Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«ИВАНОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ

УНИВЕРСИТЕТ имени В.И. Ленина»

Кафедра автоматического управления электроэнергетическими системами

РАСЧЕТНО-ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА К КОМПЛЕКСНОМУ КУРСОВОМУ ПРОЕКТУ ПО ТЕМЕ:

«Релейная защита и автоматика параллельных ЛЭП с двусторонним питанием»

Выполнил: студент гр. 5-29

Коновалов О. А.

Руководитель: Шагурина Е. С.

Иваново 2013

СОДЕРЖАНИЕ

ЗАДАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

1.1 Исходные данные для расчета токов КЗ

1.2 Выбор сечения и марки проводов ЛЭП

1.3 Основные положения методики расчета токов КЗ в целях релейной защиты. Схемы замещения электрической сети прямой и нулевой последовательностей. Расчетные выражения для определения параметров элементов схем замещения, расчет параметров элементов схем замещения

1.4 Расчет токов КЗ на ЭВМ: краткое описание программ для расчета токов КЗ, расчетная схема замещения, результаты расчетов

2. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ПАРАЛЛЕЛЬНЫХ ЛЭП С ДВУХСТОРОННИМ ПИТАНИЕМ

2.1 Анализ особенностей ЛЭП. Требования ПУЭ к выполнению основных и резервных защит ЛЭП. Выбор вариантов выполнения основной и резервной защит, устанавливаемых на параллельных ЛЭП с ответвлениями, одиночной ЛЭП и трансформаторах ответвительной подстанции. Обоснование проектного варианта. Технические данные основной и резервной защит ЛЭП, используемые при проектировании

2.2 Проектирование токовых ненаправленных отсечек (ТО) параллельных ЛЭП.

2.3 Проектирование дистанционных защит параллельных и одиночной ЛЭП

2.4 Проектирование токовых защит нулевой последовательности параллельных и одиночной ЛЭП

3. АВТОМАТИКА ПАРАЛЛЕЛЬНЫХ ЛЭП С ДВУСТОРОННИМ ПИТАНИЕМ

3.1 Выбор устройств автоматики

3.2 Выбор типа автоматического повторного включения линий

3.3 Выбор функций измерительных приборов для определения места повреждения на параллельных линиях

3.4 Автоматика ликвидации асинхронного режима на параллельных линиях

3.5 Устройство резервирования отказа выключателей

3.6 Автоматический ввод резерва на подстанции ответвления

3.7 Автоматическая частотная разгрузка

3.8 Автоматическое регулирование коэффициентов трансформации трансформаторов

Библиографический список

Приложение 1

Приложение 2

Приложение 3

Приложение 4

Приложение 5

Приложение 6

Приложение 7

Приложение 8

ИВАНОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра “Автоматическое управление электроэнергетическими системами”

КОМПЛЕКСНОЕ ЗАДАНИЕ

К КУРСОВЫМ ПРОЕКТАМ ПО ДИСЦИПЛИНАМ

1. Релейная защита электроэнергетических систем

2. Автоматика электроэнергетических систем

Вариант №___30 не моё тут___

Курсовые проекты выполняются в форме комплексного проекта по теме “Релейная защита и автоматика параллельных ЛЭП с двусторонним питанием”, состоящего из двух основных частей: «Релейная защита параллельных линий с двусторонним питанием» и «Автоматика параллельных линий с двусторонним питанием». В расчетно-пояснительной записке результаты выполнения комплексного курсового проекта оформляются в 3-х разделах и приложениях (материалы первого раздела и приложений являются общими для обеих основных частей проекта).

Содержание расчетно-пояснительной записки:

СПИСОК ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ

ВВЕДЕНИЕ

1. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

1.1. Исходные данные для расчета токов КЗ: исходная схема электрической сети, технические данные заданного и выбранного электрооборудования электростанции и подстанций, расчетные режимы.

1.2. Выбор сечения и марки проводов ЛЭП. Определение удельных параметров линий электропередачи для заданных типов опор и расположения проводов и тросов.

1.3. Основные положения методики расчета токов КЗ в целях релейной защиты. Схемы замещения электрической сети прямой и нулевой последовательности (исходная и расчетная). Расчетные выражения для определения параметров элементов схем замещения, расчет параметров элементов схем замещения.

1.4. Расчет токов КЗ на ЭВМ: краткое описание программы для расчета токов КЗ, расчетная схема замещения, результаты расчетов.

2. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ПАРАЛЛЕЛЬНЫХ ЛЭП С ДВУСТОРОННИМ ПИТАНИЕМ

2.1. Анализ особенностей ЛЭП. Требования ПУЭ к выполнению основных и резервных защит ЛЭП. Выбор вариантов выполнения основной и резервных защит, устанавливаемых на параллельных ЛЭП с ответвлениями, одиночной ЛЭП и трансформаторах ответвительной подстанции. Обоснование проектного (принятого) варианта. Технические данные основной и резервной защит ЛЭП, используемые при проектировании.

2.2. Проектирование ненаправленных токовых отсечек (ТО) параллельных ЛЭП. Расчет параметров срабатывания ТО. Оценка чувствительности ТО.

2.3. Проектирование дистанционных защит (ДЗ) параллельных и одиночной ЛЭП1). Расчет и выбор уставок срабатывания первых, вторых и третьих ступеней ДЗ. Оценка чувствительности вторых и третьих ступеней ДЗ параллельных ЛЭП. Расчет вторичных уставок ступеней ДЗ параллельных ЛЭП. Оценка чувствительности ступеней ДЗ параллельных ЛЭП по току точной работы. Обоснование необходимости применения и расчет блокировки ДЗ при качаниях.

2.4. Проектирование токовых защит нулевой последовательности (ТЗНП) параллельных и одиночной ЛЭП1). Расчет и выбор параметров срабатывания первых, вторых, третьих и четвертых ступеней ТЗНП. Оценка чувствительности вторых, третьих и четвертых ступеней ТЗНП параллельных ЛЭП. Расчет вторичных уставок ТЗНП параллельных ЛЭП.

3. АВТОМАТИКА ПАРАЛЛЕЛЬНЫХ ЛЭП С ДВУСТОРОННИМ ПИТАНИЕМ

3.1. Выбор устройств автоматики, устанавливаемых на параллельных ЛЭП с ответвлениями, одиночной ЛЭП и трансформаторах ответвительной подстанции.

3.2. Расчет допустимости НАПВ для параллельных ЛЭП. Выбор типа АПВ. Расчет параметров срабатывания пусковых и контрольных органов АПВ.

3.3. Выбор типа фиксирующих приборов для определения места повреждения на параллельных ЛЭП. Краткое описание принципа действия и алгоритма определения места повреждения. Выбор уставок срабатывания фиксирующих приборов.

3.4. Автоматика ликвидации асинхронного режима (АЛАР) на параллельных ЛЭП. Выбор типа АЛАР, краткое описание принципа действия.

3.5. АВР на трансформаторах ответвительной подстанции. Расчет параметров срабатывания пусковых органов АВР.

3.6. АЧР. Принципиальная схема и краткое описание.

3.7. АРКТ на трансформаторах ответвительной подстанции. Краткое описание.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ (БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК)

Приложения (протоколы расчета токов КЗ на ЭВМ, примеры расчета токов КЗ «вручную», выбор трансформаторов тока и напряжения для релейной защиты параллельных ЛЭП и другие вспомогательные материалы).

Графическая часть курсовых проектов

Лист 1. Принципиальная схема релейной защиты параллельных ЛЭП (на листе ватмана формата А1_ 594х840 мм).

Лист 2. Карта селективности проектируемого участка электрической сети 110 или 220 кВ (на листе миллиметровки формата А2_ 594х420 мм).

Лист 3. Принципиальная схема управления выключателя2) и АПВ параллельных ЛЭП. Структурные или принципиальные схемы устройств автоматики: АВР, АЛАР, АЧР, АРКТ3) (на листе ватмана формата А1_ 594х840 мм).

Примечания:

1. Проектирование защиты одиночной линии выполняется в объеме, необходимом для выбора параметров срабатывания защит параллельных ЛЭП.

2. Тип выключателя, устанавливаемого на ЛЭП, задается руководителем.

3. Содержание листа 3 в части устройств автоматики задается руководителем

Приложения к заданию:

1. Схема участка электрической сети (рис. 1).

2. Расчетные режимы систем С1 и С2:

I _ системы С1 и С2 в максимальном режиме;

II _ система С1 в максимальном режиме, система С2 в минимальном режиме.

При выборе расчетных режимов необходимо учитывать также возможные отключения ЛЭП, блока генератор-трансформатор и автотрансформатора связи на электростанции (указанные режимы нумеруются арабскими цифрами после номера режима работы систем).

3. Исходные данные (приведены в табл. 1 и 2).

Таблица 1

Мощность КЗ систем C1 и C2	Номинальная мощность генераторов G1 и G2	Номинальная мощность трансформаторов Т1_ Т7
S1к макс	S2к макс	P1ном	P2ном	S1ном	S2ном	S3ном	S4(5)ном	S6(7)ном
МВА	МВА	МВт	МВт	МВА	МВА	МВА	МВА	МВА
3200	1800	100	60	125	80	2х63	16	25

Таблица 2

Перетоки мощности по ЛЭП Л1, Л2	Длина линий (ответвления)
S1-2длит	S3длит	S (+)1-2макс	S (-)1-2макс	LЛ1(2)	LЛ3	l1	L2
МВА	МВА	МВА	МВА	км	км	км	км
58,0	32	116	20	40	32	24	1,6

Таблица 3

Тип опор ЛЭП	Время срабатывания резеврных защит С2 и Т3
Л1-2	Л3	Tc.з. С2	T0c.з. С2	Tc.з. Т3	T0c.з. Т3
		с	с	с	с
Рис. 1	Рис. 2	5,5	3,9	4,2	2,7

Сопротивление нулевой последовательности систем С1 и С2 Х0С принять равным 3*Х1С.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ СОКРАЩЕНИЙ

ДЗ - дистанционная защита;

МТЗ - максимальная токовая защита;

РНМ - реле направления мощности;

АВР - автоматический ввод резерва;

АПВ - автоматическое повторное включение;

АР - асинхронный режим;

ВН - высшее напряжение;

НН - низшее напряжение;

СН - среднее напряжение;

ВЧ - высокочастотная защита;

АПНУ - автоматическое предотвращение нарушений устойчивости;

АЧР - автоматическая частотная разгрузка;

ДФЗ - дифференциально-фазная защита;

КЗ - короткое замыкание;

ЛЭП - линия электропередачи;

АРКТ - автоматическое регулирование коэффициента трансформации;

НАПВ - несинхронное автоматическое повторное включение;

РЗ - релейная защита;

РПН - регулирование (коэффициента трансформации) под нагрузкой;

ТО - токовая отсечка;

ТЗНП - токовая защита нулевой последовательности;

УРПВ - устройство регулирования под нагрузкой;

УРОВ - устройство резервирования отказа выключателя;

ФИП - фиксирующий прибор;

ЭВМ - электронно-вычислительная машина;

ЧАПВ - частотное автоматическое повторное включение;

АЛАР - автоматика ликвидации асинхронного режима;

АПВОС - автоматическое повторное включение с ожиданием синхронизма;

ТТР - ток точной работы

ВВЕДЕНИЕ

В соответствии с заданием в данном курсовом проекте производится выбор релейной защиты и автоматики параллельных ЛЭП 110 кВ с двухсторонним питанием, имеющих ответвления. Необходимо выбрать проектный вариант выполнения основной и резервных защит ЛЭП от междуфазных коротких замыканий и от коротких замыканий на землю с применением панелей релейной защиты на микропроцессорной элементной базе. Приводится обоснование выбора проектного варианта с учетом особенностей сети и параллельных линий. Выполняются расчеты резервных защит, а именно: токовых отсечек, дистанционных защит от междуфазных замыканий, токовых защит нулевой последовательности линий.

Расчет основных защит ЛЭП в объем данного курсового проекта не входит.

Производится выбор защит, устанавливаемых на понижающем двухобмоточном трансформаторе ответвительной подстанции.

Кроме того, производится выбор, и дается краткое описание основных устройств автоматики: АПВ, ОМП, АВР, АРКТ, АЧР, АЛАР.

В графическую часть курсового проекта входят принципиальные схемы релейной защиты, автоматики, управления, сигнализации параллельных ЛЭП и карта селективности электрической сети.

1. расчет токов короткого замыкания

1.1 Исходные данные для расчета токов КЗ

Питание рассматриваемых параллельных линий осуществляется с одной стороны от электростанции «А», на которой имеются два блока «генератор-трансформатор» и два автотрансформатора связи, через который осуществляется питание от системы С1, с другой стороны от подстанции «Б» через линию Л3 от системы С2. На параллельных ЛЭП Л1 и Л2 есть ответвления к трансформаторной подстанции «В». На подстанции «Б» установлены трехобмоточные трансформаторы, осуществляющие питание шин 38,5 кВ и 10,5 кВ.

Технические данные электрооборудования станций и подстанций приведены в табл. 1.1.

Таблица 1.1 Технические данные электрооборудования станций и подстанций

Обозначение	Тип	Наименование параметра	Значение параметра	Размерность
Генератор G1	ТВФ-63-2ЕУ3	Рном	63	МВт
			0,8	о.е.
		x''d	0,139	о.е.
Генератор G2	ТВФ-63-2ЕУ3	Рном	63	МВт
			0,8	о.е.
		x''d	0,139	о.е.
Генератор G3	ТВФ-63-2ЕУ3	Рном	63	МВт
			0,8	о.е.
		x''d	0,139	о.е.
Трансформатор Т1, Т2, Т3	ТДН-80000/220	Sном	80	МВА
		Uвн	230	кВ
		Uнн	10,5	кВ
		Uк	10,5	%
Трансформаторы Т4, Т5	ТРДН-25000/220	Sном	25	МВА
		Uвн	230	кВ
		Uсн	38,5	кВ
		Uнн	11	кВ
		Uк, ВН-СН	15	%
		Uк, ВН-НН	20	%
		Uк, СН-НН	6,5	%

Рис. 1.1 Исходная схема электрической сети

Выбор трансформаторов тока для линий производится по условиям длительного режима. Расчетным режимом является режим с отключением одной из параллельных линий. Продолжительный расчетный ток, протекающий по ЛЭП, определяется по выражению:

где _ длительный рабочий переток мощности в месте установки защиты.

Коэффициент трансформации ТТ определяется по формуле:

где и - номинальные первичный и вторичный токи.

Для установки на линиях Л1 и Л2 выбираем ТТ типа ТФЗМ 220-У1. Продолжительный расчетный ток, протекающий по линии Л1(Л2) по формуле :

Выбор ТТ на линиях Л1 и Л2 сведён в табл. 1.2.

Таблица 1.2 Выбор трансформаторов тока в цепи линий Л1 (Л2)

Расчетные данные	Каталожные данные ТФЗМ 220У1	Условия выбора или проверки
Uсети, кВ	220	Uном, кВ	220	Uсети ? Uном
	629.837		600	Iпрод.расч ? Iном

По формуле коэффициент трансформации ТТ:

Для установки на линии Л3 выбираем ТТ типа ТФЗМ 110-У1. По формуле продолжительный расчетный ток, протекающий по линии Л3:

Выбор ТТ на линии Л3 сведён в табл. 1.3.

Таблица 1.3 Выбор трансформаторов тока в цепи линий Л3

Расчетные данные	Каталожные данные ТФЗМ 110-У1	Условия выбора или проверки
Uсети, кВ	110	Uном, кВ	110	Uсети ? Uном
	131,216		200	Iпрод.расч ? Iном

Коэффициент трансформации ТТ по выражению :

В связи с тем, что линии являются транзитными, и для установки приборов АИИСКУЭ, выбираем четырехобмоточные измерительные ТН типа НАМИ-110У1, которые позволяют подключать приборы коммерческого учёта электроэнергии. Коэффициент трансформации ТН определяется по выражению:

где и - номинальные первичное и вторичное напряжения.

Выбор измерительных ТН сведён в табл. 1.4.

Таблица 1.4 Выбор трансформаторов напряжения в цепи линий

Расчетные данные	Каталожные данные НАМИ-110У1	Условия выбора
Uсети, кВ	110	Uном, кВ		Uсети ? Uном

По формуле коэффициент трансформации ТН:

1.2 Выбор сечения и марки проводов ЛЭП

Выбор сечения проводов ЛЭП напряжением 110 кВ производится по нормированным значениям экономической плотности тока.

Суммарное сечение проводов фазы ЛЭП составляет:

где - максимальный длительный ток нормального режима, А;

- нормированная плотность тока, А/мм2.

Ток по выражению:

для одноцепной ЛЭП:

для двухцепной ЛЭП:

где- переток мощности по ЛЭП в длительном режиме, МВА.

Сечения, полученные по формуле , округляются до ближайших стандартных значений.

Выбранные сечения проводов должны быть проверены по нагреву в послеаварийном режиме работы по выражению:

,

где- допустимые длительные токи для неизолированных проводов марок АС, - ток в послеаварийном режиме.

При выборе сечений проводов также следует учитывать, что минимально допустимое по условиям короны сечение для ВЛ 110 кВ являются равным 70 мм2.

Для двухцепной ЛЭП Л1-Л2 максимальный длительный ток нормального режима по выражению равен:

Тогда сечение провода фазы:

Выбираем провод марки АС-185/29. Допустимый длительный ток для провода данного сечения равен 510 (А) ([1], табл. 3.15). При отключении одной из параллельных ЛЭП ток в оставшейся в работе линии составит

.

Тогда

,

т.е. выполняется условие , и выбранное сечение проходит по нагреву.

Тип и сечение проводов линий ответвления выбираем такими же, как и для двухцепной линии.

Для одноцепной ЛЭП Л3 максимальный длительный ток нормального режима по выражению равен:

Тогда сечение провода фазы:

Выбираем провод марки АС-150/24. Допустимый длительный ток для провода данного сечения равен 405 (А) ([1], табл. 3.15).

Тогда

,

т.е. выполняется условие , и выбранное сечение проходит по нагреву.

Таблица 1.6. Удельные параметры ЛЭП

Обозначение ЛЭП	Марка и сечение проводов	Число цепей	Активное сопротив- ление, Ом/км	Индуктивное сопротив-ление одной цепи, Ом/км	Длина,км
Линии Л1, Л2	АС-185/29	2	0,159	0,443	0,284	0,385	1,096	0,64	40	67,6
Ответвления	АС-185/29	2	0,159	0,443	0,284	0,385	1,096	0,64	4	67,6
Линия Л3	АС-150/24	1	0,118	0,408	-	0,4	1,049	-	38	73,6

1.3 Основные положения методики расчета токов КЗ в целях релейной защиты. Схемы замещения электрической сети прямой и нулевой последовательностей. Расчетные выражения для определения параметров элементов схем замещения, расчет параметров элементов схем замещения

Расчеты токов короткого замыкания (КЗ) в целях релейной защиты выполнены с применением метода симметричных составляющих. Для расчетов токов КЗ по методу симметричных составляющих составляются схемы замещения прямой, обратной и нулевой последовательностей. В данном курсовом проекте при определении параметров элементов схем замещения принимаются следующие основные допущения:

1) не учитываются углы сдвига между фазами ЭДС источников электроэнергии;

2) не учитываются емкостные сопротивления ЛЭП;

3) не учитываются активные сопротивления элементов;

4) сопротивления прямой и обратной последовательности для всех элементов электрической сети принимаются одинаковыми;

5) КЗ считаются металлическими;

6) не учитывается нагрузка в схеме прямой последовательности;

7) расчет ведется для начального момента времени возникновения КЗ;

8) сопротивления ЛЭП принимаются сосредоточенными;

9) не учитываются изменения сопротивления трансформаторов с РПН при регулировании коэффициента трансформации.

С учетом п.п. 4 конфигурация и сопротивления элементов схем прямой и обратной последовательностей одинаковы, поэтому составление отдельной схемы обратной последовательности не требуется.

Таблица 1.7 Расчетные выражения для определения параметров элементов схемы замещения прямой последовательности

Элемент	Расчетное выражение	№ РВ	Размерность
Генератор			о.е.
			кВ
			Ом
Система			кВ
			Ом
Двухобмоточный трансформатор			Ом
Трехобмоточный трансформатор и автотрансформатор			Ом
			Ом
			Ом
ЛЭП			Ом

Расчет параметров элементов схемы замещения прямой последовательности сведен в табл. 1.8. При расчете принимаем базисное напряжение равным 115 кВ. Схема замещения прямой последовательности приведена на рис.1.2

Таблица 1.8 Расчет параметров элементов схемы замещения прямой последовательности

Обозначение	Расчетное выражение	Расчет	Результат	Размерность
С1, С2			66,395	кВ
			1,945	Ом
			6,298	Ом
G1			1,1134	о.е.
			73,925	кВ
			18,178	Ом
G2			1,0834	о.е.
			71,933	кВ
			23,343	Ом
Т3			14,812	Ом
			-3,174	Ом
			32,798	Ом
Т1			11,109	Ом
Т2			17,358	Ом
Т4, Т5			86,789	Ом
Т6, Т7			35,542	Ом
			-0,827	Ом
			22,317	Ом
Л1, Л2			9,24	Ом
			6,16	Ом
Ответвление			1,54	Ом
Л3			15,2	Ом

Рис.1.2. Схема замещения прямой последовательности

Расчетные выражения для определения параметров элементов схемы замещения нулевой последовательности приведены в табл. 1.9.

Таблица 1.9 Расчетные выражения для определения параметров элементов схемы замещения нулевой последовательности

Элемент	Расчетное выражение	№ РВ	Размерность
Система			Ом
ЛЭП			Ом
			Ом

Расчет параметров элементов схемы замещения нулевой последовательности сведен в табл. 1.10. Схема замещения нулевой последовательности приведена на рис.1.3

Таблица 1.10 Расчет параметров элементов схемы замещения нулевой последовательности

Обозначение	Расчетное выражение	Расчет	Результат	Размерность
С1, С2			3,89	Ом
			12,596	Ом
Л1, Л2			26,304	Ом
			15,36	Ом
			17,536	Ом
			10,24	Ом
Отпайка			4,384	Ом
			2,56	Ом
Л3			39,862	Ом

Рис.1.3. Схема замещения нулевой последовательности



1.4 Расчет токов КЗ на ЭВМ: краткое описание программ для расчета токов КЗ, расчетная схема замещения, результаты расчетов

Расчеты токов КЗ, необходимых для выбора уставок и оценки чувствительности резервных защит линий, выполнены на ЭВМ с применением программы «TKZ-200».

Программа позволяет определять:

значение тока в месте короткого замыкания;

значение тока в отдельных элементах схемы, включая выключатели;

значение напряжения в узлах системы;

эквивалентную ЭДС и эквивалентное сопротивление прямой и нулевой последовательности для места КЗ.

Программа позволяет производить расчеты:

в действительных величинах;

в величинах, приведенных к одной ступени напряжения.

Рассчитываемые параметры могут быть представлены:

в виде модулей фазных токов и напряжений при 3-фазных КЗ, модулей токов поврежденных фаз при 2-фазных КЗ и модулей токов 3I0 и напряжений 3U0 при КЗ на землю;

модулей симметричных составляющих прямой, обратной и нулевой последовательностей.

Основные допущения, используемые при расчете:

не учитываются углы сдвига между ЭДС;

не учитываются емкостные проводимости линий электропередачи;

не учитываются активные сопротивления элементов;

не учитывается нагрузка в схеме замещения прямой последовательности;

сопротивления элементов сети прямой и обратной последовательности приняты одинаковыми;

короткие замыкания считаются металлическими;

сопротивления линий электропередачи принимаются сосредоточенными;

расчет ведется для начального момента времени возникновения КЗ.

Расчетная схема электрической сети 110 кВ, приведенная к машинному виду, дана на рис.1.4.

Рис. 1.4. Схема для расчета токов короткого замыкания на ЭВМ по программе TKZ-200

Обозначение расчетных режимов приведено в табл. 1.5.

Таблица 1.5. Обозначение расчетных режимов

Обозначение режима	Описание режима
I	системы С1 и С2 в максимальном режиме
1	отключена линия Л1
2	отключена линия Л2
3	отключена линия Л3
4	отключен автотрансформатор Т3
5	отключен блок генератор - трансформатор G2 - Т2
6	отключен выключатель Q21
7	отключен трансформатор Т6
1А(1Б)	отключение линии Л1 со стороны электростанции «А» (подстанции «Б»)
2А(2Б)	отключение линии Л2 со стороны электростанции «А» (подстанции «Б»)
3Г	отключена линия Л3 со стороны подстанции «Г»
()	отключена и заземлена линия Л1 (Л2)

2. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ПАРАЛЛЕЛЬНЫХ ЛЭП С ДВУХСТОРОННИМ ПИТАНИЕМ

2.1 Анализ особенностей ЛЭП. Требования ПУЭ к выполнению основных и резервных защит ЛЭП. Выбор вариантов выполнения основной и резервной защит, устанавливаемых на параллельных ЛЭП с ответвлениями, одиночной ЛЭП и трансформаторах ответвительной подстанции. Обоснование проектного варианта. Технические данные основной и резервной защит ЛЭП, используемые при проектировании

При проектировании релейной защиты и автоматики линий Л1 и Л2 учитываются следующие особенности:

1) электрическая сеть 110 кВ работает с эффективно заземленной нейтралью;

2) питание электрической сети двустороннее;

3) питание со стороны потребителей на подстанции “Б” и подстанции “В” отсутствует;

4) блочный трансформатор Т1 и автотрансформатор Т3 на ЭС «А» работают с постоянно заземленной нейтралью; на ПС «Б» заземлена нейтраль трансформатора Т6;

5) подстанция “В” запитывается ответвлением от параллельных линий Л1 и Л2 по линии длиной 4 км. На подстанции установлены два двухобмоточных трансформатора Т4 и Т5 мощностью 16 МВА, работающие с изолированной нейтралью.

6) трансформаторы Т4 и Т5, а также трансформаторы Т6 и Т7 со стороны НН работают раздельно;

7) трансформаторы Т6 и Т7 со стороны СН работают на общие шины.

Согласно [2] для линий в сетях 110-500 кВ с эффективно заземленной нейтралью должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных замыканий и от замыканий на землю. Для линий напряжением 110-220 кВ вопрос о типе основной защиты, в том числе о необходимости применения защиты, действующей без замедления при КЗ в любой точке защищаемого участка, должен решаться в первую очередь с учетом требования сохранения устойчивости работы энергосистемы. При этом, если по расчетам устойчивости работы энергосистемы не предъявляются другие, более жесткие требования, может быть принято, что указанное требование, как правило, удовлетворяется, когда трехфазные КЗ, при которых остаточное напряжение на шинах электростанций и подстанций ниже ,отключаются без выдержки времени.

Протокол расчета остаточных напряжений приведен в прил. 3.

Значения остаточных напряжений сведены в табл. 2.1

Рис. 2.1 Поясняющая схема к расчету остаточных напряжений электрической сети 110 кВ

Таблица 2.1 Остаточные напряжения электрической сети 110 кВ

Место и вид КЗ	Режим	UОСТ, кВ	Примечание
	I-1А	На подстанции «Б»	33,68	< 38,1 кВ
	I-1Б	На электростанции «А»	47,87	> 38,1 кВ

С учетом особенностей электрической сети и в соответствии с требованиям ПУЭ для ЛЭП 1 и 2 должны быть предусмотрено применение основных защит абсолютной селективности (ЗАС), обеспечивающих отключение междуфазных КЗ и КЗ на землю в любой точке защищаемого участка без замедления.

Если основная защита ЛЭП обладает абсолютной селективностью, то на данной линии должны быть установлена резервная защита, выполняющая функции не только дальнего, но и ближнего резервирования.

В качестве основной быстродействующей защиты могут быть приняты следующие типы защит:

дифференциально-фазная высокочастотная защита (шкаф типа 2607 081);

направленная защита линии с высокочастотной блокировкой (шкаф типа ШЭ2607 031);

продольная дифференциальная токовая защита (шкаф типа 2607 091).

Недостатком высокочастотной дифференциально-фазной (вариант 2) и направленной защиты с ВЧ-блокировкой (вариант 3) является наличие пусковых и измерительных органов, реагирующих на напряжение, что может привести к необходимости вывода защиты из работы или отказу защиты при неисправностях в цепях ТН. Вариант с применением продольной дифференциальной токовой защиты указанного недостатка не имеет.

Продольная дифференциальная токовая защита может быть применена на линиях, оборудованных оптоволоконными каналами связи ограниченной длины (до 90 км). Учитывая наличие на параллельных ЛЭП оптоволоконного канала связи и длину защищаемых линий (30 км), в качестве проектного варианта выполнения основной защиты параллельных ЛЭП 1 и 2 принят вариант - продольная дифференциальная токовая защита.

На одиночной ЛЭП 3 также применяется продольная дифференциальная токовая защита.

В качестве резервной используется шкаф ШЭ2607 016. От междуфазных КЗ используется трехступенчатая дистанционная защита, а от КЗ на землю - четырехступенчатая токовая защита нулевой последовательности. В качестве дополнительной защиты для устранения “мертвой зоны” дистанционной защиты, применяется токовая отсечка.

В соответствии с [4] на трансформаторах предусматриваются устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

многофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах;

однофазных замыканий в обмотках и на выводах;

витковых замыканиях в обмотках;

токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;

токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

понижения уровня масла.

На трансформаторах подстанции «Б» устанавливаются следующие защиты:

1. Основные защиты:

от многофазных КЗ в обмотках и на выводах _ продольная дифференциальная токовая. Защита может срабатывать только при КЗ в зоне, ограниченной местами установки трансформаторов тока, и выполняется без выдержки времени, действует на отключение выключателя 35 кВ и 10 кВ;

от всех видов повреждений внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла _ газовая защита (РГП-50). Газовая защита действует на сигнал при слабом газообразовании или понижения уровня масла и на отключение выключателя 35 кВ и 10 кВ, при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла;

2. Резервные защиты:

максимальные токовые защиты (МТЗ), устанавливаемые на всех трех сторонах трансформаторов (ВН, СН и НН). МТЗ на сторонах СН и НН предназначены для действия при КЗ на шинах соответствующих напряжений и в качестве резервных _ при КЗ на отходящих от этих шин присоединениях в случае отказа их защит. МТЗ на стороне ВН осуществляет функцию ближнего резервирования по отношению к основной защите трансформатора и функцию дальнего резервирования по отношению к защитам, устанавливаемым на сторонах СН и НН, в случае их отказа срабатывания;

МТЗ от перегрузок с действием на сигнал, устанавливаемые на сторонах ВН трансформаторов.

Для трансформаторов ответвления согласно [2] предусматриваются следующие виды защит:

продольная дифференциальная токовая защита от повреждений на выводах и от внутренних КЗ;

газовая защита от повреждений внутри бака трансформатора и отсека РПН, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла. Газовая защита должна действовать на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла;

МТЗ;

МТЗ от токов, обусловленных перегрузкой, с действием на сигнал.

Для автотрансформатора связи согласно [2] предусматриваются следующие защиты:

продольная дифференциальная токовая защита от повреждений на выводах и от внутренних КЗ;

газовая защита от повреждений внутри бака трансформатора и отсека РПН, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла. Газовая защита должна действовать на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла;

ТЗНП от замыканий на землю на сторонах ВН и СН;

МТЗ с комбинированным пуском по напряжению от многофазных КЗ на стороне НН;

двухступенчатая ДЗ от многофазных КЗ;

защита от неполнофазного режима;

МТЗ от токов, обусловленных перегрузкой, с действием на сигнал.

Описание и основные технические данные панели основной продольно-дифференцильной токовой защиты линии типа ШЭ2607 091.

Шкаф типа ШЭ2607 091 является полукомплектом дифференциальной токовой продольной защиты линии (ДЗЛ) с использованием цифровых каналов связи (КС), предназначен для использования в качестве основной защиты линий электропередачи напряжением 110-220 кВ.

Применяется в качестве дифференциальной защиты линии с использованием цифровых каналов связи.

Полукомплект включает в себя систему дистанционного приёма и передачи команд. Дополнительно, с целью резервирования ДЗЛ при потере цифровых КС полукомплект содержит трехступенчатую дистанционную защиту (ДЗ) от междуфазных и одну ступень от однофазных КЗ на землю, четырехступенчатую токовую направленную защиту нулевой последовательности (ТНЗНП) с дополнительными возможностями ускорения действия этих защит от оперативных переключателей и сигналов ВЧТО, а также токовую отсечку (ТО), УРОВ и автоматику разгрузки при перегрузке по току (АРПТ).

Продольная ДЗЛ состоит из двух полукомплектов, установленных на разных концах защищаемой ВЛ и соединенных цифровыми каналами связи. В терминалах, установленных на разных концах ВЛ осуществляется синхронизация моментов взятия цифровых отсчетов аналоговых сигналов (прежде всего фазных токов) и синхронизация цифровой обработки сигналов. В результате терминалы разных полукомплектов, при наличии каналов связи, представляют собой одно устройство с единой системой векторов сигналов. Точность синхронизации положения векторов в устройствах на разных концах линии определяется разностью времени передачи данных по каналу связи в прямом и обратном направлениях.

Определение времени задержки передачи данных по каналу связи в процессе работы осуществляется автоматически. Предусмотрен вариант выполнения терминала с двумя комплектами трёхфазных цепей тока, предназначенными для использования в полуторной первичной схеме подстанции. При наличии на линии ответвления с трансформаторами используется дополнительный комплект измерительных органов, состоящих из трёх реле междуфазного сопротивления и реле направления мощности нулевой последовательности, отстроенного от броска токов намагничивания трансформаторов. В устройстве реализована система передачи и приёма команд между полукомплектами. Четыре из них использованы для ускорения дистанционной и токовой защиты, для передачи сигналов УРОВ и телеотключения. Дополнительная передача и приём 16 команд позволяет использовать их для обмена сигналами между любыми внешними устройствами, например, для телеуправления выключателями или для обмена внутренними для терминала логическими сигналами, общими для полукомплектов защиты.

Для протяжённых воздушных и кабельных линий со значительным емкостным током предусмотрено выравнивание токов по концам линии при внешних повреждениях (компенсация ёмкостного тока), что позволяет не учитывать зарядный ток линии при расчёте уставок по току срабатывания.

Комплект ступенчатых защит предусмотрен для обеспечения функции защиты линии при неисправностях в канале связи. Ступенчатые защиты имеют возможность ускорения соответствующих ступеней путём передачи и приёма команд по своему цифровому каналу связи или от внешней аппаратуры передачи команд противоаварийной автоматики. В этом случае, действуя на отключение параллельно с ДЗЛ, дистанционная и токовая защиты могут использоваться как вторая основная защита на альтернативном принципе действия с общим каналом или с резервными каналами связи.

Для двухтерминального применения каналы могут дублироваться по разным трассам прокладки оптического кабеля или на каналах разного типа. Это повышает надёжность передачи команд.



Таблица 2.2 Основные технические данные шкафа ШЭ2607 091

Номинальный переменный ток IНОМ , А	1 или 5
Номинальное междуфазное напряжение переменного тока Uном, В	100
Номинальное напряжение оперативного постоянного или выпрямленного тока Uпит, В	220 или 110
Номинальная частота fном, Гц	50

Описание и основные технические данные панели резервных защит шкафа ШЭ2607 016:

Шкаф типа ШЭ2607 016 предназначен для защиты линии 110-220 кВ и управления выключателем как с трехфазным, так и пофазным приводом. Шкаф содержит трехступенчатую дистанционную защиту (ДЗ), четырехступенчатую токовую направленную защиту нулевой последовательности (ТНЗНП), токовую отсечку (ТО), автоматику разгрузки при перегрузке по току (АРПТ), а также автоматику управления выключателем (АУВ) и устройство резервирования отказов выключателя (УРОВ).

Автоматика управления выключателем формирует сигналы на включение и отключение выключателя по командам, приходящим от защит и устройств, телемеханики или ключа дистанционного управления.

Аппаратно указанные выше функции реализованы на базе микропроцессорного терминала БЭ2704 016.

Таблица 2.3 Основные технические данные панели резервных защит шкафа ШЭ2607 16

Номинальный переменный ток IНОМ , А	1 или 5
Номинальное междуфазное напряжение переменного тока Uном, В	100
Номинальное напряжение оперативного постоянного или выпрямленного тока Uпит, В	220 или 110
Номинальная частота fном, Гц	50



2.2 Проектирование токовых ненаправленных отсечек (ТО) параллельных ЛЭП

Ненаправленная ТО предназначена как дополнительная защита для работы в «мертвой зоне» ДЗ.

Поясняющая схема с указанием точек КЗ, необходимых для расчёта ненаправленных ТО показана на рис. 2.2, где , - это первичные токи, протекающие через места установки защит 1, 3 соответственно; точки K5, K6 соответствуют КЗ в местах установки защит (для оценки чувствительности).

Рис.2.2 Поясняющая схема для расчета ненаправленных ТО ЛЭП

Методика расчета ненаправленной ТО приведена в табл. 2.4.

Таблица 2.4 Обоснование выбора уставок ненаправленной ТО

Параметр срабатывания	Задаваемая функция	Расчетное условие (РУ)	Расчетные выражения (РВ)	Примечание
IСЗ	Несрабатывание при внешних КЗ	1. Отстройка от максимального тока через защиту при КЗ на шинах противоположной подстанции.
		2. Отстройка от максимального тока через защиту при КЗ на шинах подстанции, где установлена защита.
		3. Отстройка от максимального тока через защиту, при КЗ на шинах НН трансформатора ответвительной подстанции.
	Несрабатывание в режимах без КЗ	4. Отстройка от максимального тока качаний.

Токи, необходимые для проектирования ТО, приведены в табл. 2.5.

Таблица 2.5 Токи КЗ и качаний для проектирования ТО

Обозначение тока на рис. 2.2	Обозначение режима в табл. 1.5	Вид и место КЗ на рис. 2.2	Узел на рис. 1.4	Обозначение тока по протоколу	Значение тока, кА	Прим.
	I-2		25		3,104	Для IСЗ1-4
	I-2		6		1,228	Для IСЗ1-4
	I-1Б		21		0,664	Для IСЗ1(2)
	I-1А		21		0,6279	Для IСЗ3(4)
	I		40		1,464	Для IСЗ1-4
	I		25		1,709	Для IСЗ5-6
	I-1Б		11		10,99	Для КЧ1(2)
	I-1А		23		4,813	Для КЧ3(4)
	I		38		2,159	Для КЧ5
	I		39		10,54	Для КЧ6
	I-2	-	-		2,217	Для IСЗ1-4
	I	-	-		2,532	Для IСЗ5-6

Расчет уставок токовых отсечек защит 1(2),3(4) и 5,6 параллельных линий Л1,Л2 и Л3 приведен в табл. 2.6.

Таблица 2.6 Расчет параметров срабатывания ненаправленной ТО

Номер защиты	Пара-метр сраба-тывания	Расчетное условие	Режим, вид, место КЗ	Расчетное выражение	Расчет	Прин. значение
1 (2)	IСЗ1(2)	1	I-2,			4,035 кА
		2	I-2,
		3	I-1Б,
		4	I-2
3 (4)	IСЗ3(4)	2	I-2,			4,035 кА
		1	I-2,
		3	I-1А,
		4	I-2
5	IСЗ5	1	I,			3,038 кА
		2	I,
		4	I
6	IСЗ6	2	I,			3,038 кА
		1	I,
		4	I

Согласно [2] чувствительность защиты определяется в режиме трехфазного КЗ вблизи места установки защиты в самых благоприятных условиях. Если защита окажется не чувствительной, то проверяется ее работа при включении линии под напряжение.

Для токовых отсечек без выдержки времени, устанавливаемых на линиях и выполняющих функции дополнительных защит, обеспечению чувствительности защиты соответствует выполнение условия:

Оценка чувствительности ненаправленных ТО приведена в табл. 2.7.

Таблица 2.7 Оценка чувствительности ненаправленной ТО

Номер защиты	Режим, вид, место КЗ	Определение коэффициента чувствительности	КЧ.МИН.ДОП
1 (2)	I,		1,25
3 (4)	I,		1,25
5	I,		1,25
6	I,		1,25

Таким образом, из приведенных в табл. 2.7 данных, можно видеть, что ненаправленная ТО параллельных ЛЭП защит 1(2) и ненаправленная ТО одноцепной ЛЭП защиты 6 обеспечивают требуемую чувствительность, а ТО защиты 3(4) и 5 не эффективны при внутренних КЗ. Для обеспечения срабатывания защиты 3(4) и 5 при внутренних КЗ уставку ТО необходимо выбрать из условия обеспечения требуемой чувствительности при КЗ на шинах подстанции, где установлена защита по выражению:

.

При этом ТО защиты 3(4) и 5 выведена из работы...