Для того чтобы реле сопротивления работало при данных к.з., в реле введен контур подпитки — трансформаторTV2. Он имеет одну первичную обмотку и две вто­ричных (рис. 66), с которых ЭДС подпитки Е_п подается на оба выпрямительных моста VS1 и VS2. Отсюда

;

В случае двухфазного к.з. АВ в месте установки защиты U_p = 0. Если включить Е_п на U_C, то в реле подается Е_п ≠ 0, и реле сработает.

При трехфазных к.з. все напряжения равны нулю и Е_п существует за счет разрядного тока конденсатора С, что также позволяет реле сопротивления сработать.

Условие работы реле сопротивления можно записать следующим образом:

.

Рис. 67. Зависимость .

еле сопротивления работают с погрешностью, т.е.- действительное значениеZ_cp отличается от установленного Z_yст. Основными причинами этого являются

механические моменты реле ИО и другие факторы, ограничивающие чувствительность кон­струкций реле, а также нелинейность магнитопроводов и выпрямителей реле. Характер зави­симости приведен на рис. 67.

Отличие Z_cp от _Zyст особенно значительно при малых и больших значениях I_р. Если U_p = 0, то реле сработает только в случае . При увеличенииI_р величина ΔZ уменьшается. При больших значениях I_р величина ΔZ снова возрастает. Из графика видно, что существует область токов I_р, при которых отличие Z_cp от Z_yст практически отсутству­ет, т.е. работает с минимальной погрешностью .

Принято, что в эксплуатации отличие Z_yст от Z_cp не должно превышать 10%.

Токи, при которых величина , называются токами точной работы. На графике (см. рис. 67) указаны токии. Если, то реле замеряет сопро­тивление с погрешностью меньше 10%. Желательно, чтобы диапазон изменения токов при к.з. в сети соответствовал зоне.

Рассмотрим в качестве примера расчет уставок трехступенчатой дистанционной защи­ты. График согласования защит приведен на рис. 68.

Рис. 68. График согласования по времени ступеней дистанционной защиты

I зона ДЗ1 охватывает часть Л1. Уставка по сопротивлению I зоны рассчитывается с учетом погрешностей в работе реле сопротивления (ΔZ) и . Для того чтобыI зона не выходила за пределы Л1 — Z_C3 < Z_ЛЭП .

I ступень ДЗ — мгновенная, и зависит от времени замыкания контактов реле сопро­тивления и промежуточных реле:.

II зона Д31 охватывает всю Л1 и часть линии подстанции А. II зона Д31 захватывает также часть Л1 и является для нее резервной. По сопротивлению и по времени II зона ДЗ 1 согласуется с I зоной Д32:

,

где k_н =0,85, k_тр — коэффициент токораспредсления, который учитывает различие тока, протекающего по реле защиты и тока в месте к.з. при сложной конфигурации сети; , где I_кз — суммарный ток к.з. при к.з. в точке К1, I_р — ток, протекающий по реле защиты 1 при расчетном к.з. в точке К1.

Для надежного действия реле сопротивление II зоны должно быть на 35-40% больше, чем Z_Л1. Условием обеспечивается селективное отключение повреждений в начале Л2.

III зона. Протяженность III зоны зависит от чувствительности реле сопротивления, на которых установка выбирается по условию отстройки от нагрузочных режимов:

, где k_н=1,2; k_в=1,15;

Рис. 69. Упрощенная схема трехступенчатой дистанционной защиты

Время действия .

III зона должна по возможности охватывать линии Л1 и Л2.

Схема трехступенчатой дистанционной защиты приведена на рис. 69.

Обозначения, принятые на схеме: БН — блокировка от нарушения цепей напряжения; ПО — пусковой орган; ОМ — орган направления мощности; ДО1, ДОИ — дистанционные органы I и II ступеней (зон); БК — блокировка от качаний; КТН, КТШ — орган выдержки времени II и III зон; KL — выходное реле защиты; KHI, KHII, КНШ — сигнальные реле I, II и Ш зон.

Найденные Z_сз устанавливаются следующим образом:

ДОI; ДОII;  ПО.

При к.з. в I зоне работают ПО, ДOI и ДОII, т.к. , сигнал на от­ключение подается через БК без выдержки времени.

При к.з. во II зоне и ДОI не работает, отключение происходит со временем действия II зоны.

При к.з. в III зоне и, поэтому работает только ПО и отключение линии происходит со временем(как и у МТЗ).

Наличие БН необходимо, т.к. при обрыве цепей напряжения U_p = 0, и это может быть воспринято защитой как трехфазное или двухфазное к.з. в месте установки защиты, поэтому устройство БН выводит защиту из действия при обрыве цепей напряжения. При снижении и„ в результате к.з. БН не должно препятствовать работе защиты. Это достигается специ­альной схемой подключения БН к трансформаторам напряжения.

БК выводит I зону защиты из действия при возникновении качаний. Подробно данный вопрос будет рассмотрен ниже.

Большое значение для правильной работы защиты имеет точная и правильная работа дистанционных органов защиты. Их назначение — измерять расстояние от места установки защиты до точки к.з. Как правило, на дистанционных органах выставляется уставка по со­противлению I и II зон.

При выборе схемы включения дистанционных органов необходимо:

— чтобы Z_p на зажимах реле было пропорционально расстоянию _кз до места к.з.;

— Z_p не зависел от вида к.з. и режима работы сети, что обеспечивает стабильность зон при различных видах к.з.

Для выполнения этих требований включение реле выполняется на ток и напряжение петли к.з., а именно дистанционный орган включается на линейное напряжение (U_AB) и разность соответствующих фазных токов (I_A — I_B).

При трехфазном к.з. все напряжения одинаковы и равны падению напряжения в соот­ветствующих фазах от места установки защиты до точки к.з.:

.

Ток реле , т.к. I_р — разность фазных токов.

Замер .

Напряжение равно падению напряжения в петле к.з., т.е.

,

отсюда

Следовательно, замер Z_p не зависит от вида к.з. при данной схеме включения.

Уставка III зоны ДЗ по сопротивлению выставляется на пусковых органах. Схема включения пусковых органов может быть такой же, как и дистанционных, а если одной из задач пусковых органов является определение вида к.з., то пусковые органы включают на линейное напряжение и фазный ток, например, U_AB и I_A.

Подобная схема включения используется в схемах, где дистанционный орган переключается на разные токи и на­пряжения в зависимости от вида возникшего к.з. Поскольку выбирается по условию отстройки отZраб.min, то на сильно загруженных линиях эта величина может быть соизме­рима с Z_кз . Для увеличения чувствительности пусковых орга­нов используют направленное реле сопротивления (рис. 70).

При металлических к.з. угол _кз близок к углу _мч (угол максимальной чувствительности — это угол, при котором значение Z_cp достигает максимального значения), а в нагрузочных режимах _нагр < _кз, по­этому, если Z_нагр близок к Z_кз за счет увеличения _кз, Z_кз попадает в зону работы реле.

Следует отметить, что существуют причины, искажающие замеры дистанционных ор­ганов, связанных с влиянием переходного сопротивления дуги, которое определяется по эм­пирической формуле, Ом:

,

где _дуги=м,I_дуги=A

Рис. 70. Характеристика срабатывания направленного репе сопротивления

Дистанционные защиты являются основными защитами ЛЭП 35; 110 кВ. На ЛЭП 220 кВ и 500 кВ они используются как резервные.

ПУЭ. Правила устройства электроустановок. Издание 7

3.2.2. Электроустановки должны быть оборудованы устройствами релейной защиты, предназначенными для:

а) автоматического отключения поврежденного элемента от остальной, неповрежденной части электрической системы (электроустановки) с помощью выключателей; если повреждение (например, замыкание на землю в сетях с изолированной нейтралью) непосредственно не нарушает работу электрической системы, допускается действие релейной защиты только на сигнал.

б) реагирования на опасные, ненормальные режимы работы элементов электрической системы (например, перегрузку, повышение напряжения в обмотке статора гидрогенератора); в зависимости от режима работы и условий эксплуатации электроустановки релейная защита должна быть выполнена с действием на сигнал или на отключение тех элементов, оставление которых в работе может привести к возникновению повреждения.

3.2.3. С целью удешевления электроустановок вместо автоматических выключателей и релейной защиты следует применять предохранители или открытые плавкие вставки, если они:

• могут быть выбраны с требуемыми параметрами (номинальные напряжение и ток, номинальный ток отключения и др.);
• обеспечивают требуемые селективность и чувствительность;
• не препятствуют применению автоматики (автоматическое повторное включение — АПВ, автоматическое включение резерва — АВР и т. п.), необходимой по условиям работы электроустановки.

При использовании предохранителей или открытых плавких вставок в зависимости от уровня несимметрии в неполнофазном режиме и характера питаемой нагрузки следует рассматривать необходимость установки на приемной подстанции защиты от неполнофазного режима.

3.2.4. Устройства релейной защиты должны обеспечивать наименьшее возможное время отключения КЗ в целях сохранения бесперебойной работы неповрежденной части системы (устойчивая работа электрической системы и электроустановок потребителей, обеспечение возможности восстановления нормальной работы путем успешного действия АПВ и АВР, самозапуска электродвигателей, втягивания в синхронизм и пр.) и ограничения области и степени повреждения элемента.

3.2.5. Релейная защита, действующая на отключение, как правило, должна обеспечивать селективность действия, с тем, чтобы при повреждении какого-либо элемента электроустановки отключался только этот поврежденный элемент.

Допускается неселективное действие защиты (исправляемое последующим действием АПВ или АВР):

а) для обеспечения, если это необходимо, ускорения отключения КЗ (см. 3.2.4);

б) при использовании упрощенных главных электрических схем с отделителями в цепях линий или трансформаторов, отключающими поврежденный элемент в бестоковую паузу.

3.2.6. Устройства релейной защиты с выдержками времени, обеспечивающими селективность действия, допускается выполнять, если: при отключении КЗ с выдержками времени обеспечивается выполнение требований 3.2.4; защита действует в качестве резервной (см. 3.2.15).

3.2.7. Надежность функционирования релейной защиты (срабатывание при появлении условий на срабатывание и несрабатывание при их отсутствии) должна быть обеспечена применением устройств, которые по своим параметрам и исполнению соответствуют назначению, а также надлежащим обслуживанием этих устройств.

При необходимости следует использовать специальные меры повышения надежности функционирования, в частности схемное резервирование, непрерывный или периодический контроль состояния и др. Должна также учитываться вероятность ошибочных действий обслуживающего персонала при выполнении необходимых операций с релейной защитой.

3.2.8. При наличии релейной защиты, имеющей цепи напряжения, следует предусматривать устройства:

• автоматически выводящие защиту из действия при отключении автоматических выключателей, перегорании предохранителей и других нарушениях цепей напряжения (если эти нарушения могут привести к ложному срабатыванию защиты в нормальном режиме), а также сигнализирующие о нарушениях этих цепей;
• сигнализирующие о нарушениях цепей напряжения, если эти нарушения не приводят к ложному срабатыванию защиты в условиях нормального режима, но могут привести к излишнему срабатыванию в других условиях (например, при КЗ вне защищаемой зоны).

3.2.9. При установке быстродействующей релейной защиты на линиях электропередачи с трубчатыми разрядниками должна быть предусмотрена отстройка ее от работы разрядников, для чего:

• наименьшее время срабатывания релейной защиты до момента подачи сигнала на отключение должно быть больше времени однократного срабатывания разрядников, а именно около 0,06-0,08 с;
• пусковые органы защиты, срабатывающие от импульса тока разрядников, должны иметь возможно меньшее время возврата (около 0,01 с от момента исчезновения импульса).

3.2.10. Для релейных защит с выдержками времени в каждом конкретном случае следует рассматривать целесообразность обеспечения действия защиты от начального значения тока или сопротивления при КЗ для исключения отказов срабатывания защиты (из-за затухания токов КЗ во времени, в результате возникновения качаний, появления дуги в месте повреждения и др.).

3.2.11. Защиты в электрических сетях 110 кВ и выше должны иметь устройства, блокирующие их действие при качаниях или асинхронном ходе, если в указанных сетях возможны такие качания или асинхронный ход, при которых защиты могут срабатывать излишне.

Допускается применение аналогичных устройств и для линий ниже 110 кВ, связывающих между собой источники питания (исходя из вероятности возникновения качаний или асинхронного хода и возможных последствий излишних отключений).

Допускается выполнение защиты без блокировки при качаниях, если защита отстроена от качаний по времени (выдержка времени защиты — около 1,5-2 с).

3.2.12. Действие релейной защиты должно фиксироваться указательными реле, встроенными в реле указателями срабатывания, счетчиками числа срабатываний или другими устройствами в той степени, в какой это необходимо для учета и анализа работы защит.

3.2.13. Устройства, фиксирующие действие релейной защиты на отключение, следует устанавливать так, чтобы сигнализировалось действие каждой защиты, а при сложной защите — отдельных ее частей (разные ступени защиты, отдельные комплекты защит от разных видов повреждения и т. п.).

3.2.14. На каждом из элементов электроустановки должна быть предусмотрена основная защита, предназначенная для ее действия при повреждениях в пределах всего защищаемого элемента с временем, меньшим, чем у других установленных на этом элементе защит.

3.2.15. Для действия при отказах защит или выключателей смежных элементов следует предусматривать резервную защиту, предназначенную для обеспечения дальнего резервного действия.

Если основная защита элемента обладает абсолютной селективностью (например, высокочастотная защита, продольная и поперечная дифференциальные защиты), то на данном элементе должна быть установлена резервная защита, выполняющая функции не только дальнего, но и ближнего резервирования, т. е. действующая при отказе основной защиты данного элемента или выведении ее из работы. Например, если в качестве основной защиты от замыканий между фазами применена дифференциально-фазная защита, то в качестве резервной может быть применена трехступенчатая дистанционная защита.

Если основная защита линии 110 кВ и выше обладает относительной селективностью (например, ступенчатые защиты с выдержками времени), то:

• отдельную резервную защиту допускается не предусматривать при условии, что дальнее резервное действие защит смежных элементов при КЗ на этой линии обеспечивается;
• должны предусматриваться меры по обеспечению ближнего резервирования, если дальнее резервирование при КЗ на этой линии не обеспечивается.

3.2.16. Для линии электропередачи 35 кВ и выше с целью повышения надежности отключения повреждения в начале линии может быть предусмотрена в качестве дополнительной защиты токовая отсечка без выдержки времени при условии выполнения требований 3.2.26.

3.2.17. Если полное обеспечение дальнего резервирования связано со значительным усложнением защиты или технически невозможно, допускается:

1) не резервировать отключения КЗ за трансформаторами, на реактированных линиях, линиях 110 кВ и выше при наличии ближнего резервирования, в конце длинного смежного участка линии 6-35 кВ;

2) иметь дальнее резервирование только при наиболее часто встречающихся видах повреждений, без учета редких режимов работы и при учете каскадного действия защиты;

3) предусматривать неселективное действие защиты при КЗ на смежных элементах (при дальнем резервном действии) с возможностью обесточения в отдельных случаях подстанций; при этом следует по возможности обеспечивать исправление этих неселективных отключений действием АПВ или АВР.

3.2.18. Устройства резервирования при отказе выключателей (УРОВ) должны предусматриваться в электроустановках 110-500 кВ. Допускается не предусматривать УРОВ в электроустановках 110-220 кВ при соблюдении следующих условий:

1) обеспечиваются требуемая чувствительность и допустимые по условиям устойчивости времена отключения от устройств дальнего резервирования;

2) при действии резервных защит нет потери дополнительных элементов из-за отключения выключателей, непосредственно не примыкающих к отказавшему выключателю (например, отсутствуют секционированные шины, линии с ответвлением).

На электростанциях с генераторами, имеющими непосредственное охлаждение проводников обмоток статоров, для предотвращения повреждений генераторов при отказах выключателей 110-500 кВ следует предусматривать УРОВ независимо от прочих условий.

При отказе одного из выключателей поврежденного элемента (линия, трансформатор, шины) электроустановки УРОВ должно действовать на отключение выключателей, смежных с отказавшим.

Если защиты присоединены к выносным трансформаторам тока, то УРОВ должно действовать и при КЗ в зоне между этими трансформаторами тока и выключателем.

Допускается применение упрощенных УРОВ, действующих при КЗ с отказами выключателей не на всех элементах (например, только при КЗ на линиях); при напряжении 35-220 кВ, кроме того, допускается применение устройств, действующих лишь на отключение шиносоединительного (секционного) выключателя.

При недостаточной эффективности дальнего резервирования следует рассматривать необходимость повышения надежности ближнего резервирования в дополнение к УРОВ.

3.2.19. При выполнении резервной защиты в виде отдельного комплекта ее следует осуществлять, как правило, так, чтобы была обеспечена возможность раздельной проверки или ремонта основной или резервной защиты при работающем элементе. При этом основная и резервная защиты должны питаться, как правило, от разных вторичных обмоток трансформаторов тока.

Питание основных и резервных защит линий электропередачи 220 кВ и выше должно осуществляться, как правило, от разных автоматических выключателей оперативного постоянного тока.

3.2.20. Оценка чувствительности основных типов релейных защит должна производиться при помощи коэффициента чувствительности, определяемого:

• для защит, реагирующих на величины, возрастающие в условиях повреждений, — как отношение расчетных значений этих величин (например, тока, или напряжения) при металлическом КЗ в пределах защищаемой зоны к параметрам срабатывания защит;
• для защит, реагирующих на величины, уменьшающиеся в условиях повреждений, — как отношение параметров срабатывания к расчетным значениям этих величин (например, напряжения или сопротивления) при металлическом КЗ в пределах защищаемой зоны.

Расчетные значения величин должны устанавливаться, исходя из наиболее неблагоприятных видов повреждения, но для реально возможного режима работы электрической системы.

3.2.21. При оценке чувствительности основных защит необходимо исходить из того, что должны обеспечиваться следующие наименьшие коэффициенты их чувствительности:

1. Максимальные токовые защиты с пуском и без пуска напряжения, направленные и ненаправленные, а также токовые одноступенчатые направленные и ненаправленные защиты, включенные на составляющие обратной или нулевой последовательностей:

• для органов тока и напряжения — около 1,5;
• для органов направления мощности обратной и нулевой последовательности — около 2,0 по мощности и около 1,5 по току и напряжению;
• для органа направления мощности, включенного на полные ток и напряжение, не нормируется по мощности и около 1,5 по току.

Для максимальных токовых защит трансформаторов с низшим напряжением 0,23-0,4 кВ наименьший коэффициент чувствительности может быть около 1,5.

2. Ступенчатые защиты тока или тока и напряжения, направленные и ненаправленные, включенные на полные токи и напряжения или на составляющие нулевой последовательности:

• для органов тока и напряжения ступени защиты, предназначенной для действия при КЗ в конце защищаемого участка, без учета резервного действия — около 1,5, а при наличии надежно действующей селективной резервной ступени — около 1,3; при наличии на противоположном конце линии отдельной защиты шин соответствующие коэффициенты чувствительности (около 1,5 и около 1,3) для ступени защиты нулевой последовательности допускается обеспечивать в режиме каскадного отключения;
• для органов направления мощности нулевой и обратной последовательности — около 2,0 по мощности и около 1,5 по току и напряжению;
• для органа направления мощности, включенного на полные ток и напряжение, не нормируется по мощности и около 1,5 по току.

3. Дистанционные защиты от многофазных КЗ:

• для пускового органа любого типа и дистанционного органа третьей ступени — около 1,5;
• для дистанционного органа второй ступени, предназначенного для действия при КЗ в конце защищаемого участка, без учета резервного действия — около 1,5, а при наличии третьей ступени защиты — около 1,25; для указанного органа чувствительность по току должна быть около 1,3 (по отношению к току точной работы) при повреждении в той же точке.

4. Продольные дифференциальные защиты генераторов, трансформаторов, линий и других элементов, а также полная дифференциальная защита шин — около 2,0; для токового пускового органа неполной дифференциальной дистанционной защиты шин генераторного напряжения чувствительность должна быть около 2,0, а для первой ступени неполной дифференциальной токовой защиты шин генераторного напряжения, выполненной в виде отсечки, — около 1,5 (при КЗ на шинах).

Для дифференциальной защиты генераторов и трансформаторов чувствительность следует проверять при КЗ на выводах. При этом вне зависимости от значений коэффициента чувствительности для гидрогенераторов и турбогенераторов с непосредственным охлаждением проводников обмоток ток срабатывания защиты следует принимать менее номинального тока генератора (см. 3.2.36). Для автотрансформаторов и повышающих трансформаторов мощностью 63 МВ•А и более ток срабатывания без учета торможения рекомендуется принимать менее номинального (для автотрансформаторов — менее тока, соответствующего типовой мощности). Для остальных трансформаторов мощностью 25 МВ•А и более ток срабатывания без учета торможения рекомендуется принимать не более 1,5 номинального тока трансформатора.

Допускается снижение коэффициента чувствительности для дифференциальной защиты трансформатора или блока генератор – трансформатор до значения около 1,5 в следующих случаях (в которых обеспечение коэффициента чувствительности около 2,0 связано со значительным усложнением защиты или технически невозможно):

• при КЗ на выводах низшего напряжения понижающих трансформаторов мощностью менее 80 МВ•А (определяется с учетом регулирования напряжения);
• в режиме включения трансформатора под напряжение, а также для кратковременных режимов его работы (например, при отключении одной из питающих сторон).

Для режима подачи напряжения на поврежденные шины включением одного из питающих элементов допускается снижение коэффициента чувствительности для дифференциальной защиты шин до значения около 1,5.

Указанный коэффициент 1,5 относится также к дифференциальной защите трансформатора при КЗ за реактором, установленным на стороне низшего напряжения трансформатора и входящим в зону его дифференциальной защиты. При наличии других защит, охватывающих реактор и удовлетворяющих требованиям чувствительности при КЗ за реактором, чувствительность дифференциальной защиты трансформатора при КЗ в этой точке допускается не обеспечивать.

5. Поперечные дифференциальные направленные защиты параллельных линий:

• для реле тока и реле напряжения пускового органа комплектов защиты от междуфазных КЗ и замыканий на землю — около 2,0 при включенных выключателях с обеих сторон поврежденной линии (в точке одинаковой чувствительности) и около 1,5 при отключенном выключателе с противоположной стороны поврежденной линии;
• для органа направления мощности нулевой последовательности — около 4,0 по мощности и около 2,0 по току и напряжению при включенных выключателях с обеих сторон и около 2,0 по мощности и около 1,5 по току и напряжению при отключенном выключателе с противоположной стороны;
• для органа направления мощности, включенного на полные ток и напряжение, по мощности не нормируется, а по току — около 2,0 при включенных выключателях с обеих сторон и около 1,5 при отключенном выключателе с противоположной стороны.

6. Направленные защиты с высокочастотной блокировкой:

• для органа направления мощности обратной или нулевой последовательности, контролирующего цепь отключения, — около 3,0 по мощности, около 2,0 по току и напряжению;
• для пусковых органов, контролирующих цепь отключения, — около 2,0 по току и напряжению, около 1,5 по сопротивлению.

7. Дифференциально-фазные высокочастотные защиты:

• для пусковых органов, контролирующих цепь отключения, — около 2,0 по току и напряжению, около 1,5 по сопротивлению.

8. Токовые отсечки без выдержки времени, устанавливаемые на генераторах мощностью до 1 МВт и трансформаторах, при КЗ в месте установки защиты — около 2,0.

9. Защиты от замыканий на землю на кабельных линиях в сетях с изолированной нейтралью (действующие на сигнал или на отключение):

• для защит, реагирующих на токи основной частоты, — около 1,25;
• для защит, реагирующих на токи повышенных частот, — около 1,5.

10. Защиты от замыканий на землю на ВЛ в сетях с изолированной нейтралью, действующие на сигнал или на отключение, — около 1,5.

3.2.22. При определении коэффициентов чувствительности, указанных в 3.2.21, п. 1, 2. 5 и 7, необходимо учитывать следующее:

1. Чувствительность по мощности индукционного реле направления мощности проверяется только при включении его на составляющие токов и напряжений обратной и нулевой последовательностей.

2. Чувствительность реле направления мощности, выполненного по схеме сравнения (абсолютных значений или фаз), проверяется: при включении на полные ток и напряжение по току; при включении на составляющие токов и напряжений обратной и нулевой последовательностей — по току и напряжению.

3.2.23. Для генераторов, работающих на сборные шины, чувствительность токовой защиты от замыканий на землю в обмотке статора, действующей на отключение, определяется ее током срабатывания, который должен быть не более 5 А. Допускается как исключение увеличение тока срабатывания до 5,5 А.

Для генераторов, работающих в блоке с трансформатором, коэффициент чувствительности защиты от однофазных замыканий на землю, охватывающей всю обмотку статора, должен быть не менее 2,0; для защиты напряжения нулевой последовательности, охватывающей не всю обмотку статора, напряжение срабатывания должно быть не более 15 В.

3.2.24. Чувствительность защит на переменном оперативном токе, выполняемых по схеме с дешунтированием электромагнитов отключения, следует проверять с учетом действительной токовой погрешности трансформаторов тока после дешунтирования. При этом минимальное значение коэффициента чувствительности электромагнитов отключения, определяемое для условия их надежного срабатывания, должно быть приблизительно на 20% больше принимаемого для соответствующих защит (см. 3.2.21).

3.2.25. Наименьшие коэффициенты чувствительности для резервных защит при КЗ в конце смежного элемента или наиболее удаленного из нескольких последовательных элементов, входящих в зону резервирования, должны быть (см. также 3.2.17):

• для органов тока, напряжения, сопротивления — 1,2;
• для органов направления мощности обратной и нулевой последовательностей — 1,4 по мощности и 1,2 по току и напряжению;
• для органа направления мощности, включенного на полные ток и напряжение, не нормируется по мощности и 1,2 по току.

При оценке чувствительности ступеней резервных защит, осуществляющих ближнее резервирование (см. 3.2.15), следует исходить из коэффициентов чувствительности, приведенных в 3.2.21 для соответствующих защит.

3.2.26. Для токовых отсечек без выдержки времени, устанавливаемых на линиях и выполняющих функции дополнительных защит, коэффициент чувствительности должен быть около 1,2 при КЗ в месте установки защиты в наиболее благоприятном по условию чувствительности режиме.

3.2.27. Если действие защиты последующего элемента возможно из-за отказа вследствие недостаточной чувствительности защиты предыдущего элемента, то чувствительности этих защит необходимо согласовывать между собой.

Допускается не согласовывать между собой ступени этих защит, предназначенные для дальнего резервирования, если неотключение КЗ вследствие недостаточной чувствительности защиты последующего элемента (например, защиты обратной последовательности генераторов, автотрансформаторов) может привести к тяжелым последствиям.

3.2.28. В сетях с глухозаземленной нейтралью должен быть выбран исходя из условий релейной защиты такой режим заземления нейтралей силовых трансформаторов (т. е. размещение трансформаторов с заземленной нейтралью), при котором значения токов и напряжений при замыканиях на землю обеспечивают действие релейной защиты элементов сети при всех возможных режимах эксплуатации электрической системы.

Для повышающих трансформаторов и трансформаторов с двух- и трехсторонним питанием (или существенной подпиткой от синхронных электродвигателей или синхронных компенсаторов), имеющих неполную изоляцию обмотки со стороны вывода нейтрали, как правило, должно быть исключено возникновение недопустимого для них режима работы с изолированной нейтралью на выделившиеся шины или участок сети 110-220 кВ с замыканием на землю одной фазы (см. 3.2.63).

3.2.29. Трансформаторы тока, предназначенные для питания токовых цепей устройств релейной защиты от КЗ, должны удовлетворять следующим требованиям:

1. В целях предотвращения излишних срабатываний защиты при КЗ вне защищаемой зоны погрешность (полная или токовая) трансформаторов тока, как правило, не должна превышать 10%. Более высокие погрешности допускаются при использовании защит (например, дифференциальная защита шин с торможением), правильное действие которых при повышенных погрешностях обеспечивается с помощью специальных мероприятий. Указанные требования должны соблюдаться:

• для ступенчатых защит — при КЗ в конце зоны действия ступени зашиты, а для направленных ступенчатых защит — также и при внешнем КЗ;
• для остальных защит — при внешнем КЗ.

Для дифференциальных токовых защит (шин, трансформаторов, генераторов и т. п.) должна быть учтена полная погрешность, для остальных защит — токовая погрешность, а при включении последних на сумму токов двух или более трансформаторов тока и режиме внешних КЗ — полная погрешность.

При расчетах допустимых нагрузок на трансформаторы тока допускается в качестве исходной принимать полную погрешность.

2. Токовая погрешность трансформаторов тока в целях предотвращения отказов защиты при КЗ в начале защищаемой зоны не должна превышать:

• по условиям повышенной вибрации контактов реле направления мощности или реле тока — значений, допустимых для выбранного типа реле;
• по условиям предельно допустимой для реле направления мощности и направленных реле сопротивлений угловой погрешности — 50%.

3. Напряжение на выводах вторичной обмотки трансформаторов тока при КЗ в защищаемой зоне не должно превышать значения, допустимого для устройства РЗА.

3.2.30. Токовые цепи электроизмерительных приборов (совместно со счетчиками) и релейной защиты должны быть присоединены, как правило, к разным обмоткам трансформаторов тока.

Допускается их присоединение к одной обмотке трансформаторов тока при условии выполнения требований 1.5.18 и 3.2.29. При этом в цепи защит, которые по принципу действия могут работать неправильно при нарушении токовых цепей, включение электроизмерительных приборов допускается только через промежуточные трансформаторы тока и при условии, что трансформаторы тока удовлетворяют требованиям 3.2.29 при разомкнутой вторичной цепи промежуточных трансформаторов тока.

3.2.31. Защиту с применением реле прямого действия, как первичных, так и вторичных, и защиты на переменном оперативном токе рекомендуется применять, если это возможно и ведет к упрощению и удешевлению электроустановки.

3.2.32. В качестве источника переменного оперативного тока для защит от КЗ, как правило, следует использовать трансформаторы тока защищаемого элемента. Допускается также использование трансформаторов напряжения или трансформаторов собственных нужд.

В зависимости от конкретных условий должна быть применена одна из следующих схем: с дешунтированием электромагнитов отключения выключателей, с использованием блоков питания, с использованием зарядных устройств с конденсатором.

3.2.33. Устройства релейной защиты, выводимые из работы по условиям режима сети, селективности действия или по другим причинам, должны иметь специальные приспособления для вывода их из работы оперативным персоналом.

Для обеспечения эксплуатационных проверок и испытаний в схемах защит следует предусматривать, где это необходимо, испытательные блоки или измерительные зажимы.

Дистанционная защита. Назначение, принцип действия и основные органы защиты

токовых направленных защит, зоны действия отсечек не остаются постоянными. В минимальном режиме работы системы электроснабжения они могут оказаться недостаточными. В сложных сетях максимальная токовая направленная защита не всегда удовлетворяют требованиям селективности и быстродействия. В связи с этим желательно иметь защиту, характеристическая величина которой не зависит от режима работы системы электроснабжения, а время действия защиты определяется только расстоянием от места ее установки до места КЗ. Такой защитой является дистанционная защита, которая реагирует на отношение напряжения к току в месте установки защиты. Это отношение называется сопротивлением на зажимах реле защиты. При соответствующем включении реле это сопротивление пропорционально расстоянию от места установки защиты до места КЗ и не зависит от режима работы системы электроснабжения. В измерительных органах защиты используют измерительные реле сопротивления.

Дистанционная защита обычно выполняется трехступенчатой с относительной селективностью. Параметрами каждой ступени являются длина защищаемой зоны и время срабатывания. По характеристикам выдержек времени ее первая, вторая и третья ступени аналогичны соответствующим ступеням токовой защиты. Это иллюстрируется графиками (рис.21.1,а). Защита А1 имеет характеристику 1, защита А2 — характеристику 2, защита A3 — характеристику 3. При КЗ в точке К1 приходят в действие защиты А1 и А2, но повреждение отключает ближайшая к нему защита А2, т.к. она имеет меньшую выдержку времени. Если КЗ возникает в точке К2, то оно отключается ближайшей к нему защитой A3.

На линях с двухсторонним питанием дистанционная защита выполняется направленной, а выдержки времени соответствующих ступеней защиты выбираются, как и у токовой направленной защиты, по встречно-ступенчатому принципу (рис.21.1,г). Селективное действие могут обеспечивать также дистанционные защиты с непрерывно зависимыми (рис.21.1,б) и комбинированными (рис.21.1,в) характеристиками.

Основные органы защиты. Функциональная схема дистанционной направленной трехступенчатой защиты показана на рис.21.2,а. Каждая ступень защиты содержит измерительный орган. У первой и второй ступеней — это ненаправленные или направленные реле сопротивления — дистанционные органы KZ1I и KZ2II. Измерительный орган третьей ступени — реле КАIII (KZIII) — является одновременно пусковым органом всей защиты. Он срабатывает при повреждении в любой зоне и осуществляет пуск защиты (например, замыкает цепь оперативного тока). Пусковым органом дистанционной защиты могут быть или максимальное реле тока (КАIII), или минимальное реле сопротивления (KZIII). Они должны иметь высокую чувствительность, не действовать при максимальной нагрузке и по возможности не действовать при качаниях.

Рис. 21.1. Характеристики выдержек времени дистанционной защиты.

Простота пускового органа тока обуславливает его применение в дистанционных защитах сетей напряжением до 35 кВ. При включении на токи фаз пусковой орган реагирует на токи нагрузки и качаний так же, как и на токи повреждений, поэтому пусковой орган включается на ток обратной последовательности. При этом чувствительность защиты повышается. Действие такой защиты при трехфазных КЗ обеспечивается благодаря кратковременной несимметрии в начальный момент возникновения КЗ

Использование пускового органа сопротивления позволяет повысить чувствительность защиты, так как, реагируя на отношение U_p/I_p=Z_p, он более четко отличает перегрузки (Z_pуменьшается незначительно) от КЗ (Z_p уменьшается заметнее). Пусковой орган полного сопротивления применяется в защитах линий напряжением 35 кВ и коротких малозагруженных линий напряжением 110 кВ и выше. Сопротивление на зажимах реле в рабочем режиме Z_p.paб соизмеримо с сопротивлением линии Z_Л, поэтому пусковой орган полного

Похожие материалы

• Дистанционная защита: Методические указания к лабораторной работе № 21 по релейной защите
• Дифференциальная защита трансформатора: Методические указания к лабораторной работе № 23 по релейной защите
• Измерение напряжений, токов, углов сдвига фаз и снятию векторных диаграмм прибором ВАФ-85: Методические указания к лабораторной работе № 9 по релейной защите