Проект релейной защиты воздушной линии электропередачи напряжением 500 кВ ПС Амурская – ПС Хабаровская

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

1. Исходные данные для расчета

2. Расчет токов короткого замыкания

2.1 Определение параметров схемы замещения

2.2 Расчет токов максимального и минимального режимов

3. Выбор устройств защиты

4. Расчет параметров срабатывания защит и автоматики

4.1 Выбор параметров срабатывания ДЗЛ

4.2 Выбор параметров срабатывания дистанционной защиты

4.3 Выбор параметров срабатывания токовой направленной защиты нулевой последовательности (ТНЗНП) от КЗ на землю

4.4 Выбор параметров АПВ

Выводы

Список использованной литературы



1. Исходные данные для расчета

Структурная схема защищаемой линии электропередачи 500 кВ "Амурская - Хабаровская" представлена на рисунке 1.

Рисунок 1. Структурная схема защищаемой линии.

Общая длина защищаемой линии электропередачи составляет 589,4 км.

Защищаемая линия электропередачи по всей длине выполнена с применением опоры типа ПБ-1. Фазы линии электропередачи по всей своей длине выполнены расщепленным проводом 3xАС-330/43.

На линии электропередачи используется четыре грозозащитных троса, выполненных проводами АС-70/72. Заземление грозозащитных тросов выполнено по концам линии. Сопротивление заземления нулевой последовательности грозозащитного троса составляет

.

Сопротивление системы С1со стороны "Амурская":



Сопротивление системы С2 со стороны "Хабаровская":

Эквивалентная глубина расположения обратного провода: .



2. Расчет токов короткого замыкания

2.1 Определение параметров схемы замещения

1. Расчет удельных параметров воздушной ЛЭП 500 кВ "Амурская - Хабаровская".

Расчет удельных параметров линии электропередачи выполним согласно [1].

Расчет токов коротких замыканий будет выполняться в базисе фазных координат, поэтому расчет удельных параметров выполним с учетом их несимметрии.

Расположение фазных проводов и грозозащитных тросов для опоры ПБ-1 представлено на рисунке 2.

Рисунок 2. Расположение фазных проводов и грозозащитных тросов на опоре ПБ-1.

Эквивалентный радиус провода фазы с учетом поверхностного эффекта равен:

где k=0,89;

- радиус провода АС-330/43;

- среднее геометрическое расстояние между проводами одной фазы.

Эквивалентный радиус провода троса с учетом поверхностного эффекта равен:

0,0069 м.

где - радиус провода АС-70/72.

Сопротивление линии фазный провод-земля вычисляется по формуле:

;

где Ом/км - удельное активное сопротивление проводов фазы, выполненных расщепленным проводом 3xАС-330/43;

Ом/км - сопротивление, учитывающее потери активной мощности в земле от протекающего в ней тока;

Ом/км - эквивалентная глубина расположения обратного провода.

Аналогично рассчитывая, получим сопротивление линии трос-земля:

;

где (Ом/км) - удельное активное сопротивление провода АС-70/72.

Сопротивление взаимоиндукции проводов двух линий провод-земля вычисляется по формуле:



;

Где

D - расстояние между двумя линиями провод-земля.

Согласно рисунку 2, . Тогда:

Ом/км.

Аналогично рассчитывая, получим:

Ом/км;

Ом/км;

Ом/км;

Ом/км;

Ом/км;

Удельное сопротивление прямой последовательности равно:

Ом/км;

Удельное сопротивление нулевой последовательности равно:



Ом/км;

Удельное собственное сопротивление нулевой последовательности эквивалентного троса равно:

Ом/км;

где м - расстояние между троссами.

Сопротивление взаимоиндукции нулевой последовательности провод-эквивалентный трос равно:

Ом/км;

где =9,1 м - среднее геометрическое расстояние между проводами фаз и эквивалентным тросом.

Примем стрелу провеса провода f = 7 м. Тогда расчетная высота проводов равна:

м;



Собственные потенциальные коэффициенты равны:

где - расстояние между проводом или тросом и его зеркальным отражением.

м;

м;

м;

;

.

Аналогично рассчитывая, получим:

.

Взаимные потенциальные коэффициенты равны:

;

где - расстояние между проводом или тросом i и зеркальным отражением провода или троса j;

- расстояние между проводами и тросами.



;

м.

м.

.

Аналогично рассчитывая, получим:

;

;

;

;

.

Потенциальные коэффициенты прямой и нулевой последовательности равны:

С учетом тросов и их симметричного расположения к фазным проводам:

.



Модуль емкостной проводимости равен:

;

Получим:

См/км;

См/км;

См/км;

См/км;

См/км;

См/км;

См/км;

См/км;

См/км;

См/км;

См/км;

Суммарное сопротивление линии прямой последовательности равно:

Ом;

Суммарное сопротивление линии нулевой последовательности равно:

Ом;



Суммарное сопротивление троса нулевой последовательности равно с учетом сопротивления заземления:

Ом;

Суммарное сопротивление линии нулевой последовательности с учетом тросов равно:

;

.

Суммарная емкостная проводимость линии прямой последовательности равна:

См;

Суммарная емкостная проводимость линии нулевой последовательности с учетом тросов равна:

См;

2. Расчет параметров схемы замещения автотрансформаторов, установленных на ПС Хабаровская.

К шинам 500 кВ ПС Хабаровская подключено два автотрансформатора типа АОДЦТН-167000/500/220 со следующими каталожными данными:

Sном = 167 МВА

Sнн = 83 МВА



Uном.ВН = 500/v3 кВ

Uном.СН = 230/v3 кВ

Uном.НН =20 кВ

Uk, В-С = 11%; Uk, В-Н = 35%; Uk, С-Н = 21,5 %.

При расчете параметров схемы замещения автотрансформатора для расчета токов короткого замыкания не учитываются активные сопротивления и ток намагничивания, ввиду их незначительной величины.

Сопротивления ветвей трехлучевой схемы замещения автотрансформатора равны:

Ом;

Ом;

Ом;

2.2 Расчет токов максимального и минимального режимов

1. Расчет нормального режима работы электрической сети

Примем модули напряжений на концах линии равными 515 кВ, максимальную фазу между ЭДС систем равной 30?. Тогда максимальный рабочий ток линии равен:



А.

Определение утроенных значений токов нулевой последовательности в цикле ОАПВ на защищаемой линии выполним на ЭВМ, принимая максимальное расхождение между ЭДС систем в этом режиме равным 30?.

2. Расчет режимов коротких замыканий.

Расчетными точками КЗ являются начало и конец защищаемой линии, а так же удаленные концы смежных элементов сети.

Расчет режимов коротких замыканий выполним на ЭВМ в базисе фазных координат. За особую принята фаза А. Результаты расчетов представлены в таблице 1 и 2. Значения токов в таблице даны в амперах.

Таблица 1

Значение токов короткого замыкания при КЗ на шинах 500 кВ ПС Хабаровская

	Место наблюдения
	На шинах ПС Амурская	На шинах ПС Хабаровская
	Режим системы	I1	I2	I0	IA	IB	IC	I1	I2	I0	IA	IB	IC
K(3)	Макс	998,01	0	0	998,01	998,01	998,01	4424,7	0	0	4424,7	4424,7	4424,7
	Мин	173,96	0	0	173,96	173,96	173,96	1127,8	0	0	1127,8	1127,8	1127,8
K(2)	Макс	578,61	419,49	0	159,64	861,59	874,32	2212,3	2212,3	0	0	3831,2	3831,2
	Мин	113,65	60,6	0	54	148,29	157,67	563,89	563,89	0	0	976,68	976,68
K(1,1)	Макс	715,14	282,92	226,42	656,62	822,38	906,26	2933,7	1492,1	1444,9	0	4520,9	4280,5
	Мин	147,91	26,2	135,08	256,51	155,36	180,25	884,39	243,39	641,01	0	1367,5	1367,5
K(1)	Макс	435,74	276,93	228,87	939,25	176,36	208,61	1460,5	1460,5	1460,5	4381,4	0	0
	Мин	104,07	50,9	99,86	254,26	38,8	63,35	473,92	473,92	473,92	496,55	78,7	69,4

Таблица 2

Значение токов короткого замыкания при КЗ на шинах 500 кВ ПС Амурская

	Место наблюдения
	На шинах ПС Амурская	На шинах ПС Хабаровская
	Режим системы	I1	I2	I0	IA	IB	IC	I1	I2	I0	IA	IB	IC
K(3)	Макс	3132,8	0	0	3132,8	3132,8	3132,8	1167,7	0	0	1167,7	1167,7	1167,7
	Мин	857,09	0	0	857,09	857,09	857,09	616,16	0	0	616,16	616,16	616,6
K(2)	Макс	1566,4	1566,4	0	0	2713,1	2713,1	504,57	663,27	0	159,64	1022,9	1005,8
	Мин	428,55	428,55	0	0	742,26	742,26	281,29	334,9	0	54	537,47	531,09
K(1,1)	Макс	2119,7	1013,7	1107,8	0	3256,2	3105,1	739,07	429,25	257,64	569,25	983,66	1048,3
	Мин	675,3	181,81	493,52	0	1044,1	1052,5	474,08	142,08	156,39	486,4	503,6	563,91
K(1)	Макс	1075,5	1075,5	1075,5	3226,4	0	0	297,53	455,4	250,13	1001,1	201,14	181,23
	Мин	361,9	361,9	361,9	1085,7	0	0	229,2	282,82	114,68	624,8	154,44	150,93

3. Выбор устройств защиты

Согласно [2], на каждой ЛЭП 500 кВ должен устанавливаться комплекс, состоящий не менее чем из двух комплектов (основного и резервного) релейной защиты от всех видов КЗ. Необходимо рассмотреть следующие варианты:

1. Дифференциально-фазная защита и комплект ступенчатых защит (дистанционная и токовая направленная защита нулевой последовательности) с передачей разрешающих сигналов.

2. Продольная дифференциальная защита и комплект ступенчатых защит (дистанционная и токовая направленная защита нулевой последовательности) с передачей разрешающих сигналов.

3. Два комплекта ступенчатых защит с передачей блокирующего (первый комплект) и разрешающего (второй комплект) сигналов.

Применение двух комплектов защит на одинаковых принципах (3 вариант) снижает надежность работы защиты. Применение ДФЗ (1 вариант) ограничено сложностью ее реализации и расчета, числом свободных ВЧ-каналов в энергосистеме и отказом работы защиты при сложных повреждениях.

Примем в качестве основной защиты линии - продольную дифференциальную защиту (ДЗЛ), а в качестве резервной - комплект ступенчатых защит (дистанционная и токовая направленная защита нулевой последовательности) с передачей разрешающих сигналов. Релейная защита реализуется на базе двух микропроцессорных комплектов с каждой стороны линии, связанных по ВОЛС.

Комплект А1 выполнен на базе терминала Siprotec 7SD52, и выполняет следующие функции:

· Продольная дифференциальная защита линии, выполненная независимо для каждой фазы;

· Четырехступенчатая дистанционная защита от междуфазных КЗ с функцией приема и передачи разрешающих сигналов;

· Одна ступень дистанционной защиты от КЗ на землю с функцией приема и передачи разрешающих сигналов;

· Токовая отсечка;

· Четырехступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности от КЗ на землю с функцией приема и передачи разрешающих сигналов.

Комплект А2 выполнен на базе терминала Siprotec 7SD52, и выполняет следующие функции:

· Четырехступенчатая дистанционная защита от междуфазных КЗ с функцией приема и передачи разрешающих сигналов;

· Одна ступень дистанционной защиты от КЗ на землю с функцией приема и передачи разрешающих сигналов;

· Токовая отсечка;

· Четырехступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности от КЗ на землю с функцией приема и передачи разрешающих сигналов;

· АПВ (ОАПВ и ТАПВ).

Схема подключения выбранных устройств защиты представлена на рисунке 3.

Рисунок 3. Схема подключения комплектов А1 и А2 к цепям переменного тока и напряжения.



4. Расчет параметров срабатывания защит и автоматики

4.1 Выбор параметров срабатывания ДЗЛ

Выбор параметров срабатывания защиты производится в соответствии с рекомендациями производителя [3] устройства релейной защиты.

Защита вычисляет дифференциальный ток, суммируя комплексные вектора токов по концам защищаемой линии, получаемые по ВОЛС в виде цифровых телеграмм. При этом происходит компенсация тока, обусловленного емкостями фаз относительно земли и друг друга.

Дифференциальная защита выполнена с торможением, осуществляемым от тока, рассчитываемого по выражению:

,

Где - минимальный ток срабатывания защиты;

- сумма расчетной погрешности измерительных трансформаторов тока и других погрешностей измерения с каждого конца защищаемой линии.

Характеристика срабатывания дифференциальной защиты представлена на рисунке 4. Угол наклона характеристики срабатывания (коэффициент торможения) не изменяется, и составляет 45^?.

Рисунок 4. Характеристика срабатывания дифференциальной защиты.



При включенной функции компенсации емкостного тока, уставка срабатывания выбирается исходя из отстройки от остаточной погрешности компенсации емкостного тока:

,

Где А;

Примем А;

При неисправностях в цепях напряжения, устройство защиты не способно определить величину емкостного тока. Во избежание ложной работы от емкостного тока линии, защита загрубляется. Тормозной ток при этом рассчитывается по выражению:

;

Где коэффициент торможения по емкостному току. Для учета возможных изменений емкостного тока при изменениях частоты и напряжения, этот коэффициент принимается с запасом равным .

При включении линии под напряжение, возможно возникновение высокочастотных переходных процессов, обуславливающих значительное увеличение дифференциального тока. Для исключения ложной работы, защита в таком режиме должна загрублятся. Уставка срабатывания выбирается исходя из отстройки от емкостного тока переходного режима:

;

А.



Примем А. Время загрубления защиты при включении линии под напряжение принимается равным c.

Помимо дифференциальной токовой ступени, в защите предусмотрена быстродействующая ступень, основанная на суммировании интегралов токов, вычисляемых по выражению:

Интервал интегрирования равен четверти периода промышленной частоты.

Такая ступень позволяет защите сработать при КЗ, сопровождающихся значительным насыщением измерительных трансформаторов тока, прежде чем это насыщение произойдет.

Уставка срабатывания этой ступени выбирается равной максимальному рабочему току линии:

А

При включении линии, возможно возникновение значительного дифференциального тока вследствие остаточной намагниченности измерительных трансформаторов тока.

Для исключения ложной работы, защита в таком режиме загрубляется в два раза на время 1,50 с.

Таким образом, выставляются значения параметров ДЗЛ терминала Siprotec 7SD52, представленные в таблице 3.



Таблица 3. Параметры ДЗЛ терминала Siprotec 7SD52.

Адрес	Параметр	Значение
1201	Состояние ДЗЛ	Вкл
1210		630А
1213		2205А
1221	Компенсация	Вкл
1224		2,5
1233		390А

Определение чувствительности защиты проводится при металлическом КЗ в линии, обуславливающим наименьшее значения дифференциального тока. Емкостная проводимость при определении этого тока не учитывается, так как в защите включена компенсация емкостного тока.

Расчет на ЭВМ показал, что наименьшее значение фазный дифференциальный ток имеет место при междуфазном КЗ в конце линии со стороны ПС Хабаровская. Значение дифференциального тока равно А. Тормозной ток при этом равен (принимая ):

А

Чувствительность защиты определяется коэффициентом чувствительности, равным в рабочем режиме:

где - ток срабатывания защиты, равный, согласно рисунку 4, значению

Так как , защита удовлетворяет требованию чувствительности.



4.2 Выбор параметров срабатывания дистанционной защиты

Дистанционная защита от междуфазных КЗ использует междуфазные напряжения (UAB, UBC, UCA) и соответствующие разности фазных токов (IA-IB, IB-IC, IC-IA); дистанционная защита от КЗ на землю реагирует на фазные величины напряжений (UA, UB, UC) и соответствующие фазные токи (IA-, IB, IC). Все ступени защиты имеют полигональную характеристику, представленную на рисунке 6.

Рисунок 6. Характеристика срабатывания дистанционной защиты.

В терминале защиты предусмотрена возможность снижения чувствительности измерительного органа сопротивления к активной составляющей в области углов, соответствующих режимам нагрузки. Для этого характеристики измерительного органа сопротивления имеют общий вырез в области сопротивления нагрузки с параметрами и . Это позволяет защите существенно повысить чувствительность к переходному сопротивлению при удаленных КЗ.

Первая ступень дистанционной защиты имеет дополнительную область, вырезанную углом б, предназначенную для отстройки от КЗ через переходное сопротивление в начале смежного участка.

Для каждой ступени отдельно задаются значения уставок: для оси Х, и для оси R при междуфазных и земляных КЗ соответственно. Выдержки времени для ступени при междуфазных и земляных КЗ также выставляются раздельно: и . Для первой ступени дистанционной защиты дополнительно задается значение угла б. Угол цдист принимается равным углу защищаемой линии для всех ступеней.

Для исключения ложной работы дистанционной защиты в режиме качаний, в терминале предусмотрена блокировка. Алгоритм работы блокировки при качаниях основан на измерение скорости изменения сопротивления и его симметричности для разных фаз. Блокируются все ступени, имеющие выдержку времени меньше 1,5с.

Для исключения ложной работы дистанционной защиты при неисправностях в цепях напряжений, в защите предусмотрена блокировка. Алгоритм работы БНН блокирует защиту при наличии несимметрии напряжения и симметричном подводимом токе, а также при снижении напряжения ниже порога без значительного увеличения значений токов.

Расчет параметров срабатывания дистанционной защиты выполняется в соответствии с [4], [5] и [3].

Выбор общих параметров дистанционной защиты

Угол линии вычисляется из комплексного сопротивления линии прямой последовательности:

Коэффициенты компенсации тока нулевой последовательности по осям X и R задаются отдельно, и вычисляются по формулам:



Область нагрузки определяется исходя из максимального рабочего тока и минимального значения напряжения:

Ом;

Ом;

Угол сектора нагрузки выбирается большим угла, соответствующего минимальному значению cosц.

Принимаем минимальное значение cosц=0,75 . Тогда:

Общие параметры дистанционной защиты представлены в таблице 4.

Таблица 4. Общие параметры ДЗ терминала Siprotec 7SD52

Адрес	Параметр	Значение
115	ДЗ от междуфазн. КЗ	Четырехугольная хар-ка
116	ДЗ от КЗ на землю	Четырехугольная хар-ка
1105	Угол линии	84?
1511	Угол наклона ДЗ	84?
1111	Xуд, Ом/км	0,30
1113	Длина линии, км	589,4
1112	Суд, мкФ/км	0,012
1114	Общая длина линии, км	589,4
1116	RE/RL	2,67
1117	XE/XL	0,45

Выбор параметров срабатывания первой ступени дистанционной защиты

Расчетным условием для выбора параметров срабатывания первой ступени дистанционной защиты является отстройка от КЗ на шинах подстанции, примыкающей к противоположному концу линии. Таким образом, уставка срабатывания по оси X определяется выражением:

где Ом - индуктивное сопротивление защищаемой линии.

Тогда:

Ом;

Примем: Ом;

Значения уставок по активным сопротивлениям определяются расчетными значениями переходных сопротивлений в месте КЗ. Переходное сопротивление в месте КЗ определим приближенным методом, считая удельное напряжение дуги равным В/м. Сопротивление контура заземления опоры при этом принимаем равным 5 Ом.

Переходное сопротивление при междуфазном КЗ определяется из формулы:

,

Где

- расчетная длина дуги с учетом ее раздувания, м. Для первой ступени дистанционной защиты расчетная длина дуги равна расстоянию между проводами разных фаз ;

- минимальное значение тока металлического междуфазного КЗ, А.

Уставка по переходному сопротивлению для ДЗ от междуфазных КЗ с учетом подпитки с противоположной стороны и требуемого запаса выбирается по формуле:

,

где - ток, подпитывающий место КЗ со стороны установки защиты;

- ток, подпитывающий место КЗ со стороны, противоположной месту установки защиты;

- коэффициент, учитывающий необходимый запас.

Расчет минимальных значений токов металлических КЗ, а также отношения выполним на ЭВМ.

Уставки по переходному сопротивлению выбираются одинаковыми для обоих концов линии. Таким образом, учитывая необходимый запас, примем:

Ом;

Ом.

Угол б, предназначенную для отстройки от КЗ через переходное сопротивление в начале смежного участка с достаточной точностью и запасом можно принять равным:

,

где - максимальный угол передачи, равный 30?.

Примем .

Чувствительность первой ступени защиты определяется при металлическом КЗ в середине защищаемой линии равна:



Таким образом, чувствительность в середине защищаемой линии достаточна для использования этой ступени в качестве ускоряющей.

Выбор параметров срабатывания второй ступени дистанционной защиты

Расчетным условием для выбора параметров срабатывания второй ступени дистанционной защиты является отстройка от КЗ на шинах 220 кВ подстанции, примыкающей к противоположному концу линии при включении обоих автотрансформаторов. Таким образом, для защиты, установленной на ПС Амурская, уставка срабатывания по оси X определяется выражением:

;

где Ом - индуктивное сопротивление защищаемой линии.

- индуктивное сопротивление автотрансформатора, связывающего шины 500 кВ и 220 кВ ПС Хабаровская.

- коэффициент токораспределения при расчетном виде повреждения.



Примем:

Значения уставок по активным сопротивлениям определяются из условия обеспечения действия защиты при раздувании дуги при повреждении в конце линии:

Примем:

Чувствительность второй ступени защиты определяется при металлическом КЗ в конце защищаемой линии:

Следовательно, вторая ступень защиты, установленной на ПС Амурская, удовлетворяет требованиям чувствительности.

Для защиты, установленной на ПС Хабаровская, уставка срабатывания по оси X определяется из условия согласования с первой ступенью защит смежных элементов:

Где

- индуктивное сопротивление защищаемого участка первой ступенью дистанционной защиты смежного элемента.

Значения сопротивлений смежных элементов и максимальные значения коэффициентов токораспределения рассчитаны на ЭВМ.

Значения уставок по активным сопротивлениям определяются из условия обеспечения действия защиты при раздувании дуги при повреждении в конце линии.

Примем:

Чувствительность второй ступени защиты определяется при металлическом КЗ в конце защищаемой линии:

;

Следовательно, вторая ступень защиты, установленной на ПС Хабаровская, удовлетворяет требованиям чувствительности.

Выбор параметров срабатывания третьей ступени дистанционной защиты.

Параметры срабатывания третей ступени дистанционной защиты выбираются по условию чувствительности при КЗ в конце смежного участка. Таким образом, для защиты, установленной на ПС Амурская, уставка срабатывания по оси X определяется выражением:



где - требуемое значение чувствительности.

- коэффициент токораспределения при расчетном виде повреждения.

Примем:

Ом;

Значения уставок по активным сопротивлениям определяются из условия обеспечения действия защиты при раздувании дуги при повреждении в конце линии.

Примем:

Ом;

Чувствительность второй ступени защиты определяется при металлическом КЗ в конце защищаемой линии:

;

электропередача ток замыкание релейный

Следовательно, третья ступень защиты, установленной на ПС Амурская, удовлетворяет требованиям чувствительности.

Для защиты, установленной на ПС Хабаровская, уставка срабатывания по оси X определяется выражением:

;

Отношение выбирается максимально возможным, тогда получим:



Ом;

Очевидно, что из-за значительной подпитки и низкого значения обеспечить селективное срабатывание защиты при КЗ на всех смежных участках невозможно. Поэтому уставку срабатывания выбираем исходя из требуемой чувствительности при КЗ в конце защищаемой линии:

Ом;

где - требуемое значение чувствительности.

Примем:

Ом;

Ом;

Чувствительность второй ступени защиты определяется при металлическом КЗ в конце защищаемой линии:

Так как эта ступень защиты имеет достаточную чувствительность при КЗ в пределах всей линии, она используется в качестве оперативно и телеускоряемой ступени.

4.3 Выбор параметров срабатывания токовой направленной защиты нулевой последовательности (ТНЗНП) от КЗ на землю

Расчет параметров срабатывания токовой направленной защиты нулевой последовательности защиты выполняется в соответствии с [6], [5] и [3].

Выбор параметров срабатывания первой ступени ТНЗНП.

Ток срабатывания первой ступени выбирается по условиям:

;

;

где - коэффициент отстройки;

- максимальное значение тока нулевой последовательности в месте установки защиты при КЗ на землю на шинах подстанции, противоположной месту установки защиты;

- максимальное значение тока нулевой последовательности в месте установки защиты в неполнофазном режиме работы линии в цикле ОАПВ.

Для защиты, установленной на шинах ПС Амурская согласно таблице 1 получим:

;

;

А;

А;

Примем: А

Максимальный утроенный ток нулевой последовательности при КЗ на землю за спиной (на шинах ПС Амурская), полученный при расчете, равен 790 А. Следовательно, выполнение ступени защиты возможно без органа направления мощности. Для защиты, установленной на шинах ПС Хабаровская согласно таблице 2 получим:



;

А;

Примем: А;

Максимальный утроенный ток нулевой последовательности при КЗ на землю за спиной (на шинах ПС Хабаровская), полученный при расчете, равен 880 А. Следовательно, выполнение ступени защиты возможно без органа направления мощности.

Выбор параметров срабатывания второй ступени ТНЗНП.

Ток срабатывания второй ступени выбирается по условию согласования с первыми ступенями защит смежных элементов сети:

где - коэффициент отстройки;

- ток срабатывания первой ступени защиты смежного элемента;

- максимальное значение коэффициента токораспределения при расчетном виде повреждения.

Расчеты значений и выполнены на ЭВМ.

Ток срабатывания второй ступени защиты, установленной на ПС Амурская:

A;

Примем:

A;

Максимальный утроенный ток нулевой последовательности при КЗ на землю за спиной в конце смежного элемента, полученный при расчете, равен 735,5 А. Следовательно, выполнение ступени защиты возможно без органа направления мощности (ОНМ).

Ток срабатывания второй ступени защиты, установленной на ПС Хабаровская:

A;

A;

Примем:

A;

Максимальный утроенный ток нулевой последовательности при КЗ на землю за спиной в конце смежного элемента, полученный при расчете, равен 844 А. В связи неотстроенностью этой ступени, выполнение защиты необходимо с ОНМ.

Напряжение срабатывания ОНМ выбирается из условия отстройки от небаланса напряжения нулевой последовательности в нормальном нагрузочном режиме:

;

где - коэффициент отстройки;

- коэффициент возврата;

- первичное напряжение небаланса;

- утроенное напряжение нулевой последовательности, обусловленное несимметрией в системе при работе смежной линии в неполнофазном режиме.

Примем напряжение срабатывания ОНМ во вторичных величинах:

В;

В первичных величинах:

кВ;

Выбор параметров срабатывания третьей ступени ТНЗНП.

Ток срабатывания третьей ступени выбирается по условию согласования с вторыми ступенями защит смежных элементов сети:

;

Расчеты значений и выполнены на ЭВМ. Ступень выполняется направленной.

Ток срабатывания третьей ступени защиты, установленной на ПС Амурская:

;

А;

Примем:

А;

Чувствительность по току третьей ступени при замыкании на землю вблизи шин ПС Хабаровская в режиме каскадного отключения равна:

;



Чувствительность по напряжению третьей ступени защиты при замыкании на землю вблизи шин ПС Хабаровская в режиме каскадного отключения равна:

;

Ток срабатывания третьей ступени защиты, установленной на ПС Хабаровская:

;

;

Примем:

А;

Чувствительность третьей ступени при замыкании на землю вблизи шин ПС Амурская в режиме каскадного отключения равна:

Чувствительность по напряжению третьей ступени защиты при замыкании на землю шин ПС Амурская в режиме каскадного отключения равна:

Так как эта ступень защиты имеет достаточную чувствительность при КЗ в пределах всей линии, она используется в качестве оперативно и телеускоряемой ступени.

Выбор параметров срабатывания четвертой ступени ТНЗНП. Ток срабатывания четвертой ступени выбирается по условию отстройки от максимального небаланса в режиме трехфазного КЗ за смежным элементом сети:

;

где - коэффициент отстройки;

- коэффициент, учитывающий переходный процесс;

- коэффициент небаланса, принимаемый равным 0,05 при небольших кратностях тока КЗ; 0,05-0,1 при кратностях тока 0,7-0,8 (где - предельная кратность ТТ).

- максимальный ток трехфазного КЗ, проходящий в месте установки защиты при повреждениях на сторонах НН Т и АТ подстанций данного и противоположного концов. Расчет значений токов выполнен на ЭВМ. Ток срабатывания защиты должен приниматься не менее 60 А. Ступень выполняется направленной.

Ток срабатывания четвертой ступени защиты, установленной на ПС Амурская:

;

;

Примем: A; Ток срабатывания четвертой ступени защиты, установленной на ПС Хабаровская:



;

;

Примем: A;

Защита должна обеспечивать чувствительность при замыканиях на землю в конце смежных элементов сети.

Чувствительность по току четвертой ступени защиты при замыкании на землю на выводах СН АТ на ПС Хабаровская в режиме каскадного отключения равна:

Чувствительность по напряжению четвертой ступени защиты при замыкании на землю на выводах СН АТ на ПС Хабаровская в режиме каскадного отключения равна:

Таким образом, защита имеет удовлетворительную чувствительность.

4. Выбор параметров срабатывания токовой отсечки.

Ток срабатывания токовой отсечки выбирается из условия отстройки от максимального тока трехфазного КЗ в конце защищаемой линии:

;

Где

- коэффициент отстройки.

Максимальный ток трехфазного КЗ на линии вблизи шин ПС Хабаровская равен (согласно таблице 1):

А;

;

А;

Примем:

А;

Максимальный ток трехфазного КЗ на линии вблизи шин ПС Амурская равен (согласно таблице 2):

А;

А;

A;

А;

Отсечка выполняется мгновенной.

Выдержки времени защит выбираются по встречно-ступенчатому признаку. Ступень селективности принимается равной 0,5 с. Примем, что время срабатывания ДЗ и ТНЗНП, с которой выполняется согласование защиты на ПС Амурская, равно 4,5 с, а время срабатывания ДЗ и ТНЗНП, с которой выполняется согласование защиты на ПС Хабаровская - 5,0 с.

Параметры срабатывания ступенчатых защит в первичных величинах приведены в таблице 5. Полученные характеристики срабатывания дистанционной защиты представлены на рисунках 7 и 8. Карта селективности представлена на рисунке 9.



Таблица 5. Параметры срабатывания ступенчатых защит в первичных величинах.

Тип защиты	Номер ступени	ПС Амурская	ПС Хабаровская
Токовая отсечка		А с	А с
Дистанционная защита	1	Ом Ом Ом с	Ом Ом Ом с
	2	Ом Ом c	Ом Ом c
	3	Ом Ом с	Ом Ом с
ТНЗНП	1	Ненаправленная А с	Ненаправленная А с
	2	Ненаправленная А с	А кВ с
	3	А кВ с	А кВ с
	4	А кВ с	А кВ с



Рисунок 7. Характеристика срабатывания дистанционной защиты, установленной на ПС Амурская.

Рисунок 8. Характеристика срабатывания дистанционной защиты, установленной на ПС Хабаровская.

Рисунок 9. Карта селективности.



4.4 Выбор параметров АПВ

Пуск АПВ выполняется по факту срабатывания защиты на отключение одной или трех фаз с контролем готовности привода выключателя. Основными параметрами устройств АПВ являются выдержки времени на повторное включение и время возврата схемы АПВ. При АПВ первое включение осуществляется со стороны ПС Хабаровская, второе - со стороны ПС Амурская. При трехфазном АПВ дополнительно осуществляется контроль отсутствия напряжения при первом включении и контроль наличия напряжения с улавливанием синхронизма - при втором.

Выдержка времени первого цикла АПВ со стороны ПС Хабаровская выбирается из условия:

;

где с - выдержка времени третьей ступени ТНЗНП со стороны ПС Амурская;

с - время деионизации;

с - время включения выключателя;

с - время запаса.

Тогда:

с;

Примем:

с;

Аналогично времени первого цикла АПВ со стороны ПC Амурская:



с;

с;

Примем: с;

Выдержка времени второго цикла АПВ со стороны ПС Хабаровская принимается равной 10 с:

с;

Тогда:

c;

Примем: с;

Время возврата схемы АПВ со стороны ПС Хабаровская при успешном включении выбирается из условия:

;

где с - максимальная выдержка времени защиты ПС Хабаровская;

с - полное время отключения выключателя;

с - время запаса.

Тогда:



c;

Примем: с;

Время возврата схемы АПВ со стороны ПС Амурская при успешном включении выбирается аналогично:

с;

;

Примем: с;

Напряжение органа контроля отсутствия напряжения в линии выбирается из условия отстройки от наведенного напряжения от линий с общим коридором и принимается рекомендуемому производителем значению:

В;

Примем: В;

Напряжение органа контроля наличия напряжения в линии выбирается из условия отстройки от минимального рабочего напряжения и принимается рекомендуемому производителем значению:

В;

Примем: В;

Допустимая разность величин напряжения принимается равной:



В;

Допустимая разность частот принимается равной:

Гц;

Допустимая разность углов принимается равной 60⁰.



Выводы

В данной работе был выполнен проект релейной защиты воздушной линии электропередачи напряжением 500 кВ ПС Амурская - ПС Хабаровская. В ходе проектирования были произведены расчеты параметров схемы замещения сети, рабочих режимов и режимов коротких замыканий в объемах, необходимых для выбора параметров срабатывания защиты. В работе произведен выбор устройств релейной защиты и автоматики, схем их подключения к цепям переменного тока и напряжения, расчет уставок.

В качестве основной защиты линии применяются ДЗЛ и комплект ступенчатых защит с передачей ускоряющих сигналов. Связь двух полукомплектов защиты осуществляется по волоконно-оптической линии связи.

В качестве резервной защиты применяется комплект ступенчатых защит: трехступенчатая дистанционная защита от междуфазных КЗ, одна ступень дистанционной защиты от КЗ на землю, четырехступенчатая токовая направленная защита нулевой последовательности и междуфазная токовая отсечка.

Проверка чувствительности защиты и анализ ее поведения на осциллограммах реальных повреждений подтвердили уместность применения выбранных защит.



Список использованной литературы

1. Руководящие указания по релейной защите. Выпуск 11. "Расчеты токов короткого замыкания для релейной защиты и системной автоматики в сетях 110-750 кВ". М.: Энергия, 1979. 152 с.

2. Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ (НТП ПС). Стандарт организации. ОАО "ФСК ЕЭС", 2009.

3. Устройство дифференциальной защиты линии с функцией дистанционной защиты 7SD52/53. Руководство по эксплуатации. Версия 4.60. Siemens Aktiengesellschaft, 2008.

4. Руководящие указания по релейной защите. Выпуск 7. "Дистанционная защита линий 35-330 кВ". М.: Энергия, 1966. 172 с.

5. Правила устройства электроустановок (ПУЭ). Издание седьмое. М.: НЦ "ЭНАС", 2007. 552 с.

6. Руководящие указания по релейной защите. Выпуск 12. "Токовая защита нулевой последовательности от замыканий на землю линий 110-500 кВ. Расчеты". М.: Энергия, 1980. 88 с.

Размещено на Allbest.ru