МУ по КП. Курсовой проект должен включать в себя введение, основную часть и заключение, а также список использованной литературы
 Скачать 1.28 Mb.
|
|
б. Неселективное отключение всей секции 10 кВ приведет к дополнительному ущербу от недоотпуска электроэнергии. Можно приближенно оценить этот ущерб, как делается в зарубежных странах, например в Скандинавии. Дополнительно отключенная нагрузка с I н =200 А соответствует 3600 кВА и при cos = 0,8 равна Р = 2880 кВт. Стоимость ущерба в USD на 1 кВт от прекращения электроснабжения рассчитывается по формуле: c = a + tb, (1.12) где a - постоянная (фиксированная) часть ущерба (USD/кВт); b - переменная часть ущерба (USD/кВтч); t - продолжительность отсутствия электроснабжения (ч). Ущерб в USD при известном электропотреблении Р подсчитывается с учетом Р: у = aP + tbP, (1.13) где Р - потребляемая мощность (кВт). Постоянная составляющая (a) учитывается, невзирая на продолжительность отсутствия электроснабжения, будь то одна секунда или несколько часов. Потребительскийс ектор Сельский Бытовой Промыш- ленный Обслужи- вание Муниципаль- ный Постоянная составляющая "а",USD/кВт 0 0 1,2 1,1 0,5 Переменная составляющая "b",USD/кВтч 8,1 1,6 12,2 7,8 4,8 Переменная составляющая (b) различна для разных потребителей и дана как средняя величина в вышеприведенной таблице. В этой таблице стоимость ущерба у скандинавских потребителей по причине прекращения электроснабжения базируется на данных из работы "Kostnader fцr elavbrott, TemaNord, 1994 627". Количество проанализированных в этой работе потребителей более 13 тысяч. Главный метод для анализа - обследование потребителей. Стоимость ущербов определялась самими потребителями [6]. Предположим, что на оперативные переговоры и осмотр распределительного устройства 10 кВ, отключенного действием МТЗ, потребуется 0,5 часа. Тогда продолжительность отсутствия электроснабжения в выражениях (1.12) и (1.13) равна t = 0,5 ч. Легко подсчитать, что ущерб для сельских потребителей: у = 0 + 0,5 8,1 2880 = 11664 USD, а для промышленных потребителей: у = 1,2 2880 + 0,5 12,2 2880 = 21024 USD. Эти, разумеется, весьма приближенные цифры указывают на важность правильного выбора характеристик срабатывания максимальных токовых защит, как и других устройств релейной защиты, а следовательно, и на большую ответственность инженеров по расчетам релейной защиты. Случай 5, когда необходимо выбрать параметры срабатывания защиты 2 ввода (трансформатора), питающего несколько фидеров 10 кВ, два из которых работают параллельно (рис.1.16). При этом следует учитывать распределение токов при КЗ в сети приёмной подстанции РТП2, когда через защиту 1 каждой из линий Л1 и Л2 идет 0,5I к , а через защиту 2 - полный ток I к плюс суммарный рабочий ток нагрузки неповреждённых элементов I н , в данном примере равный 500 А. В наиболее тяжёлом расчётном случае принимается такое значение тока I к , при котором приходит в действие последующая защита 2. В данном примере задано I с.з.2 = 1600 А, а ток I к = I с.з.2 – I н = 1600 – 500 = 1100 А. Характеристика защиты 2 - независимая. На линиях Л1 и Л2 со стороны питающей подстанции РТП1 максимальные токовые защиты 1 выполнены на цифровых реле с характеристиками по стандарту МЭК, в данном примере ток срабатывания 200 А, характеристика «стандартная», коэффициент TMS равен 0,1. Для построения времятоковой характеристики защиты 1 для случая раздельной работы Л1 и Л2 используется выражение (1.10). Для построения "суммарной" времятоковой характеристики для случая параллельной работы линии Л1 и Л2 используется это же выражение, но вместо I * подставляется значение 0,5I * , которое отражает такое токораспределение, при котором по каждой из этих линий идёт половина тока КЗ. Например, t = 1 ) I 5 , 0 ( 14 , 0 1 , 0 02 , 0 * = 1 ) 200 1100 5 , 0 ( 14 , 0 1 , 0 02 , 0 = 0,75 c. На рис.1.16, б времятоковая характеристика 1 соответствует раздельной работе линий Л1 и Л2, а характеристика 1' - параллельной работе этих линий. Характеристика 1", учитывающая ток нагрузки, строится по точкам, определяемым также по выражению (1.8), в котором вместо I * используется (0,5 I * − I н ). Эта характеристика оказывается сдвинутой вправо на значение I н , в данном примере на 500 А (кривая 1" на рис.1.16, б). Рисунок1.16 - Пример согласования характеристик токовых защит для сети с параллельно работающими линиями Л1 и Л2. При заданном токе срабатывания защиты 2 равном I с.з.2 = 1600 А определяется t с.з.2 = t с.з.1 + t = 0,68 + 0,3 = 1 с, где t с.з.1 = 0,68 с определяется по выражению (1.8), в котором * I = 1 з с н 2 з с I ) I I ( 5 , 0 = 200 ) 500 1600 ( 5 , 0 = 2,75; либо по кривой 1" на рис.1.16, б. Если бы линии Л1 и Л2 работали раздельно на РТП2 (например, через межсекционный выключатель), можно было бы выбрать меньшее время срабатывания защиты питающего элемента 2 (примерно на одну ступень). Параллельная работа более чем двух линий крайне нежелательна, так как требует увеличения либо тока, либо времени срабатывания защиты питающего элемента 2. Например, при том же токе срабатывания I с.з.2 пришлось бы выбрать t с.з.2 = 1,5 с, если бы параллельно работали три линии. Особенно опасно несанкционированное включение линий 10(6) кВ на параллельную работу. На рис.1.16, б штрихпунктирная кривая 1''' соответствует времятоковой характеристике для случая параллельной работы трёх линий. При этом наглядно видно, что защита питающего ввода 2 сработает неселективно при КЗ в точке К1 и отказе выключателя или защиты поврежденного элемента. Для снижения уставок максимальных защит питающих элементов в городских сетях: 1) ограничивают число параллельно работающих кабельных линий, используя устройства АВР; 2) секционируют шины на приемных подстанциях, устанавливая на секционных выключателях мгновенную неселективную защиту ("слабую связь"), прекращающую параллельную работу при КЗ в сети; 3) применяют на питающих концах параллельно работающих линий максимальные защиты с независимыми характеристиками. Если это допустимо по условию согласования их характеристик с обратнозависимыми времятоковыми характеристиками защит питаемых (нижестоящих) элементов, например, трансформаторов 6/0,4 кВ и 10/0,4 кВ, которые защищаются плавкими предохранителями типа ПКТ. Приведенные выше примеры не охватывают все возможные расчетные случаи, но рассмотренная методика выбора времятоковых характеристик и параметров срабатывания токовых защит поможет инженеру-релейщику найти правильное решение и при других расчетных условиях. В заключение следует напомнить, что после выбора выдержек времени максимальных токовых защит по условию селективности, необходимо в ряде случаев проверять термическую стойкость защищаемого элемента, т.е. допустимость прохождения максимального тока КЗ в течение выбранного времени действия защиты. Это объясняется тем, что термическое воздействие электрического тока прямо пропорционально времени его прохождения. При недопустимо длительном прохождении большого сверхтока может произойти опасный перегрев токоведущих частей и изоляции и разрушение защищаемого элемента. Например, перегорание проводов воздушных линий электропередачи малого сечения, повреждение электрических кабелей и т.п. Следует учитывать и дополнительное время прохождения тока КЗ после АПВ линии на устойчивое (неустранившееся) повреждение. Здесь надо ещё раз отметить, что цифровые реле позволяют существенно ускорить отключение КЗ за счет высокой точности работы и наличия "ускорения" защиты после АПВ линии (последнее невозможно при использовании электромеханических реле РТ-80 и РТВ). При использовании в сети только цифровых реле можно принимать ступени селективности t = 0,15 0,2 с. При необходимости можно использовать трёхступенчатую токовую защиту и обеспечить отключение близких КЗ на линии с t = 0 с, а более удалённых − с t = 0,15 0,2 с. Следующий пример показывает возможность использования голых проводов ЛЭП 10 кВ меньшего сечения только за счёт замены электромеханических реле РТВ на цифровые и ускорения отключения КЗ. Минимальное допустимое сечение голых проводов (по условию их термической стойкости при КЗ) определяется по выражению: s мин = откл макс к t C I , (1.14) где С = 69,5 (из справочников), t откл = t с.з + t с.з.уск + 2t о.в , (1.15) где: t о.в - время отключения выключателя; t с.з.уск - время срабатывания "ускоренной" защиты после АПВ. Если принять I к.макс = 3600 А, что соответствует питанию от трансформатора мощностью 10 МВ А, то при электромеханических реле РТВ минимальное допустимое сечение проводов: s мин = 6 , 1 5 , 69 3600 = 65,5 мм 2 или ближайшее, стандартное сечение 70 мм 2 . В этом примере: t откл = 0,7 + 0,7 + 2 0,1 = 1,6 с, так как минимальное время отключения защиты с реле РТВ равно 0,7 с и "ускорение" после АПВ отсутствует. При том же значении тока КЗ и t откл = 0,2 + 0,05 + 2 0,1 = 0,45 с (что возможно выполнить только с помощью цифровых реле) минимальное допустимое сечение проводов: s мин = 45 , 0 5 , 69 3600 = 34,7 мм 2 или ближайшее, стандартное сечение 35 м м 2 Таким образом, по условию термической стойкости можно использовать провода в два раза меньшего сечения! При питании от трансформатора мощностью 16 МВ А и I к.макс = 5200 А при защите отходящих линий 10 кВ с помощью цифровых реле можно использовать провода сечением 50 мм 2 , а при защите на реле РТВ (или РТ- 80) необходимо сечение 90 мм 2 1.7 Расчеты токовых отсечек Токовой отсечкой (cutoff) обычно называют одну из ступеней двухступенчатой или трехступенчатой максимальной токовой защиты. Токовая отсечка защищает только часть линии или часть обмотки трансформатора, расположенные ближе к источнику питания, Отсечка срабатывает без специального замедления, то есть t 0 с. В трехступенчатой максимальной токовой защите линий средняя ступень обычно используется как отсечка с небольшим замедлением. Расчет тока срабатывания селективной токовой отсечки без выдержки времени, установленной на линии, на понижающем трансформаторе и на блоке линия-трансформатор. Селективность токовой отсечки мгновенного действия обеспечивается выбором её тока срабатывания I с.о большим, чем максимальное значение тока КЗ ) 3 ( макс к I при повреждении в конце защищаемой линии электропередачи (точки К3 и К5 на рис.1.17) или на стороне НН защищаемого понижающего трансформатора (точка К3 на рис.1.18): I с.о k н ) 3 ( макс к I (1.16) Коэффициент надёжности k н для токовых отсечек без выдержки времени, установленных на линиях электропередачи и понижающих трансформаторах, при использовании цифровых реле, в том числе SEPAM, может приниматься в пределах от 1,1 до 1,15. Для сравнения можно отметить, что при использовании в электромеханических дисковых реле РТ- 80 электромагнитного элемента (отсечки) принимают в расчетах k н = 1,5 1,6. При определении максимального значения тока КЗ при повреждении в конце линии электропередачи напряжением 35 кВ и ниже рассматривается трёхфазное КЗ при работе питающей энергосистемы в максимальном режиме, при котором электрическое сопротивление энергосистемы является минимальным. Для линий 110 кВ и выше максимальное значение тока КЗ в выражении (1.16) может соответствовать однофазному КЗ на землю (что характерно для линий 110 кВ, отходящих от шин мощных подстанций с автотрансформаторами 330-750/110 кВ). Рисунок1.17 - Пример графического определения зон действия отсечек на линиях электропередачи Рисунок1.18 - Характерные точки КЗ для расчетов токовых отсечек на понижающих трансформаторах и блоках линия-трансформатор. Определение максимального тока трёхфазного КЗ за трансформатором с регулированием напряжения (РПН) необходимо производить при таком положении регулятора напряжения, которое соответствует наименьшему сопротивлению трансформатора [6]. Кроме отстройки токовой отсечки от максимального значения тока КЗ по условию (1.16), необходимо обеспечить её несрабатывание при бросках тока намагничивания (БТН) силовых трансформаторов. Эти броски тока возникают в момент включения под напряжение ненагруженного трансформатора и могут первые несколько периодов превышать номинальный ток трансформатора в 5−7 раз. Однако выбор тока срабатывания отсечки трансформатора по условию (1.16), как правило, обеспечивает и отстройку от бросков тока намагничивания. При расчете токовой отсечки линии электропередачи, по которой питается несколько трансформаторов, необходимо в соответствии с условием (1.16) обеспечить несрабатывание отсечки при КЗ за каждым из трансформаторов и дополнительно проверить надёжность несрабатывания отсечки при суммарном значении бросков тока намагничивания всех трансформаторов, подключённых как к защищаемой линии, так и к предыдущим линиям, если они одновременно включаются под напряжение. Условие отстройки отсечки от бросков тока намагничивания трансформаторов имеет вид: I с.о k н I ном.тр , (1.17) где I ном.тр - сумма номинальных токов всех трансформаторов, которые могут одновременно включаться под напряжение по защищаемой линии; k н - коэффициент надёжности, значение которого зависит от времени срабатывания токовой отсечки. В цифровых реле серии SEPAM несрабатывание мгновенной отсечки при БТН трансформаторов обеспечивается путём автоматического удвоения уставки отсечки по току на время действия апериодической составляющей переходного процесса, вызванного броском намагничивающего тока трансформаторов; при этом в выражении (1.17) следует учитывать лишь половину суммы номинальных токов всех трансформаторов. Этот режим работы обеспечивается в терминалах SEPAM 40 и 80 серии. В редакторе логических уравнений проектируют логику, запускающую более грубую ступень токовой отсечки на 100 120 мс. На длительность этого временного интервала блокируются действие рабочей уставки (отсечки) терминала. При необходимости можно использовать оба мероприятия, т.е. небольшое замедление и автоматическое удвоение уставки по току. На линиях 10 и 6 кВ с трансформаторами на ответвлениях, которые защищаются плавкими предохранителями (например, типа ПКТ-10), в условии (1.16) значение ) 3 ( макс к I должно соответствовать току трёхфазного КЗ за наиболее мощным из трансформаторов. Далее следует определить время плавления вставок предохранителей этого трансформатора при расчетном токе КЗ, равном току срабатывания отсечки, выбранному из условий (1.16) и (1.18). Для учёта допускаемого стандартом разброса времятоковых характеристик плавких предохранителей ПКТ следует значение этого тока уменьшить на 20%: I расч = I с.о / 1,2. Если время плавления t пл 0,1 с, то отсечка с таким током срабатывания может быть использована при условии, что защищаемая линия имеет устройство автоматического повторного включения (АПВ). Если t пл 0,1 с, то следует либо увеличить ток срабатывания отсечки до такого значения, при котором обеспечивается расплавление вставок предохранителей до момента отключения защищаемой линии, т.е. не более 0,1 с, либо увеличить время срабатывания отсечки. Чувствительность токовых отсечек оценивается коэффициентом чувствительности, требуемые значения которых указаны в Правилах [2], а также величиной (протяжённостью), защищаемой части линии электропередачи. Коэффициент чувствительности защит определяется по выражению (1.4). Рассмотрим это на примерах. Для токовых отсечек, устанавливаемых на понижающих трансформаторах и выполняющих функции основной быстродействующей токовой защиты (при отсутствии дифференциальной защиты), чувствительность определяется по току наиболее неблагоприятного вида повреждения - как правило, двухфазного КЗ на выводах ВН трансформатора (точка К2 на рис.1.18) в минимальном, но реально возможном режиме работы энергосистемы. Значение коэффициента чувствительности должно быть около 2,0. Такие же требования существуют для токовых отсечек на блоках линия-трансформатор. Для токовых отсечек без выдержки времени, устанавливаемых на линиях электропередачи и выполняющих функции дополнительных защит (рис.1.17), коэффициент чувствительности должен быть около 1,2 при КЗ в месте установки отсечки в наиболее благоприятном по условию чувствительности режиме [2]. Для оценки эффективности токовой отсечки, установленной на линии электропередачи, полезно определить зону действия отсечки в процентах от всей длины линии. Протяжённость зоны действия отсечки зависит от характера изменения расчетных значений тока при перемещении точки КЗ вдоль защищаемой линии. По нескольким значениям тока КЗ строится кривая спада тока (рис.1.17). Могут быть построены две кривые: для трёхфазных КЗ в максимальном режиме работы энергосистемы и для двухфазных КЗ в минимальном режиме. Кривые достаточно точно строятся по трём значениям тока: при КЗ в начале, середине и в конце линии. Далее проводится горизонтальная прямая, ордината, которой соответствует большему значению тока срабатывания отсечки, выбранному по выражению (1.16) и (1.17). Абсцисса точки пересечения горизонтальной прямой с кривой спада тока КЗ соответствует длине зоны действия отсечки в выбранном режиме работы питающей энергосистемы и при выбранном виде КЗ. Приведённый пример построения кривых тока КЗ (первичного) и определение зоны действия отсечки по первичному значению её тока срабатывания является правильным лишь при условии, что погрешность трансформаторов тока не превышает 10%. С увеличением погрешности трансформаторов тока зона действия отсечки уменьшается. Как видно из примера графического определения зон действия отсечек, рис.1.17, протяжённость этих зон может быть весьма значительной: примерно 70% длины линии Л1 и около 50% длины линии Л2, но может быть гораздо меньшей в других случаях. Отсечка с выдержкой времени на линиях электропередачи. Небольшая выдержка по времени позволяет задержать срабатывание отсечки последующей линии (Л1 на рис.1.17) при КЗ на предыдущей линии Л2. Это необходимо, чтобы успела сработать мгновенная отсечка повреждённой линии Л2. Для отсечки с небольшой выдержкой времени можно выбрать значительно меньшее значение тока срабатывания по сравнению с током срабатывания мгновенной отсечки по нескольким причинам. Ток срабатывания по выражению (1.16) выбирается из условия отстройки от токов при КЗ в более удалённых точках, например при КЗ в конце зоны действия мгновенной отсечки предыдущей линии Л2 (рис.1.17), при КЗ за трансформатором приёмной подстанции или трансформатором на ответвлении защищаемой линии. Имея в виду, что трансформаторы оборудованы быстродействующими защитами. Можно выбирать ток срабатывания отсечки с выдержкой времени на последующей линии по выражению (1.2), т.е. по условию согласования чувствительности с мгновенной отсечкой на предыдущей линии. Пример карты селективности приведён на рис.1.19 при использовании трехступенчатых защит SEPAM с независимым (фиксированным) временем срабатывания. Рисунок1.19 - Расчетная схема и карта селективности ступенчатых токовых защит линии. Как видно из рис.1.19, именно средняя ступень трёхступенчатой токовой защиты с небольшими временем срабатывания может значительно ускорить отключение КЗ на линии. В дополнение к этому нужно отметить, что для отсечек с замедлением не требуется выполнения условия (1.17) отстройки отсечки от бросков тока намагничивания трансформаторов, поскольку эти токи быстро затухают. На линиях с трансформаторами на ответвлениях (при выполнении защиты трансформаторов с помощью плавких предохранителей, например, типа ПКТ-10 или ПСН-35) и при КЗ в трансформаторе селективность между плавкими предохранителями и токовой отсечкой питающей линии можно обеспечить благодаря замедлению действия отсечки. Неселективная токовая отсечка без выдержки времени. Применяется в тех случаях, когда требуется мгновенное отключение таких КЗ, которые приводят к аварии, если их отключать с выдержкой времени. Например, трёхфазное КЗ у шин электростанции или подстанции с синхронными электродвигателями может вызвать значительное понижения напряжения на зажимах генераторов и синхронных электродвигателей. Если быстро не отключить такое КЗ, произойдет нарушение синхронной параллельной работы этих электрических машин с энергосистемой, что приведёт к перебою энергоснабжения, а возможно, и к повреждению электрооборудования. Большую опасность для электрооборудования представляет термическое воздействие сверхтоков КЗ. Как известно, степень термического воздействия электрического тока прямо пропорциональна значению тока (в квадрате) и времени его прохождения. Если по каким-либо причинам нельзя уменьшить значение тока КЗ до такого, при котором можно без опасения отключать повреждённый элемент с выдержкой времени селективной максимальной токовой защиты, то необходимо уменьшить время отключения КЗ. Одним из наиболее простых и дешёвых способов быстрого отключения КЗ является использование неселективных токовых отсечек без выдержки времени в сочетании с устройствами автоматики (АПВ, АВР), которые полностью или частично ликвидируют отрицательные последствия работы неселективных отсечек. Рисунок1.20 -Расчётная схема к выражению (1.20) и зависимость U *ост = f(k о ) Ток срабатывания неселективной токовой отсечки, предназначенной для обеспечения устойчивой параллельной работы синхронных электрических машин, выбирается из условия её надёжного срабатывания в тех зонах, где трёхфазные КЗ вызывают снижение напряжения в месте установки отсечки ниже допустимого значения остаточного напряжения U ост (рис.1.20, |