Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к дипломному проекту

на тему

Разработка учебной лаборатории «Цифровые релейные защиты»

Введение

В энергосистемах на электрооборудовании электростанций, в электрических сетях и на электроустановках потребителей за счет внешних (ветер, дождь, наледь) и внутренних условий (старение и разрушение изоляции, неправильные действия персонала и т.д.) могут возникнуть режимы, на которые электроустановки не рассчитаны. К ним относятся повреждение и ненормальные режимы.

Повреждения в основном ведут к коротким замыканиям, которые сопровождаются значительным увеличением тока и глубоким понижением напряжения в элементах энергосистемы. Следствиями повреждений могут быть:

нарушение нормальной работы большого числа потребителей электроэнергии и брак продукции вследствие сильного понижения напряжения в значительной части системы;

разрушение поврежденного элемента дугой, часто возникающей при К.З. в месте нарушения изоляции;

разрушение оборудования в неповрежденной части системы в результате теплового и динамического действия тока К.З., достигающих иногда больших значений;

нарушение устойчивости системы, когда ее нормальная работа может полностью парализоваться.

Ненормальные режимы обычно приводят к отклонению величин напряжения, тока и частоты от допустимых значений. При понижении частоты и напряжения создается опасность нарушения нормальной работы потребителей и устойчивости энергосистемы. Кроме этого к основным видам ненормальных режимов относятся перегрузки. В этом случае в перегруженном элементе возникают токи, превосходящие длительно допустимые для его значения. При достаточно большом времени существования этих токов температура токовых частей недопустимо повышается, а их изоляция ускоренно изнашивается или разрушается.

Следовательно повреждения и ненормальные режимы могут проводить к возникновению в системе аварий, под которыми, обычно понимаются вынужденные нарушения нормальной работы всей системы или только ее части, сопровождающихся недоотпуском энергии потребителям, недопустимым понижением его качества, за счет чего приносится материальный ущерб в виде невыработанной продукции или разрушение основного оборудования.

В большинстве случаев аварии или их развитие могут быть ликвидированы быстрым отключением поврежденного участка электрической установки или сети при помощи специальных автоматических устройств, действующих на отключение выключателей и получивших название релейная защита.

Релейная защита является основным видом электрической автоматики, без которой невозможна нормальная и надежная работа современных энергетических систем. Она осуществляет непрерывный контроль состояния и режимов работы всех элементов энергосистемы и реагирует на возникающие повреждения и ненормальные режимы.

В настоящее время получили распространение релейные защиты, реализуемые средствами микропроцессорной техники. Доля таких защит в настоящее время незначительна, но непрерывно повышается. Особенно быстро такие защиты начинают получать распространение на электрифицированном железнодорожном транспорте.

В дипломном проекте предложен состав лабораторных работ по современным цифровым защитам и рассмотрены способ реализации лаборатории, позволяющей выполнить цикл указанных работ.

релейный погрешность трансформатор напряжение

1 Анализ состояния аппаратно-программных средств защиты на электрифицированных железных дорогах

1.1 Типовой состав релейных защит

Состав защит определяется видом электроустановки, классом напряжения и ее мощностью. Для тяговых подстанций электрифицированных железных дорог наиболее часто применяются следующие защиты:

максимальная токовая защита линии (трансформатора);

токовая отсечка линии (трансформатора);

газовая защита трансформатора;

дифференциальная защита трансформатора;

дистанционная защита линии;

дифференциально-фазная (высокочастотная) защита линии;

защиты от однофазного замыкания на землю;

защита от замыкания на землю оборудования в распределительном устройстве (земляная защита).

В отдельных случаях устанавливается защита минимального напряжения.

При новом проектировании в случае использования цифровых терминалов применяется логическая защита шин и устройство резервирования отказов выключателей.

1.1.1 Токовые защиты

Максимальная токовая защита. Максимальная токовая защита отличает режим короткого замыкания от рабочего режима по значению тока, проходящего в защищаемом объекте, а селективность защиты обеспечивается выбором времени ее срабатывания. Максимальная токовая защита получила широкое распространение в радиальных электрических сетях с односторонним питанием напряжением 10…110 кВ . Пример одной из таких радиальных схем показан на рисунке 1.1.

Трансформаторы тока, к которым подключены токовые измерительные органы защиты, установлены в начале защищаемой линии, т.е. вблизи шин питающей подстанции. При коротком замыкании в точке К ток короткого замыкания проходит по линиям АБ, БВ и ВГ, что приводит к срабатыванию токовых измерительных органов защит. Для обеспечения отключения только поврежденной линии последовательно расположенным защитам придается время срабатывания защиты, возрастающее по мере приближения к источнику питания, т.е.

tс.з1 > tс.з2>tс.з3> tс.з4 (1.1)

Таким образом, при КЗ в точке К (см. рисунок 1.1) сработает РЗ линии ВГ и отключит выключатель Q3.

Ток срабатывания защиты выбирается по условию возврата защиты в исходное состояние после отключения внешнего КЗ:

(1.2)

где kотс -- коэффициент отстройки, учитывающий погрешности трансформаторов тока и аппаратуры защиты;

kз -- коэффициент самозапуска электрических двигателей потребителей, учитывающий возрастание тока в линии при самозапуске этих двигателей после ликвидации режима КЗ;

kв -- коэффициент возврата, равный отношению тока возврата измерительного органа защиты в исходное состояние к току срабатывания этого органа (kв = 0,75--0,95);

Iраб max -- максимальное значение тока в защищаемой линии в рабочем режиме работы.

ЭС - питающая энергосистема; А, Б, В, Г - подстанции сети; АБ, БВ, ВГ- линии электропередачи; Q1-Q4, Q2', Q3',Q4' - выключатели; ТА1, ТА2, ТА3, ТА4 - трансформаторы тока

Рисунок 1.1 - Радиальная электрическая сеть с односторонним питанием

Если защищаемая линия оборудована устройством автоматического повторного включения (АПВ), ток срабатывания защиты необходимо выбрать также по условию ее несрабатывания после успешного АПВ

Iс.з = котс к'з iраб max , (1.3)

где, как правило, k'з > kз, так как перерыв питания электродвигателей в этом случае больше, что приводит к увеличению тока их самозапуска.

В качестве уставки защиты по току срабатывания принимается большее из двух полученных значений Iс.з.

Время срабатывания защит смежных участков сети отличается на ступень селективности Dt (0,3…1 с), учитывающую с некоторым запасом время отключения выключателя, а также погрешность во времени срабатывания и инерционность этих защит.

Чувствительность защиты оценивается коэффициентом чувствительности

(1.4)

где Iр.к -- минимальное значение тока в реле измерительного органа защиты при КЗ, а

(1.5)

где KI -- коэффициент трансформации трансформаторов тока защиты, а kсх -- коэффициент, учитывающий схему подключения реле тока защиты ко вторичным обмоткам трансформаторов тока.

Коэффициент чувствительности определяется при КЗ в конце защищаемой линии, а также при КЗ в конце смежной линии и за трансформатором приемной подстанции, так как на максимальную токовую защиту обычно возлагаются функции резервной защиты при отказе защиты или выключателя смежного элемента сети. Считается, что защита обладает достаточной чувствительностью, если в первом случае kч і 2, а во втором kч і 1,2.

Максимальная токовая защита, как правило, имеет хорошую чувствительность. Ее недостатком является относительно большое время срабатывания.

Токовая отсечка. Эта защита, как и максимальная токовая защита, реагирует на увеличение тока в защищаемом объекте. Однако селективность токовой отсечки обеспечивается не выбором времени срабатывания защиты, а выбором тока срабатывания. Ток срабатывания токовой отсечки отстраивается от максимального значения тока внешнего короткого замыкания в конце зоны защиты. На рисунке 1.2 изображена зависимость тока короткого замыкания Iк от удаленности точки короткого замыкания К1 от шин питающей энергосистемы А.

Токи срабатывания токовых отсечек линий АБ и БВ отстраиваются от токов короткого замыкания на шинах приемных подстанций

I1с.з1 =котсIк2; I1с.з2=котсIк3; (1.6)

где IК2, IК3 -- ток при КЗ соответственно в точках К2 и КЗ; Kотс -- коэффициент отстройки, больший 1; Iс.з.1I, Iс.з.2I -- ток срабатывания токовой отсечки соответственно линий АБ и БВ.

Ясно, что при таком токе срабатывания токовая отсечка нечувствительна к внешним коротким замыканиям, а следовательно, время ее срабатывания может быть равным нулю (см. рисунок 1.2)

t1с.з1 = t1с.з2 = 0 (1.7)

Чувствительность токовой отсечки оценивается длиной защищаемого участка линии Iс.зI, при коротком замыкании, на котором Iк > Iс.зI, т.е. токовая отсечка защищает не всю длину линии.

Таким образом, достоинства и недостатки токовой отсечки и максимальной токовой защиты противоположны. Токовая отсечка не имеет выдержки времени, но не чувствительна к коротким замыканиям в конце линии, а максимальная токовая защита обладает хорошей чувствительностью, но имеет значительное время срабатывания. Поэтому их целесообразно использовать совместно.

Токовая ступенчатая защита. В качестве первой ступени защиты используется токовая отсечка без выдержки времени. В качестве второй ступени устанавливается токовая отсечка с выдержкой времени, назначением которой является быстрое отключение линии при возникновении КЗ вне зоны действия первой ступени. Ток и время срабатывания второй ступени защиты отстраиваются от тока и времени срабатывания первой ступени защиты смежной линии (см. рисунок 1.2):

I11с.з1 =котс I1 с.з2 ; t11с.з1 = t1 с.з2 + t (1.8)

Iк - зависимость тока КЗ от места короткого замыкания; I1с.з , t1с.з1 - ток и время срабатывания 1 ступени защиты; I11с.з , t11с.з - ток и время срабатывания 11 ступени защиты; I111 с.з , t111 с.з - ток и время срабатывания 111 ступени защиты; l1с.з - зона действия 1 ступени защиты

Рисунок 1.2 - Ток и время срабатывания токовой ступенчатой защиты линий АБ и БВ радиальной электрической сети с односторонним питанием

Вторая ступень защиты считается чувствительной, если при коротком замыкании в конце линии ее коэффициент чувствительности kчII > 1,2.

В качестве третьей ступени используется максимальная токовая защита, назначением которой является резервирование первых ступеней своей защиты, а также отказов защит и выключателей смежных участков сети.

Токовая защита нулевой последовательности. Как показывает статистика, большинство коротких замыканий (до 70--80 %) являются короткими замыканиями на землю. В сети с заземленной нейтралью ток короткого замыкания проходит по контуру фаза -- земля, а следовательно, сумма токов трех фаз не равна нулю, а равна утроенному значению симметричной составляющей тока нулевой последовательности

IA +IB +IC =3I0 (1.9)

Поскольку в рабочем режиме сумма токов трех фаз равна нулю, токовую защиту, реагирующую на ток нулевой последовательности, не следует отстраивать от тока рабочего режима, что делает такую защиту гораздо более чувствительной по сравнению с максимальной токовой защитой.

Ток срабатывания токовой защиты нулевой последовательности отстраивается от тока небаланса, обусловленного погрешностями трансформаторов тока защиты, который тем больше, чем больше ток в первичных обмотках этих трансформаторов тока.

Ток срабатывания токовой защиты нулевой последовательности линии электропередачи отстраивается от тока небаланса при КЗ за трансформатором приемной подстанции, что позволяет не отстраивать эту защиту по времени срабатывания от времени срабатывания защит потребителей электроэнергии и делает ее более быстродействующей по сравнению с максимальной токовой защитой.

Обычно реализуется ступенчатая токовая защита нулевой последовательности, в которой в качестве первых ступеней используются токовые отсечки нулевой последовательности без выдержки и с выдержкой времени.

Замыкание одной фазы на землю в сети с изолированной нейтралью вызывает прохождение через место замыкания относительно небольшого тока, обусловленного емкостью электрической сети на землю, и в большинстве случаев не требует немедленного отключения.

Ток срабатывания токовой защиты в сети с изолированной нейтралью отстраивается от емкостного тока защищаемого объекта, защита действует, как правило, не на отключение защищаемого объекта, а на сигнал.

Токовая направленная защита. В радиальной сети с несколькими источниками питания, как и в кольцевой сети с одним источником питания, максимальная токовая защита не может быть использована, так как обеспечить селективность этой защиты путем выбора времени срабатывания оказывается невозможным. При коротком замыкании на линии БВ (точка К1 на рисунке 1.3) время срабатывания защиты 2 должно быть больше времени срабатывания защиты 3, а при коротком замыкании на линии АБ (точка К2) для селективного отключения поврежденного объекта защита 2 должна срабатывать раньше защиты 3. Максимальная токовая защита в такой сети может быть селективной только при наличии, кроме измерительного органа тока, органа направления мощности, который разрешает защите срабатывать только при направлении мощности короткого замыкания от шин в линию (см. стрелки на рисунке 1.3)

ЭС1, ЭС2 - питающие энергосистемы; 1,2,3,4,5,6 -токовые направленные защиты соответственно линий электропередачи АБ,БВ,ВГ

Рисунок 1.3 - Радиальная электрическая сеть с двухсторонним питанием

Наличие органа направления мощности подразделяет защиты сети на две группы -- нечетную (1, 3, 5) и четную ( 2, 4, 6). Селективность защиты будет обеспечена, если

tс.з1 > tс.з3 > tс.з5 и tс.з6 > tс.з4 > tс.з2 (1.10)

Ток срабатывания токовой направленной защиты определяется, как и ток срабатывания максимальной токовой защиты, в соответствии с выражениями (2) и (3). Однако под Iраб max понимается максимальный ток в рабочем режиме работы сети, проходящий в направлении действия защиты.

Поскольку из-за повреждений во вторичных цепях трансформатора напряжения орган направления мощности может сработать ложно, во избежание ложного срабатывания защиты ток срабатывания отстраивается также от тока в рабочем режиме сети, проходящего в направлении, противоположном направлению действия защиты:

(1.11)

В качестве тока срабатывания защиты принимается большее из трех полученных значений, после чего необходимо убедиться, что

Iс.з1 > Iс.з3> Iс.з5 и Iс.з6> Iс.з4 > Iс.з2. (1.12)

При несоблюдении условия (12) защита может сработать неселективно.

Время срабатывания защиты принимается большим времени срабатывания защит смежных элементов сети в направлении действия защиты, т.е.

tс.з1 > tс.з3 > tс.з5 и tс.з6 > tс.з4 > tс.з2 (1.10)

Основным недостатком защиты является наличие «мертвой зоны», т.е. участка защищаемой линии, при КЗ на котором защита отказывает в действии из-за малого значения напряжения, подаваемого на вход органа направления мощности. Однако при включении реле по 90-градусной схеме, предусматривающей подачу на реле тока фазы и разности напряжений двух других фаз (например, Iр = IА, Uр = UB - UC), «мертвая зона» имеет место только при металлическом трехфазном КЗ.

Токовые направленные защиты, как и ненаправленные токовые защиты, стараются выполнять трехступенчатыми. Причем в качестве первой ступени защиты лучше использовать ненаправленную токовую отсечку, если ее зона действия перекрывает «мертвую зону» направленной защиты.

1.1.2 Защита минимального напряжения

После отключения короткого замыкания происходит самозапуск электродвигателей, подключенных к секции или системе шин, на которых во время короткого замыкания имело место снижение напряжения. Токи самозапуска, в несколько раз превышающие номинальные, проходят по питающим линиям (или трансформаторам). В результате напряжение на шинах питающих подстанциях, а следовательно, и на электродвигателях понижается настолько, что вращающий момент па валу электродвигателя может оказаться недостаточным для его разворота.

Самозапуск электродвигателей может не произойти, если напряжение на шинах окажется ниже 55…65% UHOM. , Поэтому, для того чтобы обеспечить самозапуск наиболее ответственных электродвигателей, устанавливается защита минимального напряжения, отключающая неответственные электродвигатели, отсутствие которых в течение некоторого времени не отразится на производственном процессе. При этом уменьшается суммарный ток самозапуска и повышается напряжение на шинах питания, благодаря чему обеспечивается самозапуск ответственных электродвигателей.

В некоторых случаях при длительном отсутствии напряжения защита минимального напряжения отключает и ответственные электродвигатели.

Наиболее просто защита минимального напряжения может быть выполнена с одним реле напряжения, включенным на междуфазное напряжение. Однако такое выполнение защиты ненадежно, так как при обрывах в цепях напряжения возможно ложное отключение электродвигателей. Поэтому однорелейная схема защиты применяется только при использовании реле прямого действия.

Для предотвращения ложного срабатывания защиты при нарушении цепей напряжения применяются специальные схемы включения реле напряжения. Одна из таких схем для четырех электродвигателей, разработанная в Тяжпромэлектропроекте, показана на рисунке 1.4. Реле минимального напряжения прямого действия 1РНВ -- 4РНВ включены на междуфазные напряжения АВ и ВС. Для повышения надежности защиты эти реле питаются отдельно от приборов и счетчиков, которые подключены к цепям напряжения через трехфазный автомат 3А с мгновенным электромагнитным расцепителем (использованы две фазы автомата).
Фаза В цепей напряжения заземлена не глухо, а через пробивной предохранитель, что исключает возможность однофазных коротких замыканий в цепях напряжения и также повышает надежность защиты. В фазе А защиты установлен однофазный автомат 1А с электромагнитным мгновенным расцепителем, а в фазе С автомат 2А с замедленным тепловым расцепителем. Между фазами А и С включен конденсатор С емкостью порядка 30 мкФ, назначение которого указано ниже.

При повреждениях в цепях напряжения рассматриваемая защита будет работать следующим образом. Замыкание одной из фаз на землю, как уже отмечалось выше, не приводит к отключению автоматов, так как цепи напряжения не имеют глухого заземления.



Рисунок 1.4 - Схема включения реле напряжения

При двухфазном коротком замыкании ВС отключится только автомат 2А фазы С. Реле напряжения 1РНВ и 2РНВ остаются при этом подключенными к нормальному напряжению и поэтому не запускаются. Реле ЗРНВ и 4РНВ, запустившиеся при коротком замыкании в цепях напряжения, после отключения автомата 2А вновь подтянутся, так как на них будет подано напряжение через конденсатор от фазы А.

При коротком замыкании АВ или АС отключается автомат 1А, установленный в фазе А. После отключения короткого замыкания реле 1РНВ и 2РНВ вновь подтянутся, так как на них будет подано напряжение от фазы С через конденсатор. Реле ЗРНВ и 4РНВ не запустятся. Аналогично будут вести себя реле и при обрыве фаз А и С.

Таким образом, рассмотренная схема защиты не работает ложно при наиболее вероятных повреждениях цепей напряжения. Ложная работа защиты возможна только при маловероятных видах повреждения цепей напряжения -- трехфазном коротком замыкании или при отключении обоих автоматов 1А и 2А.

Сигнализация неисправности цепей напряжения осуществляется контактами реле 1РН, 2РН, ЗРН и контактами автоматов 1А, 2А, ЗА,

В установках с постоянным оперативным током защита минимального напряжения выполняется для каждой секции сборных шин по схеме, приведенной на рисунке 1.5.

В цепи реле времени В1, действующего на отключение неответственных электродвигателей, включены последовательно контакты трех минимальных реле напряжения H1. Благодаря такому включению реле предотвращается ложное срабатывание защиты при перегорании любого предохранителя в цепях трансформатора напряжения.

Напряжение срабатывания реле Н1 принимается порядка 70% UHOM.

Рисунок 1.5 - Защита минимального напряжения для каждой секции сборных шин

Выдержка времени защиты на отключение неответственных электродвигателей отстраивается от отсечек электродвигателей и устанавливается равной 0,5--1,5 с.

Выдержка времени на отключение ответственных электродвигателей принимается 10--15 с, для того чтобы защита не действовала на их отключение при снижениях напряжения, вызванных короткими замыканиями и самозапуском электродвигателей.

Как показывает опыт эксплуатации, в ряде случаев самозапуск электродвигателей продолжается 20--25 с при снижении напряжения на шинах до 60--70% UHOM. При этом, если не принять дополнительных мер, защита минимального напряжения (реле H1), имеющая уставку срабатывания 0,6--0,7 UHOM, могла бы доработать и отключить ответственные электродвигатели.

Для предотвращения этого в цепи обмотки реле времени В2, действующего на отключение ответственных электродвигателей, включается контакт четвертого реле напряжения H2. Это минимальное реле напряжения имеет уставку срабатывания порядка 0,4-0,5 UHOM и надежно возвращается во время самозапуска. Реле Н2 будет длительно держать замкнутым свой контакт только при полном снятии напряжения с шин.

В тех случаях, когда длительность самозапуска меньше выдержки времени реле В2, реле H2 не устанавливается.

1.1.3 Газовая защита

Газовая защита -- вид релейной защиты, предназначенный для защиты от повреждений электрических аппаратов, располагающихся в заполненном маслом резервуаре.

Использование масла решает проблему охлаждения, однако создаёт новую проблему, связанную с повышенной опасностью эксплуатации электрического аппарата. В случае повреждения токоведущих частей (например, при коротком замыкании между обмотками трансформатора), масло начинает нагреваться, происходит усиленное газообразование, резко поднимается давление масла в баке, что может привести к взрыву, сопровождающемуся пожаром. Для предупреждения таких повреждений применяется газовая защита.

Согласно ПУЭ газовая защита устанавливается в обязательном порядке на трансформаторах мощностью 6,3 МВА и более, шунтирующих реакторах на напряжении 500кВ, трансформаторах мощностью 630 кВА, если они располагаются внутри помещений.

Газовая защита может использоваться для включения системы пожаротушения трансформатора.

В рассечку трубопровода, соединяющего бак и расширитель, устанавливается газовое реле (например, ранее выпускавшиеся типа РГЧЗ-66, ПГ-22, немецкого производства BF-50, BF-80, или отечественные РЗТ-50, РЗТ-80). Газовое реле имеет герметичный корпус со смотровыми окошками. Сверху на корпусе реле имеется специальный краник, предназначенный для выпуска воздуха и отбора проб газа. Газовое реле имеет два поплавковых элемента, действующих при срабатывании на замыкание механически связанных с ними контактов, и реагирующих на снижение уровня масла в реле, а также струйный элемент (подвешенная на пути масла пластинка с калиброванным отверстием), срабатывающим при интенсивном движении потока масла из бака в расширитель. В нормальном режиме корпус газового реле заполнен маслом, и контакты, связанные с его поплавковыми и струйным элементами, разомкнуты.

При внутреннем повреждении в баке защищаемого аппарата - горение электрической дуги, или перегрев внутренних элементов - трансформаторное масло разлагается с выделением горючего газа, содержащего до 70% водорода. Выделяющийся газ подымается к крышке, и так как аппарат устанавливается с наклоном 1-2% в сторону расширителя, движется в расширитель. Проходя через газовое реле, газ вытесняет из него масло. При незначительном выделении газа, или снижении уровня масла в расширителе до уровня верхнего поплавкового элемента газового реле, он срабатывает, и замыкаются контакты, действующие на сигнал (1-я ступень газовой защиты). При значительном выделении газа срабатывает нижний поплавковый элемент газового реле и замыкаются контакты, действующие на отключение (2-я ступень газовой защиты). При интенсивном движении потока масла из бака в расширитель срабатывает струйный элемент газового реле, действующий на отключение, аналогично нижнему поплавковому элементу.

Для газовой защиты регулятора напряжения трансформатора под нагрузкой (РПН) используются струйные реле (например, типа РЗТ-25, RT-25, RS-1000), не имеющее поплавковых элементов и реагирующее только на интенсивное движение потока масла из бака РПН в расширитель. Струйное реле не имеет краника для спуска воздуха, и его корпус может быть не полностью заполнен маслом. У некоторых типов струйных реле при срабатывании в смотровом окошке появляется сигнальный флажок. Струйное реле может сработать при доливке масла в бак РПН снизу. После срабатывания струйного реле его контакты остаются замкнутыми, и для возврата реле в исходное положение необходимо нажать кнопку "Возврат".

Газовая защита маслонаполненных аппаратов имеет абсолютную селективность и срабатывает только при повреждениях внутри бака защищаемого объекта. Защита реагирует на повреждения, сопровождающиеся выделением газа, выбросом масла из бака в расширитель или аварийным понижением уровня масла. Газовая защита -- одна из немногих, после которых не допускается действие АПВ [автоматическое повторное включение], так как в большинстве случаев отключаемые ей повреждения оказываются устойчивыми.

1.1.4 Дифференциальная защита

Дифференциальная защита -- один из видов релейной защиты, отличающийся абсолютной селективностью и выполняющейся быстродействующей (без искусственной выдержки времени). Применяется для защиты трансформаторов, автотрансформаторов, генераторов, генераторных блоков, двигателей, линий электропередачи и сборных шин (ошиновок). Различают продольную и поперечную дифференциальные защиты.

Продольная дифференциальная защита. Принцип действия продольной дифференциальной защиты, показан на рисунке 1.6 и основан на сравнении токов, протекающих через участки между защищаемым участком линии (или защищаемом аппаратом). Для измерения значения силы тока на концах защищаемого участка используются трансформаторы тока(TA1, TA2). Вторичные цепи этих трансформаторов соединяются с токовым реле(KA) таким образом, чтобы на обмотку реле попадала разница токов от первого и второго трансформаторов.

Рисунок 1.6 - Схема продольной дифференциальной защиты участка линии (трансформатора)

В нормальном режиме (1) значения величины силы тока вычитаются друг из друга, и в идеальном случае ток в цепи обмотки токового реле будет равен нулю. В случае возникновения короткого замыкания (2) на защищаемом участке, на обмотку токового реле поступит уже не разность, а сумма токов, что заставит реле замкнуть свои контакты, выдав команду на отключение поврежденного участка.

В реальном случае через обмотку токового реле всегда будет протекать ток отличный от нуля, называемый током небаланса. Наличие тока небаланса объясняется рядом факторов:

Трансформаторы тока имеют недостаточно идентичные друг другу характеристики. Чтобы снизить влияние этого фактора, трансформаторы тока, предназначенные для дифференциальной защиты, изготавливают и поставляют попарно, подгоняя их друг к другу еще на стадии производства. Кроме того, при использовании дифференциальной защиты, например, трансформатора, у измерительных трансформаторов тока изменяют число витков, в соответствии с коэффициентом трансформации защищаемого трансформатора.

Некоторое влияние на возникновение тока небаланса может оказывать намагничивающий ток, возникающий в обмотках защищаемого трансформатора. В нормальном режиме этот ток может достигать 5 % от номинального. При некоторых переходных процессах, например при включении трансформатора с холостого хода под нагрузку, ток намагничивания на короткое время может в несколько раз превышать номинальный ток. Для того, чтобы учесть влияние намагничивающего тока, ток срабатывания реле принимают большим, чем максимальное значение намагничивающего тока.

Неодинаковое соединение обмоток первичной и вторичной стороны защищаемого трансформатора (рисунок 1.7, при соединении обмоток Y/Д) так же влияет на возникновение тока небаланса. В данном случае во вторичной цепи защищаемого трансформатора вектор тока будет смещён относительно тока в первичной цепи на 30°. Подобрать такое число витков у трансформаторов тока, которое позволило бы компенсировать эту разницу, невозможно. В этом случае угловой сдвиг компенсируют с помощью соединения обмоток: на стороне звезды обмотки трансформаторов тока соединяют треугольником, а на стороне треугольника соответственно звездой.



Рисунок 1.7 - Дифференциаьная защита трехфазного трансформатора, обмотки соединены по схеме (Y/Д)

Следует отметить, что современные микропроцессорные устройства защиты способны учитывать эту разницу самостоятельно, и при их использовании, как правило, первичные обмотки измерительных трансформаторов тока соединяют звездой на обоих концах защищаемого участка, указав это в настройках устройства защиты.

Дифференциальная защита устанавливается в качестве основной для защиты трансформаторов и автотрансформаторов. Одним из недостатков такой защиты является сложность её исполнения: в частности, требуется наличие надёжной, помехозащищённой линии связи между двумя участками, на которых установлены трансформаторы тока. В связи с этим, дифференциальную защиту применяют для защиты одиночно работающих трансформаторов и автотрансформаторов мощностью 6300 кВА и выше, параллельно работающих трансформаторов и автотрансформаторов мощностью 4000 кВА и выше и на трансформаторах мощностью 1000 кВА и выше, если токовая отсечка не позволяет добиться необходимой чувствительности при коротком замыкании на выводах высокого напряжения, а максимальная токовая защита имеет выдержку времени более, чем 0,5 с.

Поперечная дифференциальная защита. Принцип действия поперечной дифференциальной защиты так же заключается в сравнении значений токов, но в отличие от продольной, трансформаторы тока устанавливаются не на разных концах защищаемого участка, а на разных линиях, отходящих от одного источника (например, на параллельных кабелях, отходящих от одного выключателя). Если произошло внешнее короткое замыкание, то данная защита его не почувствует, так как разность значений силы тока, измеряемых на этих линиях, будет практически равна нулю. В случае же короткого замыкания непосредственно на одном из защищаемых кабелей разница токов не будет равняться нулю, что даст основание для срабатывания защиты.

Данная защита устанавливается только как дополнительная, что связано с серьёзным её недостатком: в случае выведения из эксплуатации одной из линий, защита перестаёт быть селективной, поэтому её приходится отключать. Однако, этот вид защиты довольно прост в исполнении, а также позволяет производить селективное отключение в тех сетях, где нет возможности установить токовую отсечку. Поперечную защиту применяют для защиты кабельных линий, генераторов.

Направленная поперечная дифференциальная защита. Применяется для защиты параллельных линий, присоединенным через самостоятельный выключатель. Защита выбирает и отключает только одну поврежденную линию. Защита состоит из пускового органа (токовое реле), которое включается также, как и в поперечной дифференциальной защите с участка направления мощности, включенного на разность токов защищаемых линий и на напряжение шин подстанции. Оперативный ток подается на реле защиты через последовательное соединение вспомогательных контактов защищаемых линий для того, чтобы защита автоматически выводилась из действия при отключении одной из линий, во избежание ее не селективного действия при внешнем КЗ. Значение и знак вращающего момента у реле направления мощности зависит от значения тока, напряжения и угла между ними.

При КЗ на линии 1 ток в линии 1 будет больше тока в линии 2, поэтому их разность, т.е. ток в реле, будет иметь такое же направление, как и ток в линии 1. Реле направления мощности замкнет контакт KW1 и защита отключит поврежденную линию 1.

При повреждении на линии 2 ток в ней будет больше тока в линии 1, и ток в реле изменит направление на противоположное. Замкнется контакт KW2 и защита отключит поврежденную линию 2.

1.1.5 Дистанционная защита

Для защиты сетей с более сложной схемой и несколькими источниками питания используются сложные защиты, такие как дистанционная защита.

Дистанционной защитой называется защита, выдержка времени которой автоматически изменяется в зависимости от удаленности места К.З. от места установки защиты.

Определение удаленности до места К.З. производится дистанционной защитой путем измерения сопротивления, которое определяется сравнением остаточного напряжения на шинах где установлена защита, и величины тока К.З., проходящего по защищаемой линии. Схема дистанционной защиты представлена на рисунке 1.8.



Рисунок 1.8 - Принципиальная схема дистанционной защиты

(1.12)

(1.13)

т.к. то (1.14)

Следовательно, отношение остаточного напряжения на шинах к току К.З., проходящему по защищаемой линии пропорционально расстоянию LК.З. от места установки защиты до места К.З.

Основным органом дистанционной защиты является реле сопротивления, которое измеряет сопротивление линии до места К.З., определяет, на каком участке произошло К.З. и совместно с другими органами защиты обеспечивает ее действие с необходимой выдержкой времени. Реле сопротивления могут выполняться, реагирующими на полное сопротивление, реактивное, активное.

В России используется только реле, реагирующее на полное сопротивление. Дистанционная защита выполняется так, чтобы их выдержка времени зависела от сопротивления, которое измеряют входящие в схему реле сопротивления. Эта зависимость называется характеристикой времени срабатывания защиты. Обычно изготавливают и используется дистанционная защита со ступенчатой выдержкой времени. Ступенчатая характеристика состоит из двух или трех участков, и показана на рисунке 1.9.

При К.З. в первой зоне защита действует с выдержкой времени t1 и реле сопротивления измеряет сопротивление от 0 до ZI и т.д. Таким образом, чем больше сопротивление до места К.З., тем с большей выдержкой времени действует защита. Первая зона защиты, как правило, настроена на 80-85% длины линии (Л1). Больший охват недопустим, т.к. из-за погрешностей ТТ, самих реле сопротивлений, ТН защита может сработать при К.З. на смежном участке линии (Л2).

Применяются два способа получения ступенчатой характеристики:

Отдельное реле сопротивления для каждой ступени.

Для первой и второй зоны одно реле сопротивления.

Для третьей зоны устанавливается отдельное реле сопротивления.

Реле сопротивления по принципу своего действия срабатывает, когда измеренное им сопротивление меньше настроенной уставки на нем. Поэтому реле сопротивления второй зоны срабатывает при К.З. в первой и второй зоне, а реле сопротивления третьей зоны при К.З. в первой, второй третьей зонах. Однако поскольку выдержка времени второй зоны больше первой, а выдержка третьей больше второй, то всегда срабатывает ступень с меньшей выдержкой, чем и обеспечивается ступенчатость характеристики.



Рисунок 1.9 - Ступенчатая характеристика

Дистанционная защита относится к сложным защитам, состоящей из нескольких элементов:

пусковой орган - для пуска защиты при К.З. Выполняется на реле полного сопротивления

дистанционный орган - удаленности К.З.;

орган выдержки времени;

блокировка, действующая при повреждении цепей напряжения, питающих защиту;

блокировка, действующая при качаниях, которые воспринимаются пусковыми реле и реле сопротивления как К.З.

1.1.6 Дифференциально-фазная (высокочастотная) защита (ДФЗ)

Это основная быстродействующая защита от всех видов коротких замыканий - высокочастотная дифференциально-фазная защита. ДФЗ есть трех больших серий - это ДФЗ-2 и ДФЗ-201; ДФЗ-401, 402; ДФЗ-503, 504. Обычно ДФЗ двухсотой серии устанавливаются на линиях 110-330кВ, серии четырехсотой и пятисотой - линиях 500 кВ и выше. Самая надежная и при этом не слишком сложная защита - ДФЗ-504, которая и получила сейчас наибольшее распространение.

Отдельное реле сопротивления для каждой ступени. Защита ДФЗ - двухсторонняя, поэтому полноценная работа ее возможна лишь при установке двух одинаковых комплектов на двух концах линии.

На рисунке 1.10 представлена схема одного полукомплекта защиты ДФЗ.

Пусковой орган реагирует на любое нарушение нормальной работы в сети, получая информацию от трансформаторов тока и напряжения, установленных на линии. Пусковой орган выполняет следующие функции - пускает орган сравнения фаз, пускает высокочастотный передатчик, готовит цепи отключения выключателя и сигнализирует о пуске защиты (двух последних функций рисунок не отражает). Орган манипуляции, получая также токи с трансформатора тока линии преобразует трехфазный ток сети в однофазное напряжение со строгим соблюдением полярности (т.е. когда ток был положительным, и напряжение будет положительным). Манипулированный сигнал подводится к передатчику , который формирует в соответствии с подводимой полярностью пачки высокочастотных импульсов (во время положительной полуволны - пачка, во время отрицательной полуволны - пауза).

С высокочастотного тракта приходит от чужого передатчика точно такой же сигнал, который вместе с сигналом нашего передатчика поступает на приемник 5, в котором сигналы складываются. В результате на выходе приемника либо нуль (если КЗ внешнее), либо прерывистые сигналы (если КЗ на линии). Орган сравнения фаз 3 при наличии прерывистого сигнала на его входе срабатывает и дает команду на отключение выключателя.

Защита срабатывает только при коротких замыканиях в пределах защищаемой линии, когда на обоих концах её ток короткого замыкания направлен от шин в линию. Фазу тока на противоположном конце линии каждый полукомплект защиты определяет с помощью высокочастотной части защиты. Если на любом конце линии направление тока короткого замыкания будет от линии на шины, то ДФЗ блокируется на обеих сторонах линии.

Из рисунка 1.10 видно, как ДФЗ определяет какое короткое - свое или внешнее. У ДФЗ сигнал на отключение линии - результат суммирования двух сигналов - сигнала с вч приемника, и сигнала с пусковых органов. Имеется несколько пусковых органов. Во-первых, это пусковой орган по току обратной последовательности, во-вторых, реле сопротивления и два токовых реле, которые все вместе действуют при симметричных КЗ. У некоторых типов ДФЗ есть блокировка при неисправности цепей напряжения, у некоторых - только сигнализация.

Однако неисправность цепей напряжения (кратковременно) в общем случае не приводит к ложной работы ДФЗ (отсутствуют ВЧ-сигналы).

Это сама линия от высокочастотного заградителя на одной подстанции до заградителя на другой подстанции. Функция заградителя - не пропускать на подстанцию частоту приемопередатчика, чтобы частотный сигнал, которым обеспечивается связь оставалась в пределах линии. Полосу пропускания частот определяет элемент настройки. Далее в ВЧ-канале показанном в виде отдельной схемы на рисунке 1.11, стоит конденсатор связи, который состоит из нескольких набранных последовательно конденсаторов. Конденсатор связи включен прямо в фазу линии, поэтому на его верхней обкладке первичное напряжение, а нижняя обкладка конденсатора связи заземлена. Функция конденсатора связи - соединение первичной сети с высокочастотной аппаратурой.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 1.10 - Структурная схема одного полукомплекта

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 1.11 - Схема ВЧ-канала

К нижней заземленной обкладке конденсатора присоединяется фильтр присоединения, имеющий дополнительный заземляющий нож для безопасности обслуживающего персонала. Этот нож дублирует шинку заземления нижней обкладки конденсатора. Функция фильтра присоединения - согласование ВЧ канала и приемопередатчика. У ВЧ канал есть несколько основных характеристик - это помехи, затухание в канале и мощность передатчика, которую он способен выдать в канал. Затухание в канале определяется степенью несогласованности аппаратуры и канала, и затуханием в линии, определяющееся параметрами линии.

А+ Анес +Авч тракта, (1.15)

где А - затухание сигнала, Анес - затухание несогласованности, Авч тракта - затухание в вч тракте линии.

На линиях сверхдлинных аппаратура работать не будет.

Помехи бывают трех видов:

Помехи от короны;

Помехи от разрядов в искровых промежутках грозотросов линии;

Помехи от другой аппаратуры в этом канале.

В общем случае, когда канал хорошо настроен запас по затуханию, т.е. превышение мощности нашего сигнала над мощностью суммарной помехи достаточно большой:

А=Рпрд-Рпом=45-10=35 дб

Однако в процессе эксплуатации параметры ВЧ канала могут ухудшится - могут быть плохо отрегулированы искровые промежутки, может сгореть элемент настройки на ВЧ заградителе, может повредится ВЧ кабель и т.д. и помеха вырастет до больших размеров. ВЧ приемники перестанут слышать друг друга. Самое же страшное для ВЧ канал - это гололед. При образовании гололеда на тросе линии ВЧ канал может пропасть в течение нескольких часов, даже десятков минут. Поэтому для гололедных районов, во-первых, увеличен запас по затуханию, во-вторых при угрозе гололеда все приемопередатчики переводятся на ускоренный автоконтроль (на некоторых устройствах - до 15 минут).

При внешнем КЗ оба комплекта ДФЗ пускаются от пусковых органов, ВЧ передатчики отправляют друг другу пачки импульсов, но из-за гололеда не получают их. Приемники принимают только свой сигнал и воспринимают это как свое КЗ, защита работает ложно на отключение.

Автоконтроль ВЧ канала (либо ручной обмен импульсами) нужен именно для проверки исправности ВЧ канала.

ДФЗ нормально действует на отключение линии через панель ОАПВ. Если ОАПВ выводится в ремонт, или неисправно, тогда переводим накладку на действие через ТАПВ.

1.2 Состояние и перспективы развития техники релейной защиты

Все устройства РЗ можно разделить на несколько поколений в зависимости от элементной базы, т.е. от типов применяемых реле и от принципов их действия. Предлагаемая в проекте классификация приведена в таблице 1.1.

Первое и второе поколения устройств РЗ выполнялись на основе электромеханических реле: электромагнитных, индукционных, магнитоэлектрических. Реле первого поколения имели различные недостатки: сложную механическую конструкцию, сложную регулировку, плохие контакты и пр., которые были устранены в реле второго поколения.

Например, электромагнитные токовые реле первого поколения типа ЭТ-520 имели вибрацию контактов при больших токах КЗ. В электромагнитных реле тока второго поколения типа РТ-40, пришедших им на смену, этот недостаток был устранен.

Таблица 1.1- Классификация устройств релейной защиты по элементной базе

Поколение	1	2	3	4	5
Элементная база	Электромеханические реле	Электромеханические реле	Транзисторы	ИМС	МП
Реле тока	ЭТ-521 - ЭТ-523	РТ-40	-	РСТ-11, РСТ-13	-
Реле напряжения	ЭН-520	РН-53, РН-54	-	РСН-14 - РСН-17	-
Реле времени	-	РВ-100, РВ-200	-	РВ-01, РСВ-14	-
Реле мощности	ИМБ-170, ИМБ-270	РБМ-170, РБМ-270	-	РМ-11, РМ-12	-
Дифференциальные защиты трансформаторов	РНТ-562, ДЗТ-1	РНТ-565, ДЗТ-11	ДЗТ-21	РСТ-15	SPAD-346C, MCDT-4 MRDT-4, Сириус-Т
Основные защиты ВЛ 110-220 кВ	ДФЗ-2	ДФЗ-201	ДФЗ-П	ПДЭ-2802	ШЭ2607 031, ШЭ2607 032, ШЭ2607 081
Резервные защиты ВЛ 110-220 кВ	ПЗ-156 - ПЗ-159	ЭПЗ-1636	ПЗ-201	ШДЭ-2801, ШДЭ-2802	ШЭ2607 011, ШЭ2607 012, ШЭ2607 016, ШЭ2607 021, REL-511, 7SA522

К первому поколению можно отнести панели дистанционных защит ВЛ 110-220 кВ типа ПЗ-150, в которых применялись сложные в регулировке индукционные реле сопротивления. В панели защиты ВЛ 110-220 кВ второго поколения типа ЭПЗ-1636 применяются реле сопротивления, выполненные на принципе сравнения величин с помощью нуль-индикатора. Эти реле имеют свои недостатки, но все-таки они гораздо легче в эксплуатации, чем индукционные.

К третьему поколению можно отнести устройства РЗ, выполненные на простых полупроводниковых приборах: диодах, стабилитронах, транзисторах. Например, вместо панели ЭПЗ-1636 выпускалась панель ПЗ-201. Но устройства РЗ на транзисторах оказались неконкурентоспособными, не имеющими существенных преимуществ перед электромеханическими устройствами. Поэтому широкого распространения они не получили.

В электрических сетях России основная масса устройств РЗ относится ко второму поколению, но еще имеются в эксплуатации и устройства первого поколения.

Четвертое поколение устройств РЗ выполняется на базе электронных устройств с применением интегральных микросхем (ИМС).

Устройства РЗ на ИМС имеют некоторые параметры намного лучшие, чем электромеханические.

Например, реле тока РСТ-11, РСТ-13 имеют намного лучшую сейсмостойкость, чем реле РТ-40.

Реле времени РВ-01 имеют лучшую стабильность выдержек времени, чем РВ-100, РВ-200.

Защиты ШДЭ-2801, ШДЭ-2802, ПДЭ-2802 имеют меньшую потребляемую мощность от ТТ и ТН, большую чувствительность, большее быстродействие, функциональный самоконтроль и тестовый контроль исправности защиты.

Пятое поколение - микропроцессорные (МП) устройства РЗ. Микропроцессор - электронное устройство, работа которого определяется не схемой, а программой.

Ниже приводится краткая характеристика фирм, широко представленных в России.

Совместное предприятие шведской фирмы ABB и ЧЭАЗ - «ABB-Автоматизация». Выпускает устройства РЗ для сетей 6-750 кВ. Вся идеология, конструкция, программа - все фирмы ABB.

Санкт-Петербургская фирма «Механотроника» (в настоящее время входит в состав фирмы «Самарский электрощит». Выпускает устройства РЗ для сетей 6-35 кВ. И разработка, и изготовление, и идеология - все отечественное. Импортные только комплектующие. К настоящему времени существенная доля акций «Самарского электрощита» приобретена фирмой Шнайдер-Электрик.

Научно-производственное предприятие «Экра». Организовано на основе 4 отдела ВНИИР, который (отдел) занимался в СССР разработкой устройств РЗ для электроэнергетики. Выпускает устройства РЗ для генераторов, трансформаторов и линий 110-500 кВ.

«Сименс». Выпускает устройства РЗА, не соответствующие российской идеологии РЗА и не адаптирующиеся к нашим требованиям и условиям.

МП устройства имеют очень большие возможности, которые определяются, в основном, программой работы МП устройства. Например, микропроцессорное устройство управления выключателем и защиты ВЛ 110-220 кВ ШЭ2607 011 производства НПП «Экра» имеет следующие функции:

Трехступенчатая ДЗ.

Четырехступенчатая ЗЗ.

Токовая отсечка,.

Управление выключателем.

АПВ.

УРОВ.

Аварийный осциллограф.

Регистратор событий.

Определение места повреждения (ОМП).

Автоматический самоконтроль.

Все микропроцессорные устройства РЗ имеют возможность подключения к локальной компьютерной сети и обеспечивают выдачу в сеть всей имеющейся в них информации, в том числе и текущих значений всех электрических величин.

Сейчас техника релейной защиты переживает переход от электромеханических устройств второго поколения и электронных устройств четвертого поколения к микропроцессорным устройствам пятого поколения.

Сравнение устройств РЗ разных поколений приведено в таблице 1.2 и рассмотрено ниже.

Таблица 1.2 - Сравнение общих свойств релейной защиты при различной элементной базе

Сравниваемый параметр	Электромеханические устройства	Электронные устройства	Микропроцессорные устройства
Надежность	+	-	?
Помехоустойчивость	+	-	?
Параметры измеритель-ных органов	-	+	+
Функциональность	-	+	++
Трудозатраты на техническое обслуживание	-	-	?
Стоимость	+	-	--
Массогабаритные показатели	-	-	+

Надежность. Правильные срабатывания электромеханических устройств РЗ составляют около 99,5% от всех случаев срабатываний. Электронных устройств РЗ - около (40-80)%. В принципе электронные устройства должны быть на порядок надежнее электромеханических. Низкая надежность современных электронных устройств РЗ объясняется низким уровнем их разработки, изготовления и эксплуатации. Поэтому следует ожидать в дальнейшем повышения процента правильности работы электронных устройств РЗ. Надежность микропроцессорных устройств РЗ теоретически должна быть очень высокой, практически - неизвестно, нет достаточного опыта эксплуатации.

Помехоустойчивость. В принципе низкая помехоустойчивость электронных устройств РЗ - явление временное и в перспективе этот недостаток электронных устройств РЗ должен быть устранен. Помехоустойчивость микропроцессорных устройств РЗ теоретически должна быть высокой, практически - неизвестно, нет достаточного опыта эксплуатации.

Функциональность. Функциональность электронных устройств РЗ выше, чем электромеханических: в комплектных электронных устройствах РЗ имеются дополнительные функции, которых нет в электромеханических устройствах РЗ (функциональный самоконтроль, тестовый контроль, дополнительные измерительные органы и пр.). Функциональность микропроцессорных устройств РЗ намного выше, чем электромеханических и электронных вместе взятых: микропроцессорные устройства РЗ кроме функций РЗ могут выполнять достаточно много дополнительных функций.

Трудозатраты на техническое обслуживание. Трудозатраты на техническое обслуживание электромеханических и электронных устройств РЗ достаточно велики, трудозатраты на техническое обслуживание микропроцессорных устройств неизвестны, нет достаточного опыта эксплуатации.

Стоимость. На сегодняшний день стоимость электромеханических устройств РЗ заметно меньше стоимости электронных устройств РЗ, а микропроцессорные устройства РЗ стоят заметно больше электронных. Наблюдается тенденция снижение стоимости микропроцессорных защит.

Массогабаритные показатели. Массогабаритные показатели электромеханических и электронных устройств примерно одинаковы, а микропроцессорных - существенно меньше.

Итоги эксплуатации устройств релейной защиты. Не лишний раз напомнить, что надежность функционирования систем РЗА играет значительную роль в обеспечение системной надежности электроснабжения. Она характеризует устойчивое функционирование устройств и систем РЗА в различных режимах работы электрических сетей.

За последние годы отмечено снижение (ухудшение) показателя правильной работы устройств РЗА согласно приведенной статистике на рисунке 1.12. При рассмотрении условной виновности неправильной работы МП устройств РЗА находиться простое объяснение низкого показателя правильной работы. Основными причинами является большое разнообразие типоисполнений устройств различных производителей, недостаток нормативных документов по проектированию, внедрению и эксплуатации, а также низкий уровень подготовки специалистов обслуживающих эти устройства.