Поиск по сайту

Устройство дальнего резервирования отключения коротких замыканий - Архивы 2001

Оглавление
Об использовании выносного заземлителя для плавки гололеда на ВЛ постоянным током
Автоматизированная система для оценки технического состояния электрооборудования
О ближнем резервировании на подстанциях с выключателем 110 кВ в цепи трансформатора
Влияние качества электрической энергии на уровень ее потерь
Применение устройств электрозащитного и противопожарного отключения АСТРО-УЗО
Состояние АЧР энергосистем и пути ее совершенствования
Приложение
Противоаварийная автоматика для энергосистем с большой удельной единичной мощностью
Система анализа показателей работы оборудования электростанций
Система для решения технологических задач ИАСУ ПЭС
Отечественные оперативно-информационные комплексы АСДУ
Компьютерные технологии и оперативный журнал диспетчера
Система для решения технологических задач службы линий
Информационное обеспечение автоматизированных систем управления распредсетями
Тренажеры оперативных переключений
О ресурсе энергетических объектов
Устройство дальнего резервирования отключения коротких замыканий
Области рационального применения ЛЭП высших классов напряжения в ЕЭС России
О ремонте высоковольтных герметичных вводов трансформаторов
Переходные соединительные муфты на 110 кВ
Результаты эксплуатации управляемого подмагничиванием трехфазного шунтирующего реактора
Системы возбуждения генераторов
Тепловизионный контроль генераторов и импульсное дефектографирование трансформаторов
Атлас ветров России
Итоги развития электроэнергетики Польши в 90-е годы
Энергокомпания Токио
Энергетика Южной Кореи

Устройство дальнего резервирования отключения коротких замыканий

Акопян Г. С.

В Армянской энергосистеме с 1977 по 1994 г., т.е. за 17 лет, полностью повредились 19 трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ, питающихся от радиальных ВЛ, и сотни ячеек 6, 10 кВ, кабельных линий и токоограничивающих реакторов. Статистика повреждений трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ и ячеек 6, 10 кВ в других энергосистемах на территории б. СССР примерно такая же, так как принципиальные решения и уровень эксплуатации примерно одинаковые. Таким образом, если не учитывать уровень эксплуатации устройств релейной защиты и коммутационных аппаратов, то основной причиной полного повреждения вышеуказанного оборудования явились недостатки принципиальных решений по резервированию отключения коротких замыканий на стороне низкого напряжения этих трансформаторов или на линиях 6, 10 кВ, особенно реактированных.
Принципиальная невозможность полноценного дальнего (удаленного и местного), а также ближнего резервирования отключения КЗ за трансформаторами или реакторами с помощью максимальных токовых и дистанционных защит, когда к линии подключены два трансформатора разной мощности или один трехобмоточный трансформатор, или один двухобмоточный трансформатор с расщепленной обмоткой, или один трансформатор с реактором на стороне низкого напряжения, подробно обоснована*. Заметим, что к одной ВЛ 110 кВ иногда может быть подключено до пяти трансформаторов.

*Рубинчик В. А. Резервирование отключения коротких замыканий в электрических сетях. М.: Энергоатомиздат, 1985.

С целью полноценного дальнего резервирования отключения КЗ за трансформаторами, подключенными к линиям, работающим в радиальном режиме, а также КЗ на реактированных линиях 6, 10 кВ в Армянской энергосистеме в 1994 г. разработано устройство дальнего резервирования (УДР). Испытания устройства производились осуществлением натурных двухфазных и трехфазных металлических и дуговых КЗ на стороне   10 кВ на двух подстанциях 110/10 кВ. После получения положительных результатов в 1995 г. было организовано производство УДР в содружестве с заводом “Марс” нашей республики. В том же году было завершено внедрение УДР на всех линиях 110 и 35 кВ, а также на всех трансформаторах, питающих реактированные линии 6, 10 кВ.
За 6 лет эксплуатации в энергосистеме не было ни одного случая полного повреждения трансформаторов, хотя условия для продолжения статистики прежних лет (ежегодно повреждалось 19/17 трансформаторов, т.е. более одного трансформатора) имели место.
За тот же период зафиксированное число срабатываний УДР - три, против ожидаемых более шести, объясняется, по всей вероятности, недостоверностью информации, свидетельствующей о низком уровне эксплуатации основной релейной защиты или коммутационного аппарата.
В 1995 г. после проведения в ОРГРЭС эксплуатационных испытаний на пригодность применения в электрических сетях России устройство получило соответствующий сертификат и рекомендовано к применению в энергосистемах Российской Федерации Департаментом науки и техники РАО “ЕЭС России” (циркулярным письмом от 2/XI 1995 г. за № 02 - 6/20).
Принцип работы УДР основан на измерении по схеме “И” тока и угла между током и напряжением с параллельным включением токовых органов трех фаз, а также угловых органов трех фаз. При превышении током любой из фаз и углом тока любой из фаз уставок срабатывания, а также наличии обоих условий в течение заданной выдержки времени устройство действует на отключение.
Устройство устанавливается на головном конце линии 110 или 35 кВ, работающей в радиальном режиме, с целью резервирования отключения КЗ за трансформаторами или на стороне высокого напряжения трансформаторов и с целью резервирования отключения КЗ на реактированных линиях 6, 10 кВ.
Расчеты показали, что УДР надежно резервирует защиту трансформаторов понизительных подстанций, питающихся от радиальных линий, если номинальная мощность трансформатора составляет от суммарной мощности всех трансформаторов, присоединенных к питающей линии: для сети 110 кВ - не менее 10%, для сети 35 кВ - не менее 5%.
Устройство содержит встроенные орган выдержки времени, выходное и указательное реле, а также цепи блокировки АПВ и сигнализации при неисправности.
Методика выбора уставок срабатывания
Методика выбора уставок срабатывания УДР по току и углу тока должна учитывать:
большую выдержку времени срабатывания УДР из условия согласования с максимальной токовой защитой трансформаторов (3 - 4 с);
последовательную схему включения органов, измеряющих ток и угол тока;
отстройку от бросков тока или угла тока намагничивания трансформаторов с учетом выдержки УДР при включении линии с подключенными трансформаторами;
отстройку от тока или угла тока самозапуска нагрузки при ее включении с учетом выдержки времени УДР;
коэффициент возврата органов тока и угла тока равен практически единице;
необходимость обеспечения чувствительности при КЗ в зоне, резервируемой с помощью УДР, по току и углу тока одновременно.
Опыт выбора уставок и эксплуатации УДР позволил упростить методику и свести ее к простым формулам.

  1. Ток срабатывания защиты


где IHoms - сумма номинальных токов трансформаторов, питающихся от данной линии 110 или 35 кВ.

  1. Угол срабатывания защиты фсз = 50° ^ 60° в зависимости от доли моторной нагрузки.
  2. Коэффициент чувствительности защиты по току


где Ik.3.mHh - ток через место установки УДР при двухфазном КЗ за трансформатором наименьшей мощности, из всех подключенных к данной линии, или при КЗ на реактированной линии 6, 10 кВ в зависимости от места установки УДР; Iс.з - ток срабатывания защиты. Коэффициент чувствительности принимается не менее 1,5 вместо 1,2, исходя из возможности.

  1. Чувствительность защиты по углу тока проверяется по условию - угол тока, являющегося векторной суммой токов КЗ и нагрузки, который определяется расчетом, либо непосредственно по векторной диаграмме токов и напряжений, построенной в масштабе. Угол с достаточной точностью может быть определен также из номограммы, построенной на рисунке, где


!н.макс - максимальное значение тока нагрузки линии.
В заключение отметим, что область применения УДР может быть расширена после проведения специальных исследований, а также возможность повышения чувствительности УДР при осуществлении измерения аварийных составляющих тока и угла тока.
Исполнение УДР возможно также для измерения реактивной мощности или аварийной составляющей реактивной мощности.

Выводы

  1. Шестилетний опыт эксплуатации устройства дальнего резервирования (УДР) подтвердил правильность нового принципа дальнего резервирования отключения КЗ за трансформаторами или на реактированных линиях 6, 10 кВ, эксплуатационную надежность устройства и достаточную точность упрощенной методики выбора уставок срабатывания УДР.
  2. Необходимо изыскание новых принципов дальнего резервирования отключения КЗ, в частности за трансформаторами, питающимися от линий с двусторонним питанием.


 
« Аппараты распределительных устройств низкого напряжения   Безрельсовая перевозка трансформаторов »
Карта сайта + все метки | Контакты
© Электроэнергетика При перепечатке и цитировании активная гиперссылка на сайт обязательна.