МУ по КП. Курсовой проект должен включать в себя введение, основную часть и заключение, а также список использованной литературы
 Скачать 1.28 Mb.
|
|
Если дальнее резервирование не обеспечивается, то должно осуществляться ближнее резервирование, т.е. установка двух или более независимых устройств защиты, резервирующих друг друга. Как правило, в сетях 110 кВ и выше также выполняются специальные устройства резервирования при отказе выключателей (УРОВ). В тех случаях, когда полное обеспечение дальнего резервирования связано со значительным усложнением защиты или технически невозможно, «Правила» допускают не резервировать отключения КЗ за трансформатором, на реактированных линиях, в конце длинного смежного участка линии напряжением 6-35 кВ, а также на линиях напряжением 110 кВ и выше при наличии ближнего резервирования. Допускается осуществлять дальнее резервирование только при наиболее частых видах повреждения (например, при КЗ на землю в сетях 110 кВ и выше, которые составляют примерно 85% всех видов КЗ). Допускается предусматривать неселективное действие защиты при КЗ на смежных элементах (при дальнем резервном действии) с обесточиванием в отдельных случаях подстанций; при этом следует по возможности обеспечивать исправление этих неселективных отключений действием устройств АПВ или АВР. Чувствительностью релейной защиты называют ее способность реагировать на все виды повреждений и аварийные режимы, которые могут возникать в пределах основной защищаемой зоны и зоны резервирования. Оценка чувствительности основных типов релейных защит должна производится при помощи коэффициентов чувствительности, значения которых для разных типов защиты и реле указываются в «Правилах» [1]. Определение коэффициентов чувствительности производится при наиболее неблагоприятных видах повреждения, но для реально возможного режима работы электрической системы. Все короткие замыкания при этом рассматриваются как металлические, т.е. не учитываются возможные переходные сопротивления в месте КЗ и в том числе сопротивление электрической дуги. Исключение составляют сети напряжением до 1 кВ [9]. Если при расчете коэффициентов чувствительности выясняется, что возможно неселективное действие защиты последующего (питающего) элемента из-за отказа вследствие недостаточной чувствительности защиты предыдущего элемента, то чувствительность этих защит необходимо согласовать между собой. Методы и примеры согласования чувствительности однотипных и разнотипных защит смежных элементов, обеспечивающих их селективную работу, рассматриваются в [6]. Вместе с тем «Правила» допускают не согласовывать между собой чувствительность тех ступеней защит смежных элементов, которые предназначены для дальнего резервирования, если неотключение КЗ вследствие недостаточной чувствительности последующего (питающего) элемента, например, автотрансформатора, может привести к тяжелым последствиям. Решение об отказе согласования чувствительности защит должно утверждаться руководством энергетического предприятия наряду с решением о вынужденном выполнении неселективных защит или других отступлений от основных требований к релейной защите. В России действует Инструкция по учету действий РЗА, где оговариваются условия оформления возможных неправильных действий РЗА как заранее допущенных (издание 1990 г.). 1.3 Общие требования к расчету (выбору уставок) релейной защиты Расчет релейной защиты заключается в выборе рабочих параметров срабатывания (рабочих уставок) как отдельных реле, так и многофункциональных устройств защиты, в том числе терминалов серии SEPAM. Во всех существующих и разрабатываемых устройствах защиты должна быть предусмотрена возможность плавного или ступенчатого изменения параметров срабатывания в определенных пределах. Но только правильный выбор и установка рабочего параметра превращают «реле» в «релейную защиту» конкретной электроустановки! Традиционно выбор рабочих характеристик и уставок («настройка») РЗА производится в расчете на «наихудший случай», учитывая что неправильное действие РЗА может привести к нарушению электроснабжения. И даже при том, что действие было оформлено как заранее допущенное (см. выше), ущерб от неселективного срабатывания и, тем более, отказа РЗА может вызвать непредвиденные тяжелые последствия и для потребителей, и для электроснабжающего предприятия. Для выполнения расчета релейной защиты (выбор рабочих характеристик и уставок) прежде всего необходимы полные и достоверные местные исходные данные, к которым относятся: - первичная схема защищаемой сети и режимы ее работы (с указанием, как создаются рабочие и ремонтные режимы – автоматически или неавтоматически); - сопротивление и ЭДС (или напряжения) питающей системы для максимального и минимального режимов ее работы (или мощности КЗ); - режимы заземления нейтралей силовых трансформаторов; - параметры линий, трансформаторов, реакторов и т.д.; - значения максимальных рабочих токов линий, трансформаторов и т.п. в рабочих, ремонтных и послеаварийных режимах; - характеристики электроприемников (особенно крупных электродвигателей); - типы выключателей; - типы и параметры измерительных трансформаторов тока и трансформаторов напряжения с указанием мест их установки в схеме сети; - типы и параметры срабатывания (уставки) существующих устройств защиты и автоматики на смежных элементах (как питающих, так и отходящих); - типы и принципиальные схемы устройств релейной защиты и автоматики, подлежащих расчету [7]. Для обеспечения селективности РЗ рабочие уставки защит с относительной селективностью на смежных элементах (линиях, трансформаторах) должны быть согласованы между собой. Для максимальных токовых защит речь идет о согласовании по току (чувствительности) и по времени. Поэтому выбор уставок следует производить, как правило, не для одного элемента, а для участка сети, причем «попарно». В каждой паре одна, например, линия и её защита будут называться «предыдущими» или нижестоящими (downstream), а другая линия (защита), расположенная ближе к источнику питания – «последующей» или вышестоящей (upstream). В течение производства расчета пары и названия элементов будут изменяться, т.е. та РЗ, которая была вышестоящей (последующей) может стать предыдущей в паре с РЗ питающей линии (трансформатора). Выбор уставок в такой сети ведется от наиболее удаленного элемента по направлению к источнику питания. При необходимости расчета уставок защиты одного вновь включаемого элемента надо согласовать выбранные уставки с уставками существующих защит, по возможности не изменяя последних. В общем случае релейная защита не должна ограничивать возможности полного использования основного электрического оборудования сети. Однако при разработке режимов работы сети, в свою очередь должны учитываться и технические возможности типовых устройств релейной защиты. Не исключено, что по результатам расчета уставок некоторые редкие режимы могут быть запрещены. Необходимо комплексное рассмотрение вопросов релейной защиты и противоаварийной автоматики сети (АПВ, АВР, делительных устройств, автоматического секционирования) [6]. Немаловажное значение имеет оформление материалов РЗА. Расчет уставок должен состоять, как правило, из разделов: 1. Исходные данные (с указанием источников информации). 2. Расчет токов КЗ. 3. Выбор уставок (с необходимым графическом материалом в виде схем, карт селективности и др.). 4. Результаты расчета. Этот раздел должен содержать окончательно выбранные характеристики, уставки и данные для регулировки (программирования терминалов). Рекомендуется прикладывать к расчету схему сети с условными обозначениями типов устройств релейной защиты и указанием выбранных уставок. В характерных точках сети на схеме могут быть приведены значения токов КЗ. На основании расчета составляются задания на наладку защиты каждого из элементов сети. Задание на наладку защиты должно содержать: 1) наименование и технические данные защищаемого элемента (необходимые для расчета токов КЗ и уставок защиты); 2) тип, коэффициент трансформации, схему соединения и место установки трансформаторов тока и, при необходимости, трансформаторов напряжения; 3) номера принципиальных схем релейной защиты, автоматики и управления защищаемого элемента, дату их выпуска и наименование организации, выпустившей эти схемы (или одну общую схему); 4) рабочие уставки терминалов (реле); для токовых реле, имеющих обратную зависимость времени действия от тока, дополнительно указываются ток и время срабатывания, соответствующие независимой части характеристики, а при необходимости особенно точной настройки – ещё несколько контрольных точек (тока и времени) в зависимой части характеристики (например, при вынужденном уменьшении ступени селективности); для цифровых реле (терминалов) дополнительно указываются наименования времятоковых характеристик, их коды и другие параметры настройки в соответствии с [7]. В примечании к заданию должны указываться расчетные условия, для которых выбраны рабочие уставки: максимальные рабочие токи защищаемого элемента, режимы его работы и т.п. При необходимости указываются сменные уставки. В задании следует привести конкретные указания по эксплуатации устройств релейной защиты и автоматики (если таковые имеются), которые затем будут включены в инструкцию для оперативного дежурного персонала. Задание должно быть согласовано с организацией, эксплуатирующей энергетический объект, от которого получает питание защищаемый элемент. Все сделанные расчеты и задания на наладку должны регистрироваться в специальных журналах. Особенности расчета уставок для цифровых устройств Sepam Для цифровых терминалов SEPAM уставки рассчитываются и задаются в первичных величинах или в процентах от номинальных значений (в зависимости от типа применяемых защит). Защиты SEPAM имеют две группы уставок. Одна из которых может называться основной (А), другая – резервной (В). Перевод SEPAM с одной группы уставок на другую выполняется в режиме настройки терминала. Следует отметить, что в терминалах SEPAM группы уставок А и В реализуются только для токовых защит 50/51, 50N/51N, 67 и 67N/67NC. 1.4 Основные условия расчета ступенчатых токовых защит линий от междуфазных КЗ Микропроцессорные терминалы SEPAM обладают многими достоинствами: простой ввод уставок, возможность работы в составе АСУ, выполняют диагностику состояния выключателя, ведут осциллографирование аварийных процессов и др. В числе достоинств цифровых реле – возможность выбора любой из нескольких времятоковых характеристик, «записанных» в памяти токового модуля. Пять типов обратнозависимых времятоковых характеристик в цифровых реле SEPAM приняты по стандарту МЭК (IEC 60255-3), еще один повторяет характеристику электромеханического (индукционного) реле RI (Швеция, фирма ASEA, 1900 е г.г.). Также можно использовать фиксированное время срабатывания, т.е. время, которое не зависит от значения тока в реле при междуфазном КЗ (рис.1.5). Наряду со стандартом МЭК в цифровых реле SEPAM использованы стандарты IEEE (C-37112), IAC. Использование цифровых (микропроцессорных) реле не освобождает от необходимости предварительной настройки каждого реле и, в первую очередь, выбора только одной из заложенных в реле времятоковой характеристики для каждой ступени токовой защиты, главным образом – для наиболее чувствительной ступени, называемой максимальной токовой защитой (МТЗ). Рисунок1.5 - Примеры времятоковых характеристик реле SEPAM В технических описаниях цифровых реле, также как и в стандартах МЭК, IEEE, IAC времятоковые характеристики МТЗ заданы математическими формулами. Для построения этих характеристик с целью их согласования с характеристиками других защитных аппаратов (реле и плавких предохранителей) необходимо знать основные традиционные условия выбора уставок максимальных токовых защит (токов срабатывания, характеристик, времени срабатывания). Сравнительный анализ разных типов обратнозависимых времятоковых характеристик цифровых реле и российских аналоговых реле РТВ-I, II, III, РТ-80, а также времятоковых характеристик российских плавких предохранителей типа ПКТ показал, что в большинстве случаев наиболее подходящей для России является "стандартная обратнозависимая", или "нормальная", характеристика (МЭК) и ей подобные характеристики стандартов IEEE ("умеренно обратнозависимая") и IAC ("обратнозависимая"). Однако, может возникнуть необходимость использования и других типов характеристик. Это будет рассмотрено далее в примерах. Для электрических сетей с непостоянным режимом питания в цифровых реле SEPAM предусмотрена возможность выставления двух (А и В) наборов уставок по току и по времени, один из которых может автоматически или по внешней команде заменить другой. Выбор уставок для таких сетей производится дважды: сначала для одного режима питания сети (“нормального”), а затем для другого (“аварийного”). Таким образом, в результате расчета трехступенчатой (четырехступенчатой) максимальной токовой защиты должны быть выбраны ток срабатывания и время срабатывания каждой ступени защиты, а для МТЗ - обратнозависимая времятоковая характеристика или независимая характеристика времени срабатывания защиты (рис.1.6). Традиционно все токовые реле защиты от междуфазных КЗ выполняются многоступенчатыми. Первое аналоговое индукционное реле RI (РТ-80) выполняет двухступенчатую защиту, имея в своей конструкции защиту первой ступени (отсечку) и МТЗ с обратнозависимой времятоковой характеристикой. Однако, для выполнения многоступенчатой токовой защиты в трехфазном исполнении требуется большое количество аналоговых реле. В цифровых реле эта защита размещается в одном модуле. Рисунок1.6 - Примеры времятоковых характеристик токовых защит Ток срабатывания у отсечек значительно больше, чем у максимальной токовой защиты. Отсечки поэтому называют "грубыми" ступенями защиты, а МТЗ - "чувствительной" ступенью, которая обеспечивает отключение коротких замыканий не только на защищаемом элементе, но и при необходимости на смежных элементах (предыдущих или нижестоящих, "downstream"), выполняя функции «дальнего резервирования». Условные обозначения типов характеристик МТЗ в России: - независимая времятоковая характеристика (рис.1.6, б); -обратнозависимая от тока времятоковая характеристика (рис.1.6, а). 1.5 Расчеты рабочих уставок максимальной токовой защиты линий (МТЗ) Расчет уставок ступенчатых токовых защит рекомендуется начинать с наиболее чувствительной ступени, т.е. МТЗ. Ток срабатывания МТЗ выбирается в амперах (первичных) по трем условиям: - несрабатывания защиты 2РЗ при сверхтоках послеаварийных перегрузок, т.е. после отключения короткого замыкания на предыдущем элементе (рис.1.7); Рисунок1.7 - Расчётная схема для выбора уставок релейной защиты (РЗ) - согласования чувствительности защит последующего и предыдущего элементов (Л2 и Л1 на рис.1.7); - обеспечения достаточной чувствительности при КЗ в конце защищаемого элемента (основная зона) и в конце каждого из предыдущих элементов (зоны дальнего резервирования). Предыдущий элемент можно называть “нижестоящим” (downstream), а последующий – “вышестоящим” (upstream). По первому из этих условий ток срабатывания МТЗ на Л2 выбирается по стандартному выражению: макс раб в сзп н з с I k k k I , (1.1) где k н - коэффициент надежности несрабатывания защиты; k в - коэффициент возврата максимальных реле тока; k сзп - коэффициент самозапуска нагрузки, отражающий увеличение рабочего тока I раб.макс за счет одновременного пуска всех тех электродвигателей, которые затормозились при снижении напряжения во время короткого замыкания. При отсутствии в составе нагрузки электродвигателей напряжением 6 кВ и 10 кВ и при времени срабатывания МТЗ более 0,3 с можно принимать значения k сзп 1,1 1,3. Значения коэффициентов k н и k в для цифровых реле SEPAM и подобных соответственно 1,1 и 0,935 5 %. Максимальные значения коэффициента самозапуска при значительной доле электродвигательной (моторной) нагрузки определяются расчетом для конкретных условий, но обязательно при наиболее тяжелом условии пуска полностью заторможенных электродвигателей. Максимальное значение рабочего тока защищаемого элемента I раб.макс определяется с учетом его максимально допустимой перегрузки. Например, для трансформаторов 10 и 6 кВ мощностью до 630 кВА в России допускается длительная перегрузка до 1,6 1,8 номинального тока, для трансформаторов двухтрансформаторных подстанций 110 кВ до 1,4 1,6 номинального тока. Для некоторых элементов перегрузка вообще не допускается (кабели напряжением выше 10 кВ, реакторы). Значения допустимых максимальных нагрузок определяют диспетчерские службы. По условию согласования чувствительности защит последующего (защищаемого) и предыдущих элементов ток срабатывания последующей защиты выбирается по выражению: n N 1 ) n N ( макс раб n 1 ) n ( макс пред з с р с н посл з с I I k k I , (1.2) где k н.с - коэффициент надежности согласования, значения которого зависят от типа токовых реле и принимаются в пределах от 1,1 при согласовании терминалов SEPAM с реле типа РТ-40, РСТ, SEPAM и SPAC до 1,3 1,4 при согласовании SEPAM с реле прямого действия типа РТВ; k р - коэффициент токораспределения, который учитывается только при наличии нескольких источников питания, а при одном источнике питания равен 1; n 1 ) n ( макс пред з с I - наибольшая из геометрических сумм токов срабатывания максимальных токовых защит параллельно работающих предыдущих элементов n (рис.1.8); при разнице между углами фазового сдвига напряжения и тока для всех предыдущих элементов n не более 50 градусов допустимо арифметическое сложение вместо геометрического; n N 1 ) n N ( макс раб I - геометрическая сумма максимальных значений рабочих токов всех предыдущих элементов (N), за исключением тех, с защитами которых производится согласование (n); при примерно однородной нагрузке практически допустимо арифметическое сложение вместо геометрического, что создает некоторый расчетный запас [5]. Рисунок1.8 - Схема электрической сети с параллельно работающими предыдущими элементами 3,4 и 5-7, поясняющая условие (1.2) согласования чувствительности максимальных токовых защит последующих и предыдущих элементов. Например, для каждой из предыдущих линий 2-7 (рис.1.8) значения рабочего тока I раб.макс = 100 А; ток срабатывания у защит 5-7 линий, работающих параллельно (n = 3), одинаков: I с.з = 300 А. Тогда ток срабатывания максимальной токовой защиты последующей линии 1 по условию (1.2) при k н.с = 1,1 должен быть I с.з.1 1,1 (3 300 + 3 100) 1320 А. Установив такой ток срабатывания защиты последующей линии 1, можно быть уверенным в том, что ее измерительные органы сработают лишь при таких значениях тока КЗ, при которых обеспечивается срабатывание защит предыдущих элементов. При этом учитывается возможность распределения тока КЗ по двум или трем параллельно работающим предыдущим линиям или трансформаторам. Параллельная работа более чем трех элементов осуществляется очень редко. Правила устройства электроустановок в России [2] требуют выполнять согласование чувствительности защит во всех случаях, когда возможно действие защиты последующего элемента (линия 1 на рис.1.8) из-за отказа вследствие недостаточной чувствительности защиты предыдущего элемента. Надо отметить, что в распределительных сетях, где в основном и применяются максимальные токовые защиты, весьма вероятны отказы защит из-за недостаточной чувствительности при КЗ в зонах дальнего резервирования. Например, при удаленных КЗ на линиях при отказе собственной защиты или выключателя (линия 8 на рис.1.8) или при этих же условиях при КЗ в трансформаторах, в электродвигателях, за реакторами и т.п., когда значения токов КЗ невелики и близки к токам срабатывания защит последующих элементов (линий 5-7 на рис.1.8). Защиты этих элементов находятся на грани срабатывания и могут отказать. В это же время по последующему элементу 1 проходит суммарный ток: ток КЗ и нагрузки, и его защита может сработать неселективно. Наиболее тяжелыми условия согласования чувствительности максимальных токовых защит оказываются при параллельно работающих предыдущих элементах, при разнотипных времятоковых характеристиках согласуемых защит (в том числе и плавких предохранителей), а также при установке на предыдущих элементах дистанционных защит [6]. Из полученных по выражениям (1.1) и (1.2) значений токов срабатывания защиты выбирается наибольшее. Цифровые реле SEPAM имеют плавную регулировку токов срабатывания (уставок). Многие электромеханические реле в России имеют ступенчатую регулировку тока срабатывания (РТВ, РТ-80). Оценка эффективности защиты производится с помощью коэффициента чувствительности k чув , который показывает, насколько ток в реле защиты при разных видах КЗ превышает ток срабатывания I с.р (уставку): р с мин р чув I I k , (1.3) где I р.мин - минимальное значение тока в реле при наименее благоприятных условиях, А. При определении значения этого тока необходимо учитывать вид и место КЗ, схему включения измерительных органов (реле) защиты, а также реально возможные минимальные режимы работы питающей энергосистемы, при которых токи КЗ имеют наименьшие значения. Минимальные значения коэффициента чувствительности защит должны быть не менее чем требуется «Правилами» [2]. Например, для максимальной токовой защиты они должны быть не менее 1,5 при КЗ в основной зоне защиты и около 1,2 при КЗ в зонах дальнего резервирования, т.е. на предыдущих (нижестоящих) элементах. |