Блокировка первой и второй ступеней используется в том случае, если электрический центр качаний находится в пределах зоны действия соответствующей ступени защиты. Третья ступень обычно не блокируется, поскольку её выдержка времени превышает возможную в энергосистеме длительность периода качаний. Определение положения электрического центра качаний приведено в приложении 6.

В результате расчёта получилось, что электрический центр качаний попадает в зону действия I и II ступеней защит 1 (2) и 3 (4), поэтому для этих защит необходима блокировка.

Пуск блокировки при качаниях выполняется от чувствительного и грубого реле, контролирующих скорость изменения во времени векторов токов обратной DI2 и прямой DI1 последовательностей. Уставки срабатывания БК по изменению DI2 находятся в диапазоне от 0,04 до 1,5Iном для чувствительного реле и от 0,06 до 2,5Iном для грубого. Уставки срабатывания БК по изменению DI1 находятся в диапазоне от 0,08 до 3Iном для чувствительного реле и от 0,12 до 5Iном для грубого.

Обоснование выбора уставок чувствительного и грубого органов, а также времени ввода и вывода первых и вторых ступеней защит приведено в табл. 2.15.

Таблица 2.15 Обоснование выбора уставок устройства блокировки при качаниях

Пара-метр сраба-тывания	Задаваемая функция	Расчетное условие	Расчетное выражение	Прим.
	Несрабатывание в режимах без КЗ	1. Обеспечение возврата блокировки в исходное состояние после отключения внешнего КЗ
		2. По техническим возможностям терминала
	Несрабатывание в режимах без КЗ	3.Согласование с чувствительным реле тока обратной последовательности
		4. По техническим возможностям терминала
	Несрабатывание в режимах без КЗ	5.Согласование с чувствительным реле тока обратной последовательности
		6. По техническим возможностям терминала
	Несрабатывание в режимах без КЗ	6.Согласование с грубым реле тока обратной последовательности
		8. По техническим возможностям терминала
		9.Согласно заводским рекомендациям
	Несрабатывание при возникновении несимметрии в системе во время качаний	10. Отстройка от времени срабатывания резервных защит смежных элементов с учетом АПВ

Расчёт уставок БК приведён в табл. 2.16.

Таблица 2.16 Расчет уставок блокировки при качаниях

Номер защиты	Параметр срабатывания	РУ по табл. 2.15	РВ по табл. 2.15	Расчёт	Принятое значение
1 (2)		1	(2.48)		0,236 А
		2	(2.49)
		3	(2.50)		0,4 А
		4	(2.51)
		5	(2.52)		0,8 А
		6	(2.53)
		7	(2.54)		1,6 А
		8	(2.55)
		9	(2.56)		0,3 с
		10			6,5 с
3 (4)		1	(2.48)		0,2 А
		2	(2.49)
		3	(2.50)		0,4 А
		4	(2.51)		0,4 А
		5	(2.52)		0,8 А
		6	(2.53)
		7	(2.54)		1,6 А
		8	(2.55)
		9	(2.56)		0,3 с
		10	(2.57)		7 с

Чувствительность измерительного органа обратной последовательности оценивается при двухфазном КЗ в минимальном режиме в конце защищаемой линии по выражению:

где - ток обратной последовательности при двухфазном КЗ в минимальном режиме;

- уставка чувствительного и грубого измерительных органов обратной последовательности.

Чувствительность измерительного органа прямой последовательности оценивается при трехфазном КЗ в минимальном режиме в конце защищаемой линии по выражению:



где - ток КЗ при трехфазном КЗ в минимальном режиме;

- уставка чувствительного и грубого измерительных органов прямой последовательности;

- ток предаварийного режима.

Расчёт токов прямой и обратной последовательности для оценки чувствительности блокировки приведён в приложении 4, значение токов приведено в табл. 2.17.

Таблица 2.17 Значение токов КЗ для оценки чувствительности блокировки при качаниях

Номер защиты	Место и вид КЗ по рис. 2.5	Режим по табл. 1.5	Номер узла КЗ по рис. 1.4	Обозначение тока в схеме на рис. 2.5	Значение тока прямой последовательности, кА	Значение тока обратной последовательности, кА
1 (2)		I-4	25		0,777	0,7054
					1,483	-
3 (4)		I	6		0,5513	0,5896
					1,141	-

Оценка чувствительности блокировки приведена в табл. 2.18.



Таблица 2.18 Оценка чувствительности измерительного органа обратной и прямой последовательности

Номер защиты	Орган	Режим, вид и место КЗ
1 (2)		I-4,	0,236	0,7054		1,3
		I-4,	0,4	0,7054		1,3
		I-4,	0,8	1,483		1,3
		I-4,	1,6	1,483		1,3
3 (4)		I,	0,2	0,5896		1,3
		I,	0,4	0,5896		1,3
		I,	0,8	1,141		1,3
		I,	1,6	1,141		1,3

Из табл. 2.18 видно, что обеспечивается требуемая чувствительность блокировки в конце защищаемой линии.

2.4 Проектирование токовых защит нулевой последовательности параллельных и одиночной ЛЭП

На линиях 110-330 кВ, имеющих питание с двух и более сторон, устанавливается в качестве защиты от замыканий на землю четырехступенчатая защита нулевой последовательности. Первая, вторая и третья ступени образуют в совокупности основную защиту линии и представляют собой токовые отсечки, предназначенные в основном для действия при замыкании на землю в пределах защищаемой линии. Последняя ступень предназначена в основном для осуществления дальнего резервирования. Шкаф ШЭ2607 предусматривает возможность выполнения всех ступеней направленными. Однако в каждой ступени орган направления мощности может быть исключен, если необходимость в нем отсутствует.

Поясняющая схема для расчета ТЗНП приведена на рис. 2.6. Выбор уставок проводится для защит №1 и №3, установленных на линии Л1. Уставки защит №2 и №4 идентичны соответственно уставкам защит №1 и № 3.

Рис. 2.6. Поясняющая схема для расчета ТЗНП

При проектировании ТЗНП параллельных линий необходимо учитывать следующие особенности сети:

1) номинальное напряжение сети UHОМ = 110 кВ;

2) сеть имеет параллельные линии Л1 и Л2 с двусторонним питанием;

3) параллельные линии Л1 и Л2 связаны взаимоиндукцией;

4) трансформатор Т7 подстанции «Б» работает с незаземленной нейтралью, а трансформатор Т6 имеет заземленную нейтраль;

5) в распределительных устройствах 110кВ электростанции “А” и подстанции “Б” имеется УРОВ со временем действия tУРОВ=0,3 с;

6) со стороны электростанции “А” с заземленной нейтралью работают автотрансформаторы и трансформатор Т1 блока;

7) КЗ на шинах 110 кВ электростанции “А” и подстанции “Б”, в автотрансформаторе электростанции “А” отключаются быстродействующими защитами со временем действия tБЫСТР=0,1 с;

8) выдержка времени резервной защиты автотрансформатора от замыканий на землю равна 2,7с;

9) выдержка времени резервной защиты от замыканий на землю в системе С2 равна 3,6 с.

Расчет токов КЗ, необходимых для выбора уставок ТЗНП, произведен на ЭВМ в программе “TKZ-200”. Протоколы расчетов ТКЗ приведены в приложении 5. Обоснование выбора уставок ТЗНП приведено в табл. 2.19.

Таблица 2.19 Обоснование выбора уставок ТЗНП

Пара-метр сраба-тыва-ния	Задаваемая функция	Расчетное условие	Расчетное выражение	Прим.
	Несрабатывания при внешних КЗ на землю	1. Отстройка от КЗ на землю на шинах подстанции, примыкающей к дальнему концу ЛЭП
		2. Отстройка от КЗ, при каскадном отключении КЗ на землю на параллельной линии вблизи шин подстанции, на которой установлена рассматриваемая защита.
	Несрабатывания при внешних КЗ на землю в зоне действия быстродейству-ющих защит смежных элементов	3. Отстройка от времени срабатывания быстродействующих защит смежных элементов, с учетом действия УРОВ.
	Несрабатывания при внешних КЗ на землю за пределами зон действия быстродейству-ющих защит смежных элементов	4. Отстройка от внешнего КЗ на землю в конце зоны действия первой ступени защиты смежной ЛЭП
		5. Отстройка от КЗ на землю на шинах ВН автотрансформатора, отключаемого ТЗНП автотрансформатора с временем, большим или равным времени срабатывания данной ступени
		6. Отстройка от внешнего КЗ на землю в конце зоны действия или за зоной действия первой ступени защиты ЛЭП, параллельной данной, при ее каскадном отключении.
	Срабатывания при внутренних КЗ	7. Обеспечение требуемой чувствительности при каскадном отключении КЗ на землю в конце защищаемой ЛЭП
	Несрабатывания при внешних КЗ на землю в зонах действия второй ступени защиты смежной ЛЭП и первой ступени ТЗНП автотрансфор-матора	8. Отстройка от времени срабатывания второй ступени ТЗНП смежной ЛЭП
		9. Отстройка от времени срабатывания первой ступени ТЗНП автотрансформатора
	Несрабатывания при внешних КЗ на землю за пределами зон действия вторых ступеней защит смежных ЛЭП и первых ступеней ТЗНП автотрансфор-маторов, с которыми производится согласование по времени	10. Отстройка от внешнего КЗ в конце зоны действия второй ступени защиты смежной ЛЭП
		11. Отстройка от внешнего КЗ на землю в конце зоны действия или за зоной действия второй ступени защиты ЛЭП, параллельной данной, при ее каскадном откл-ии
		12. Отстройка от КЗ на землю в конце первой ступени защиты АТ	(2.74)
	Несрабатывания в режимах без замыканий на землю	13. Отстройка от тока небаланса при внешних трёхфазных КЗ за трансформаторами и на стороне низшего напряжения автотрансформато-ров, а также за трансформаторами, присоединёнными к ответвлениям защищаемой линии, отключаемых защитами трансформаторов с временем, большим или равным времени срабатывания третьей ступени
		14. Устойчивый возврат в исходное состояние после отключения внешнего КЗ в режиме качаний или асинхронного хода	(2.76)
	Несрабатывание при внешних КЗ на землю в зонах действия резервных защит смежных элементов	15. Отстройка от времени срабатывания последней ступени защиты смежной ЛЭП	(2.77)
		16. Отстройка от времени срабатывания последней ступени ТЗНП автотрансформатора	(2.78)
	Несрабатывания в режимах без замыканий на землю	17. Отстройка от тока небаланса при внешних трёхфазных КЗ за трансформаторами и на стороне низшего напряжения автотрансформато-ров, а также за трансформаторами, присоединёнными к ответвлениям защищаемой линии, отключаемых защитами трансформаторов с временем, большим или равным времени срабатывания четвёртой ступени	(2.79)
		18. Устойчивый возврат в исходное состояние после отключения внешнего КЗ в нагрузочном режиме	(2.80)

Выбор тока срабатывания второй ступени ТЗНП параллельных линий по расчетному условию (РУ) № 6 производится в зависимости от характера изменения тока нулевой последовательности в рассматриваемой линии при каскадном отключении КЗ на землю на параллельной линии.

Ток срабатывания второй ступени выбирается по расчетному выражению или если первая ступень защиты, установленной на противоположном конце параллельной линии, в режиме каскадного отключения КЗ на землю охватывает всю линию.

Ток срабатывания второй ступени ТЗНП выбирается по расчетному выражению, если в режиме каскадного отключения КЗ на землю первая ступень защиты, установленной на противоположном конце параллельной линии, охватывает только часть линии.

Выбор расчетного выражения или зависит от кривой распределения тока нулевой последовательности в неповрежденной линии:

- если ток нулевой последовательности в неповрежденной линии увеличивается по мере приближения места КЗ к отключенному концу линии, то рассматривается КЗ на параллельной линии вблизи шин подстанции, на которой установлена данная защита - РВ ;

- если ток нулевой последовательности в неповрежденной линии уменьшается по мере приближения места КЗ к отключенному концу линии, то расчетной точкой КЗ является конец зоны действия первой ступени защиты, установленной на противоположном конце параллельной линии - РВ .

Согласование третьей ступени ТЗНП со второй ступенью защиты, установленной на противоположном конце параллельной линии, по расчетному условию (РУ) № 10 производится аналогично согласованию второй ступени ТЗНП с первой ступенью защиты, установленной на противоположном конце параллельной линии.

Расчет токов КЗ произведен на ЭВМ, протокол расчета приведен в приложении 6. Коэффициенты токораспределения и значения токов КЗ, необходимые для определения уставок и оценки чувствительности, приведены в табл. 2.20.



Таблица 2.20 Токи КЗ и коэффициенты токораспределения, необходимые при расчете параметров срабатывания ТЗНП

Номер защиты	Номер РВ	Режим по табл. 1.5	Место и вид КЗ на рис. 2.6	Узел на рис. 1.4	Обозна- чение тока в схеме на рис. 2.6	Значение тока, кА	Значение коэффициента токораспреде-ления	Прим.
5		I		40		1,603		Для
						1,279
		I-3Г-4		39		1,515		Для
1 (2)		I-20		25		2,500		Для
		I-2A-7		12		1,798
		I-20		40		1,035	0,637	Для
						1,626
3 (4)		I-20		6		1,072		Для
		I-2Б-4		24		1,035
		I-20		1		0,688		Для
1(2),3(4)	(2.79)	I-2		4	-	0,307		Для

Протокол расчета токов КЗ, необходимых для построения кривых токов нулевой последовательности в параллельных линиях при каскадном отключении КЗ на одной из них, приведен в прил. 5. Результаты расчётов сведены в табл. 2.21, 2.22. Кривые токов нулевой последовательности изображены на рис. 2.7, а и 2.7, б.



Таблица 2.21 Расчёт токов нулевой последовательности через защиты №1 и №4 в режиме каскадного отключения линии Л2 со стороны электростанции «А» и отключения трансформатора Т6

LКЗ, км	0(К10)	4	8	12	16	20	24	28	32	36	40(К9)
3I01, кА	2,255	2,151	2,070	2,005	1,953	1,903	1,874	1,849	1,824	1,809	1,798
3I04, кА	4,335	3,942	3,623	3,359	3,137	2,914	2,771	2,645	2,499	2,403	2,317
KТ	0,520	0,546	0,571	0,597	0,623	0,653	0,676	0,699	0,73	0,753	0,776

Таблица 2.22 Расчёт токов нулевой последовательности через защиты №3 и №2 в режиме каскадного отключения линии Л2 со стороны подстанции «Б» и отключения автотрансформатора Т3

LКЗ, км	0(К9)	4	8	12	16	20	24	28	32	36	40(К10)
3I03, кА	6,475	5,480	4,763	4,072	3,681	3,366	3,03	2,804	2,614	2,424	2,314
3I02, кА	0,8759	0,894	0,9116	0,9315	0,9455	0,959	0,9766	0,9911	1,005	1,023	1,035
KТ	0,135	0,163	0,191	0,229	0,257	0,285	0,322	0,353	0,384	0,422	0,447

Выбор тока срабатывания второй и третьей ступеней производится в зависимости от характера изменения кривых тока в рассматриваемой линии при каскадном отключении замыканий на землю на параллельной линии.



Рис. 2.7, а) Кривые токов КЗ через защиты в режиме каскадного отключения

Рис. 2.7, б) Кривые токов КЗ через защиты в режиме каскадного отключения

Расчет параметров срабатывания ТЗНП приведен в табл. 2.23.

Таблица 2.23 Расчет параметров срабатывания ТЗНП

Номер защиты	Пара-метр сраба-тыва-ния	Расчет-ное условие	Режим, вид, место КЗ	Расчет-ное выра-жение	Расчет	Прин. значе-ние
5		1	I,	(2.60)		2,084
		3	-	(2.61)		0,7
		7	I-3Г-4,	(2.67)		1,01
		15	-	(2.77)		3,7
1 (2)		1	I-20,	(2.60)		3,25
		2	I-2A-7,
		3	-	(2.61)		0,7
		4	I-20,	(2.62)		1,46
		6	I-2А-7,	(2.64)
		8	-	(2.68)		1
1 (2)		10	I-20,	(2.70)		1,06
		11	I-2А-7,	(2.71)
		16	-	(2.78)		4
		17	I-2,	(2.79)		0,215
		18	-	(2.80)
3 (4)		1	I-20,	(2.60)		1,3936
		2	I-2Б-4,
		3	-	(2.61)		0,7
		5	I-20,	(2.63)		1,242
		6	I-2Б-4,	(2.66)
		9	-	(2.69)		1
		11	I-2Б-4,	(2.71)		0,718
		16	-	(2.78)		3,9
		17	I-2,	(2.79)		0,215
		18	-	(2.80)

Оценка чувствительности четырёхступенчатой направленной ТЗНП в общем случае сводится к проверке чувствительности второй, третьей и четвёртой ступеней защиты при внутренних КЗ на землю в расчётном режиме.

Чувствительность отдельных ступеней ТЗНП оценивается с помощью коэффициента чувствительности при однофазном КЗ в расчетной точке:

(2.81)

где - минимальное значение утроенного тока нулевой по последовательности,

протекающего в месте установки защиты при однофазном КЗ в расчетном режиме;

- ток срабатывания соответствующей ступени.

Чувствительность вторых и третьих ступеней ТЗНП параллельных линий оценивается при КЗ в конце защищаемой линии. При этом согласно требованиям [2], коэффициент чувствительности должен быть не менее 1,5.

При наличии устойчиво действующей резервной ступени защиты линии и отдельной защиты шин на противоположном конце линии допускается обеспечивать коэффициент чувствительности не менее 1,5 в режиме каскадного отключения КЗ в конце линии. Чувствительность четвертых ступеней ТЗНП оценивается при однофазных КЗ в конце защищаемой линии и в конце зон дальнего резервирования. Согласно требованиям [2], в первом случае коэффициент чувствительности должен быть не менее 1,5, во втором случае - не менее 1,2.

Значения токов нулевой последовательности, необходимых для проверки чувствительности ТЗНП, установленных на параллельных ЛЭП, приведены в табл. 2.24. Оценка чувствительности ступеней ТЗНП приведена в табл. 2.25.

Таблица 2.24 Токи КЗ, необходимые при оценке чувствительности ТЗНП

Номер защиты	Режим по табл. 1.5	Место и вид КЗ на рис. 2.6	Узел на рис. 1.4	Обозначение тока в схеме на рис. 2.6	Значение тока, кА	Прим.
1 (2)	I-4		25		0,9749	,
	I-1Б-4		23		2,314
	I-4		40		0,4269
	I-2A-4		12		1,438
3 (4)	I-7		6		0,3226	,
	I-1A-7		11		2,317
	I-7		1		0,2282
	I-2Б-7		24		0,761

Таблица 2.25 Оценка чувствительности ТЗНП

Номер защиты	Номер ступени	Режим, место, вид КЗ	Ток через защиту	Расчёт	Примечание
1 (2)	II	I-4,	0,9749
		I-1Б-4,	2,314
	III	I-4,	0,9749
		I-1Б-4,	2,314
	IV	I-4,	0,4269
1 (2)	IV	I-2A-4,	1,438
3 (4)	II	I-7,	0,3226
		I-1А-7,	2,317
	III	I-7,	0,3226
		I-1A-7,	2,317
	IV	I-7,	0,2282
		I-2Б-7,	0,761

релейный защита замещение замыкание

Из табл. 2.25 видно, что только вторые и третьи ступени защит 1(2) и 3(4) обеспечивают требуемую чувствительность только в режиме каскадного отключении защищаемой ЛЭП, что допустимо согласно [2] при наличии на противоположной подстанции дифференциальной защиты шин. Четвертая ступень защиты 1(2) обеспечивают требуемую чувствительность в зонах ближнего и дальнего резервирования. Четвертая ступень защиты 3(4) обеспечивают требуемую чувствительность только в зонах ближнего резервирования. Вторые ступени защит 1(2) и 3(4) не обеспечивают требуемой чувствительности при КЗ на шинах противоположной подстанции.

Для повышения надежности срабатывания ТЗНП целесообразно выполнять отдельные ступени ненаправленными. Возможность выполнения отдельных ступеней защиты ненаправленными проверяется в каждом отдельном случае индивидуально. Если защиту можно выполнить ненаправленной, то она выполняется без реле направления мощности (РНМ). Обусловлено это тем, что при удаленных от места установки защиты металлических, однофазных КЗ, когда напряжение на зажимах защиты снижается практически до нуля, орган направления мощности может не сработать, запрещая тем самым действие защиты.

Возможность выполнения отдельных ступеней ненаправленными может быть выявлена на основании сравнения выдержек времени и токов срабатывания защит, установленных на противоположных концах рассматриваемой линии.

Проверка возможности выполнения отдельных ступеней ТЗНП параллельных линий ненаправленными приведена в табл. 2.26.

Таблица 2.26 Проверка возможности выполнения отдельных ступеней токовых защит нулевой последовательности ЛЭП ненаправленными

Ступень	, с	, кА	Сравнение параметров срабатывания	Вывод о направленности
	1 (2)	3 (4)	1 (2)	3 (4)
I	0,1	0,1	3,25	1,3936		I ступень защиты 1 (2) -ненаправленная I ступень защиты 3 (4) -направленная
II	0,7	0,7	1,46	1,242		II ступень защиты 1 (2) -ненаправленная II ступень защиты 3 (4) -направленная
III	1	1	1,06	0,718		III ступень защиты 1 (2) -ненаправленная III ступень защиты 3 (4) -направленная
IV	4	3,9	0,215	0,215		IV ступень защиты 1 (2) -ненаправленная IV ступень защиты 3 (4) -направленная

3. АВТОМАТИКА ПАРАЛЛЕЛЬНЫХ ЛЭП С ДВУСТОРОННИМ ПИТАНИЕМ

3.1 Выбор устройств автоматики

Проектируемым объектом является понизительная подстанция 110/10 кВ с двумя двухобмоточными трансформаторами мощностью 16 МВА. Данные трансформаторы оборудованы устройством РПН. На стороне НН секции шин подстанции работают раздельно, т.е. секционный выключатель в нормальном режиме отключен.

Согласно [2] на параллельных линиях 110 кВ устанавливаются следующие типы автоматики:

1) автоматическое повторное включение ЛЭП;

2) автоматика определения места повреждения ;

3) автоматическая ликвидация асинхронного режима;

4) устройство резервирования отказов выключателей.

Автоматика ЛЭП выполнена на микропроцессорных устройствах фирмы ЭКРА.

Исходя из свойств защищаемого объекта, с учётом требований [2], на подстанции устанавливаются следующие виды автоматики:

1) автоматическое включение резервного питания, с помощью включения секционного выключателя на стороне НН трансформаторов подстанций “Б” и “В”;

2) автоматическая частотная разгрузка с последующим частотным автоматическим повторным включением ;

3) автоматическое регулирование коэффициентов трансформации трансформаторов;

4) автоматика пожаротушения трансформаторов и кабельных каналов;

5) автоматика повышения напряжения.

Автоматика проектируемой подстанции выполнена на микропроцессорных устройствах фирмы ABB.

3.2 Выбор типа автоматического повторного включения линий

Для параллельных ЛЭП должны быть предусмотрены устройства АПВ для быстрого восстановления питания потребителей или межсистемных и внутренних связей, путем автоматического включения выключателей, отключенных устройствами релейной защиты.

Требования, предъявляемые к устройствам АПВ согласно [2]:

1) устройства АПВ должны быть выполнены так, чтобы они не действовали при:

- отключении выключателя персоналом дистанционно или при помощи телеуправления;

- автоматическом отключении от релейной защиты непосредственно после включения персоналом дистанционно или при помощи телеуправления;

- отключении выключателя защитой от внутренних повреждений трансформаторов и вращающихся машин, устройствами противоаварийной автоматики;

2) устройства АПВ должны быть выполнены так, чтобы была исключена возможность многократного включения на КЗ при любой неисправности в схеме устройства;

3) устройства АПВ должны выполняться с автоматическим возвратом.

Трехфазное АПВ параллельных линий с двусторонним питанием выполняется с учетом возможности нарушения синхронной параллельной работы источников питания после отключения линии. Для ликвидации повреждения на линии с двусторонним питанием, необходимо отключить ЛЭП с двух сторон. Следовательно, устройства АПВ должны устанавливаться на обеих сторонах ЛЭП.

На линиях с двусторонним питанием при наличии обходных связей можно применить следующие виды АПВ:

- несинхронное АПВ;

- АПВ с проверкой синхронизма (при невозможности выполнения несинхронного АПВ).

Несинхронное АПВ может применяться на линиях, если:

а) максимальный электромагнитный момент синхронных генераторов и компенсаторов, возникающий при несинхронном включении, меньше (с учетом необходимого запаса) электромагнитного момента, возникающего при трехфазном КЗ на выводах машины, при этом в качестве практических критериев оценки допустимости НАПВ принимаются расчетные начальные значения периодических составляющих токов статора при угле включения 180є;

б) максимальный ток через трансформатор (автотрансформатор) при угле включения 180є меньше тока КЗ, протекающего через статор генератора при трехфазном КЗ на его выводах при питании от шин бесконечной мощности;

в) после АПВ обеспечивается достаточно быстрая ресинхронизация; если в результате несинхронного автоматического повторного включения возможно возникновение длительного асинхронного хода, должны применяться специальные мероприятия для его предотвращения или прекращения.

При соблюдении указанных выше условий НАПВ допускается применять на одной из параллельных линий при ремонте другой.

Практически возможно применение НАПВ в случае, если выполняются условия:

1) для генератора марки ТВФ с непосредственным охлаждением обмоток

,

2) для автотрансформатора

где IНВ - возможный максимальный ток несинхронного включения;

IНОМ - номинальный ток генератора (автотрансформатора).

Расчёт тока несинхронного включения приведён в приложении 7.

Проверка допустимости применения НАПВ приведена в табл.3.1.

Таблица 3.1 Расчет допустимости применения НАПВ

Устрой-ство	Параметр	Расчетное выражение	Расчет	Примечание
АТ	IНВ	-	кА	см. П.7
	IНОМ
	-	-		Условие(3.2) выполняется
	-	-
G2	IНВ	-	кА	см. П.7
	IНОМ
	-	-		Условие(3.1) выполняется

Из табл. 3.1 видно, что генераторы и трансформаторы допускают несинхронное включение, следовательно, применение НАПВ допустимо. В курсовом проекте принято, что по требованиям работы оборудования станций применение НАПВ не допустимо. Исходя из этого, в соответствии с [2], принимаем решение об использовании трехфазного АПВ с проверкой синхронизма.

Для АПВ с контролем синхронизма необходимо выбрать уставки:

- по разности модулей векторов напряжений (ДU);

- по разности углов между векторами напряжений (Дц);

- по разности частот напряжений (Дf) .

Условия синхронизма напряжений считаются выполненными, если все три контролируемых параметра находятся в пределах нормы.

Рекомендуемые значения указанных уставок по [2]:

- ДU = 0,2 Uном;

- Дц = (10-30)°;

- Дf = 0,05 Гц - для соединения частей схем, к которым предъявляются высокие требования по синхронизму, а также для важных межсистемных связей;

- Дf = 0,1 Гц - для схем, допускающих большое время АПВ или для АПВ коротких линий;

- Дf = 0,2 Гц - для схем с малым временем АПВ, где может ожидаться большая разность частот.

Принимаем:

При правильном выборе уставок при АПВ будет обеспечено синхронное включение выключателя. Рекомендуется выполнить проверку правильности выбора уставок по условию:

,

где tИО - время срабатывания измерительных органов контроля синхронизма (может быть принято равным 0,03 с),

tВКЛ - время включения выключателя.

Проверка выбранных уставок по условию :

,

т.е. условие выполняется.

Обоснование выбора уставок по времени АПВ выключателей противоположных концов линий сведён в табл.3.2, расчёт уставок сведён в табл.3.3.

Таблица 3.2 Обоснование выбора уставок АПВ

Параметр срабатывания	Задаваемая функции	Расчетное условие	Расчетное выражение	Примечание
	Несрабатывание до полного отключения ВЛ с обеих сторон	1.Обеспечение готовности привода выключателя перед включением
		2. Обеспечение деионизации среды после отключения КЗ
		3. Отстройка от времени действия защит противоположной стороны линии

Таблица 3.3 Расчёт времени АПВ

Наименование величины	РУ	РВ	Расчет	Принятое значение
	1			1,29 с
	2
	3
	1			0,99 с
	2
	3

3.3 Выбор функций для определения места повреждения на параллельных линиях

В шкафе защиты типа ШЭ 2607 016 имеется возможность использования встроенной функции ОМП. Пуск функции ОМП в случае КЗ на линии осуществляется при срабатывании II ступеней ДЗ или ТНЗНП. При пуске ОМП, через время (0,01…0,06) с происходит «захват» (фиксация) аналоговых данных: векторных значений всех симметричных составляющих тока и напряжения ВЛ и их приращений, тока нулевой последовательности параллельной линии, частоты сигналов. Одновременно фиксируется время возникновения аварии.

В устройстве применен, так называемый, «селективный принцип» расчета и отображения расстояния. При этом расчет расстояния до места повреждения на ВЛ происходит только в случае действия терминала на отключения от защит или от внешних устройств релейной защиты.

С целью отстройки от переходных процессов в начальный момент КЗ на ВЛ, желательно фиксировать аналоговые данные как можно позже, перед самым моментом отключения тока повреждения. Поэтому уставку по выдержке времени следует выбирать исходя из реального времени действия выключателя и установленной задержки в канале отключения.

При срабатывании ОМП через время (2,0 - 3,0) с информация о расстоянии до места КЗ, виде повреждения, дате и времени отображаются на дисплее терминала.

Полная информация о последних 10 расчетах места КЗ доступна через встроенный в терминал дисплей в меню Регистратор ОМП.

Зафиксированные данные в момент пуска ОМП - векторные значения всех симметричных составляющих тока и напряжения ВЛ и их приращения, тока нулевой последовательности параллельной линии, частота сигналов, время возникновения аварии, вид повреждения, тип повреждения, тип алгоритма расчета расстояния - попадают в базу данных аналоговых событий, доступной программному обеспечению «EKRASMS». Если данные из указанной базы не считываются, то в неразрушаемой памяти при снятии напряжения питания сохраняются последние 128 аналоговых событий.

3.4 Автоматика ликвидации асинхронного режима на параллельных линиях

В нормальном режиме генераторы, включенные на параллельную работу, работают синхронно, т.е. существует синхронный режим работы. АР возникает при нарушении устойчивости параллельной работы. Кроме того, этот режим может возникнуть при несинхронном включении линии, соединяющей электростанцию с энергосистемой. АР является серьёзным нарушением нормального режима работы, опасным для оборудования и потребителей электроэнергии. Предельная допустимая длительность АР составляет 15 30 с. За это время должны быть приняты меры по восстановлению синхронизма, т.е. должна быть произведена ресинхронизация. Если синхронизм не восстанавливается, то энергосистемы должны быть разделены в заранее намеченных местах. Эти операции производятся с помощью противоаварийной автоматики ликвидации асинхронного режима.

При возникновении дефицита мощности в системе С2 деление сети целесообразно производить на подстанции “Б” путем отключения линии Л3. При этом потребители подстанции ”Б” и подстанции ответвления питаются от электрической станции ”А”.

При дефиците мощности в системе С1 деление сети целесообразно производить на электрической станции ”А”. Причем сначала отключается автотрансформатор и потребители подстанции ”Б” и подстанции ”В” питаются от системы С2 и блока генератор-трансформатор, установленного на электрической станции ”А”. Если синхронный режим не восстановился, то отключается блок генератор-трансформатор, и потребители подстанции ”Б” и подстанции ”В” питаются от системы С2.

Таким образом, АЛАР устанавливается на электрической станции ”А” и подстанции ”Б”.

Схемы устройства АЛАР состоят из выявительной и логической частей. Выявительная часть, является пусковым органом устройства АЛАР, реагирует на один или два признака асинхронного режима и совместно с логической частью, которая определяет характер его протекания, производит необходимые действия.

Наиболее просто устройство АЛАР выполняется с помощью токовых реле мгновенного действия типа РТ-40, включенных на фазные токи, как показано на рис. 3.1. Токовые реле срабатывают при увеличении тока, вызванного ростом угла между напряжениями по концам электропередачи, и замыкают цепи отключения выключателя, которым производится разделение несинхронно работающих частей системы. Для того чтобы предотвратить неправильное срабатывание АЛАР при однофазных и двухфазных КЗ, также сопровождающихся увеличением тока, в схеме используются три токовых реле, включенных на ток каждой фазы. Контакты всех реле включены последовательно. Для предотвращения срабатывания АЛАР при протекании максимального тока нагрузки применяется реле направления мощности (РНМ), включенное на фазный ток IА и междуфазное напряжение Uас, реагирует на направление активной мощности. Оно включается так, чтобы в максимальном нагрузочном режиме его контакт был разомкнут. Благодаря этому действие АЛАР будет предотвращено, даже если в этом режиме замкнутся контакты токовых реле. Схема выявительного органа АЛАР приведена на рис. 3.2. Эта схема используется также для осуществления избирательного действия транзитной электропередачи в зависимости от направления перетока мощности до возникновения асинхронного режима.

Для этого устанавливаются два комплекта АЛАР. Реле направления мощности РМ каждого комплекта включаются так, что бы его контакт был замкнут при направлении перетока мощности от шин в линию. Поэтому при избытке мощности, в энергосистеме С2 будет замкнут контакт реле РМ у комплекта АЛАР В1 (рис. 3.3), реагирующего на направление мощности из линии к шинам подстанции «А», а при избытке мощности в энергосистеме С1 - у комплекта В2. В случае возникновения асинхронного режима первым действует тот комплект, у которого был замкнут контакт реле РМ, что обеспечивает прекращение асинхронного режима и выделение подстанций транзита на питание от избыточной энергосистемы.



Рис.3.1. Схема устройства АЛАР мгновенного действия, реагирующего на увеличение тока

Рис.3.2. Схема выявительных органов устройств АЛАР

Рис.3.3. Принцип избирательного деления транзитной электропередачи при асинхронном режиме

3.5 Устройство резервирования отказа выключателей

Функция УРОВ шкафа ШЭ 2607 016 реализует принцип индивидуального устройства, причём схема УРОВ выполнена универсальной, и возможна реализация УРОВ как по схеме с дублированным пуском от защит, с контролем РПВ, так и по схеме с автоматической проверкой исправности выключателя. Выбор принципа действия УРОВ осуществляется с помощью программной накладки.

В части формирования отключающих импульсов каждый из комплектов УРОВ обеспечивает действие на доотключение резервируемого выключателя без выдержки времени, а затем с выдержкой времени - действие на отключение смежных выключателей.

УРОВ имеет выдержку времени, необходимую для фиксации отказа выключателя. Эта выдержка времени для данного шкафа принимается равной 0,2-0,3с.

Реле тока УРОВ предназначено для возврата схемы УРОВ при отсутствии отказа выключателя и для определения отказавшего выключателя или КЗ в зоне между выключателем и трансформатором тока с целью выбора направления действия устройства. Ток срабатывания реле тока УРОВ должен выбираться по возможности минимальным, рекомендованное значение тока срабатывания - от 0,05 до 0,1 номинального тока присоединения.

3.6 Автоматический ввод резерва на подстанции ответвления

Согласно [2] устройства АВР должны предусматриваться для восстановления питания потребителей путем автоматического присоединения резервного источника питания при отключении рабочего источника питания, приводящем к обесточению электроустановок потребителя. Устройства АВР должны предусматриваться также для автоматического включения резервного оборудования при отключении рабочего оборудования, приводящем к нарушению нормального технологического процесса.

Общие требования, предъявляемые к АВР:

- устройство АВР, как правило, должно обеспечивать возможность его действия при исчезновении напряжения на шинах питаемого элемента, вызванном любой причиной, в том числе КЗ на этих шинах (последнее - при отсутствии АПВ шин);

- устройство АВР при отключении выключателя рабочего источника питания должно включать, как правило, без дополнительной выдержки времени, выключатель резервного источника питания;

- должна быть обеспечена однократность действия устройства.

Для обеспечения действия АВР при обесточивании питаемого элемента в связи с исчезновением напряжения со стороны питания рабочего источника, а также при отключении выключателя с приемной стороны (например, для случаев, когда релейная защита рабочего элемента действует только на отключение выключателей со стороны питания) в схеме АВР должен предусматриваться пусковой орган напряжения. Указанный пусковой орган при исчезновении напряжения на питаемом элементе и при наличии напряжения со стороны питания резервного источника должен действовать с выдержкой времени на отключение выключателя рабочего источника питания с приемной стороны, что необходимо, чтобы не допустить включения резервного источника на не отключенное повреждение в рабочем источнике.

Для автоматического включения секционного выключателя, при авариях на одном из силовых трансформаторах, используется микропроцессорный терминал, на базе которого реализуется функция АВР. Этот терминал предназначен для управления, сигнализации и защиты секционного выключателя. Цепь пуска АВР организуется вне устройства по факту аварийного отключения вводных выключателей.

На проектируемой подстанции пуск АВР производиться с контролем отсутствия встречного напряжения секции.

Также в микропроцессорном терминале реализуется функция пуска АВР по факту отключения вводного выключателя. Тогда выдержка времени срабатывания АВР при КЗ в трансформаторе будет равна:

где - время действия основной РЗ;

- полное время отключения выключателя НН трансформатора;

- собственное время включения секционного выключателя.

Напряжение срабатывания пускового органа минимального напряжения выбирается из двух расчетных условий:

1) отстройка от минимального значения напряжения при трехфазном КЗ за трансформатором:

(3.10)

где - остаточное напряжение на шинах, где установлен пусковой орган напряжения в режиме трехфазного КЗ;

- коэффициент отстройки.

2) отстройка от минимально возможного напряжения при самозапуске ЭД:

(3.11)

где - минимальное напряжение на шинах НН подстанции при самозапуске электродвигателей.

В связи с недостатком информации о параметрах нагрузки проектируемой подстанции расчеты напряжения срабатывания реле KV про...