Релейная защита и автоматика параллельных ЛЭП с двусторонним питанием

-25°

Третья ступень

Несрабатывание при внешних КЗ (кроме КЗ на ЛЭП, параллельной данной)

23. Согласование с временем срабатывания последних ступеней резервных защит смежных элементов

(2.29)

Срабатывание при КЗ в зоне дальнего резервирования

24. Обеспечение требуемой чувствительности при металлическом КЗ в конце зоны дальнего резервирования

В конце смежной линии:

За трансформатором

(автотрансформатором):

На параллельной линии

За трансформатором ответвления

(2.30)

(2.31)

(2.32)

(2.33)

(2.34)

(2.35)

(2.36)

(2.37)

25. По техническим возможностям терминала

(2.38)

Срабатывание при КЗ в зоне дальнего резервирования

26. Обеспечение требуемой чувствительности к КЗ через переходное сопротивление в конце смежного элемента

,

,

,

(2.39)

(2.40)

27. Рекомендуемое значение

(2.41)

28. По техническим возможностям терминала

(2.42)

Срабатывание при КЗ зоне дальнего резервирования

29. Обеспечение максимальной чувствительности при металлических КЗ на смежных элементах

(2.43)

Несрабатывание в нагрузочных режимах без КЗ

30. Отстройка от максимально возможного угла сопротивления нагрузки

,

(2.44)

Срабатывание при внутренних КЗ и несрабатывание при внешних КЗ

31. Обеспечение быстрого срабатывания органа сопротивления при внутренних КЗ

115°

Коэффициенты токораспределения и значения токов КЗ, необходимые для определения уставок и оценки чувствительности, приведены в табл. 2.10. Расчет токов КЗ, произведен на ЭВМ, протокол расчета приведен в приложении 6.

Таблица 2.10 Токи КЗ и коэффициенты токораспределения, необходимые для расчета ДЗ

Номер защиты	№ РВ	Режим по табл. 1.5	Место и вид КЗ на рис. 2.5	Узел в при-ложении	Обозна- чение тока в схеме на рис. 2.5	Значение тока, кА	Значение коэффициента токораспреде-ления	Принятое значение
1 (2)	(2.7)	I-1Б		22	-	-	1	1
	(2.14)	I-2		-	-	-	1	1
	(2.20)	I-2A-3		12	-	-	1	1
	(2.16)	I-3		30	-	-	0,5	0,5
		I-2				0,918	0,492
						0,884
						0,884
	(2.16)	I-3		31	-	-	0,5	0,56
		I-2				0,7355	0,538
						1,366
	(2.22)	I-1Б		22	-	-	1	1
	(2.37)	I-4		22		0,3021	0,66	0,597
						0,4575
		I-5		22		0,2671	0,597
						0,4472
	(2.31)	I		40	-	-	0,5	0,5
	(2.35)	I-2А-4		12		1,146	0,486	0,486
						2,359
		I-2А-5				1,219	0,508
						2,402
	(2.33)	I-6-4		30		0,4902	0,318	0,298
						1,541
		I-6-5				0,4499	0,298
						1,509
	(2.33)	I-6-4		31		0,3503	0,336	0,307
						1,042
		I-6-5				0,3139	0,307
						1,021
3 (4)	(2.7)	I-1А		22	-	-	1	1
	(2.20)	I-2Б-4		-		0,5494	0,17	0,189
						3,225
		I-2Б-5				0,5883	0,189
						3,115
3 (4)	(2.22)	I-1А		22	-	-	1	1
	(2.16)	I-2		1		1,578	0,483	0,483
						0,7623
		I-5				1,291	0,455
						0,5875
	(2.16)	I-2		4		0,155	-	0,124 0,118
						1,252	0,124
						1,308	0,118
		I-5				0,1383	-
						1,1	0,126
						1,247	0,11
	(2.37)	I-3		22		0,1311	0,29	0,29
						0,4527
	(2.35)	I-2Б		24		0,4189	0,137	0,137
						3,056
	(2.32)	I		1		0,4636	0,285	0,285
						1,625
	(2.32)	I		4		0,0944	-	0,075 0,072
						1,265	0,075
						1,313	0,072

В расчёте ряда токов КЗ для выбора параметров срабатывания ДЗ ЛЭП нет необходимости, поскольку выбираются режимы, в которых коэффициент токораспределения заведомо известен и равен 1 или 0,5.

Определение переходного сопротивления дуги осуществляется по выражению:

Где - минимальный ток двухфазного КЗ;

- среднее расстояние между фазными проводами ЛЭП;

-коэффициент увеличения.

Определение переходного сопротивления дуги приведено в табл. 2.11.

Таблица 2.11 Определение переходного сопротивления дуги

Номер защиты	Номер ступени	Место и вид КЗ по рис. 2.5	Режим по табл. 1.5	Значение тока, кА	Расчет	Принятое значение, Ом
1 (2)	I		I-4	1,666		2,97
			I-5	1,996
	II		I-4	1,348		7,649
			I-5	1,672
	III		I-4	1,087		19,38
			I-5	1,043
			I-4	0,3021
			I-5	0,2671
			I-4-6	0,3503
			I-5-6	0,3139
			I-4-6	0,4902
			I-5-6	0,4499
3 (4)	I		I-3	0,5298		11,677

Определение полного сопротивления нагрузки в послеаварийном режиме с учётом самозапуска электродвигателей осуществляется по выражению:

где - переток мощности по ЛЭП;

- номинальное напряжение сети;

-коэффициент самозапуска электродвигателей; .

Активное и реактивное сопротивления нагрузки определяются по выражениям:

где .

Для защит 1 и 2 по формуле :

Активное и реактивное сопротивления нагрузки:

Для защит 3 и 4 по формуле :

Активное и реактивное сопротивления нагрузки:

Расчёт параметров срабатывания ДЗ приведён в табл. 2.12.

Таблица 2.12 Расчет параметров срабатывания ДЗ

Параметр сраба-тывания	Расчет-ное условие	Режим, вид, место КЗ	Расчет-ное выра-жение	Расчет	Прин. знач.
	1	I,	(2.5)		13,79 Ом
	2	I-1Б,	(2.6)
	3	I-4,	(2.8)		10,3 Ом
	4	-	(2.10)
	5	-	(2.11)
	6	-	-
	7	-	-
	8	-	-
	9	-	-
	10	-	(2.12)		0,7
	11	I-2,	(2.13)		23,26 Ом
	14	I-2A-3,	(2.19)
	12	I-3,	(2.15)
	15	I-1Б,	(2.21)
	16	-	(2.23)
	17	I-4,	(2.24)		17,45 Ом
	18	-	(2.26)
	19	-	(2.27)
	20	-	-
	21	-	-
	22	-	-
	23	-	(2.29)		5,9 с
	24	I-5,	(2.36)		293,2 Ом
		I,	(2.30)
		I-2А-4,	(2.34)
		I-6-4,	(2.32)
		I-6-5,	(2.32)
	25	-	(2.38)
	26	I-4,	(2.39)		113,1 Ом
	28	-	(2.42)
	27	-	(2.41)
	29	-	(2.43)
	30	-	(2.44)
	31	-	-
3(4) защита
	1	I,	(2.5)		12,3114 Ом
	2	I-1А,	(2.6)
	3	I-3,	(2.8)		21,4 Ом
	4	-	(2.10)
	5	-	(2.11)
	6	-	-
	7	-	-
	8	-	-
	9	-	-
	10	-	(2.12)		0,7
	11	I-2Б-4,	(2.13)		44,79 Ом
	15	I-1А,	(2.21)
	12	I-2,	(2.15)
	12	I-2,	(2.15)
	17	I,	(2.24)		27,52 Ом
	18	-	(2.26)
	19	-	(2.27)
	20	-	(2.28)
	21	-	-
	22	-	-
	23	-	(2.29)		5,6 с
	24	I-3,	(2.36)		267,45 Ом
		I-2Б,	(2.34)
		I,	(2.32)
		I,	(2.32)
	25	-	(2.38)
	26	I,	(2.39)		200,59 Ом
	28	-	(2.42)
	27	-	(2.41)
	29	-	(2.43)
	30	-	(2.44)
	31	-	-

Эффективность срабатывания I ступени при внутренних КЗ может быть оценена её защитоспособностью, равной 0,85 от длины линии. Эффективность срабатывания II ступени при внутренних металлических КЗ оценивается коэффициентом чувствительности. С учетом назначения II ступени чувствительность оценивается при КЗ в конце защищаемой линии.

Чувствительность III ступени не оценивается, т.к. параметры срабатывания выбраны из условия обеспечения требуемой чувствительности.

Оценка чувствительности ДЗ приведена в табл. 2.13.

Таблица 2.13 Оценка чувствительности ДЗ по параметру срабатывания

Номер защиты	Ступень
1 (2)	II	23,26	16,226		1,25
3 (4)	II	36,69	16,226		1,25

Вторые ступени защит параллельных ЛЭП обладают требуемой чувствительностью.

Чувствительность ДЗ по току точной работы оценивается коэффициентом чувствительности:

где - первичный ток КЗ через защиту в расчетном режиме;

- коэффициент трансформации трансформатора тока;

IТР - вторичный ток точной работы.

Защита является чувствительной, если выполняется условие:

Шкаф защиты ШЭ 2607 016 имеет ток точной работы 0,1Iн, т.е. 0,5 А для шкафа с Iн =5 А.

Для второй ступени чувствительности оценивается при КЗ в конце защищаемой линии, а для третьей ступени при КЗ в зонах дальнего резервирования.

Оценка чувствительности ДЗ по току точной работы приведена в табл. 2.14.

Таблица 2.14 Оценка чувствительности ДЗ по току точной работы

Номер защиты	Номер ступени	Режим, вид и место КЗ			Примечание
1 (2)	II	I-4,	1,348
	III	I-5,	1,043
		I-5,	0,2671
		I-5-6,	0,3139
		I-5-6,	0,4499
3 (4)	II	I,	1,066
	III	I-3,	0,1311
		I,	0,0944
		I,	0,4636

Выбранные уставки ДЗ для защит 1(2) и 3(4) обеспечивают требуемую чувствительность второй ступени в конце защищаемой линии и третьей ступени в конце зон дальнего резервирования по параметру срабатывания и току точной работы.

Необходимость блокировки от качаний определяется:

местоположением электрического центра качаний по отношению к защищаемой зоне проектируемой защиты;

выдержкой времени ступени ДЗ, для которой проектируется блокировка.

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 7.

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.

За величину тока срабатывания принимается граничное значение изменения тока, при превышении которого срабатывание происходит каждый раз из десяти следующих друг за другом измерений.

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.
		1. По возможностям терминала
		2. По возможностям терминала
	Несрабатывание в режимах без КЗ
		3. По возможностям терминала
	Несрабатывание в режимах без КЗ
		4. По возможностям терминала
	Несрабатывание в режимах без КЗ
		5. Согласно с рекомендацией
	Несрабатывание в режимах без КЗ	6. 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. 2.13	РВ по табл. 2.13	Расчёт	Принятое значение
1 (2)		1			0,2 А
		3			0,4 А
		-
		4			0,8 А
		-
		5			1,6 А
		-
		6			0,3 с
		7			6,2 с
3 (4)		1			0,2 А
		3			0,4 А
		-
		4			0,8 А
		-
		5			1,6 А
		-
		6			0,3 с
		7			6,1 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.

Расчёт токов прямой и обратной последовательности для оценки чувствительности блокировки приведён в приложении 6, значение токов приведено в табл. 2.17.

Таблица 2.17 Значение токов обратной последовательности для оценки чувствительности блокировки

Номер защиты	Место и вид КЗ по рис. 2.5	Режим по табл. 1.5	Номер узла КЗ по рис. 2.5	Обозначение тока в схеме на рис. 2.5	Значение тока, кА
1 (2)		I-4	25		0,9578
					1,974
3 (4)		I	6		0,5571
					1,066

Оценка чувствительности блокировки приведена в табл. 2.18.

Таблица 2.18 Оценка чувствительности измерительного органа обратной последовательности

Номер защиты	Орган	Режим, вид и место КЗ
1 (2)		I-4,	0,2	0,9578		1,5
		I-4,	0,4	0,9578		1,5
		I-4,	0,8	1,974		1,5
		I-4,	1,6	1,974		1,5
3 (4)		I,	0,2	0,5571		1,5
		I,	0,4	0,5571		1,5
		I,	0,8	1,066		1,5
		I,	1,6	1,066		1,5

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 имеют ответвления, трансформаторы ТЗ и Т4, подстанции ответвления В, работают с незаземленной нейтралью;

4) на линиях установлены выключатели типа 3AP1 FG Siemens 145 кВ;

5) параллельные линии Л1 и Л2 связаны взаимоиндукцией;

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

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

8) со стороны электростанции А с заземленной нейтралью работают автотрансформатор и трансформатор Т1 блока;

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

10) выдержка времени резервной защиты автотрансформатора от замыканий на землю равна 3,1 с;

11) выдержка времени резервной защиты от замыканий на землю в системе С2 равна 2,9 с.

Расчет токов КЗ, необходимых для выбора уставок ТЗНП, произведен на ЭВМ в программе “TKZ-200”. Протоколы расчетов ТКЗ приведены в приложении 6. Обоснование выбора уставок ТЗНП приведено в табл. 2.19.

Таблица 2.19 Обоснование выбора уставок ТЗНП

Параметр срабатыва-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 в режимах без КЗ	3. Отстройка от кратковременного неполнофазного режима при неодновременном включении фаз выключателя защищаемой линии
		4. Отстройка от броска тока намагничивания силовых трансформаторов, работающих с глухозаземлённой нейтралью
	Несрабатывания при внешних КЗ на землю в зоне действия быстродейству-ющих защит смежных элементов	5. Отстройка от времени срабатывания быстродействующих защит смежных элементов, с учетом действия УРОВ.
Пара-метр сраба-тыва-ния	Задаваемая функция	Расчетное условие	Расчетное выражение	Прим.
	Несрабатывания при внешних КЗ на землю за пределами зон действия быстродейству-ющих защит смежных элементов	6. Отстройка от внешнего КЗ на землю в конце зоны действия первой ступени защиты смежной ЛЭП
		7. Отстройка от КЗ на землю на шинах ВН автотрансформатора, отключаемого ТЗНП автотрансформатора с временем, большим или равным времени срабатывания данной ступени
		8. 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	9. 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	10. Отстройка от времени срабатывания второй ступени ТЗНП смежной ЛЭП
		11. Отстройка от времени срабатывания первой ступени ТЗНП автотрансформатора
Пара-метр сраба-тыва-ния	Задаваемая функция	Расчетное условие	Расчетное выражение	Прим.
	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	12. Отстройка от внешнего КЗ в конце зоны действия второй ступени защиты смежной ЛЭП
		13. Отстройка от внешнего КЗ на землю в конце зоны действия или за зоной действия второй ступени защиты ЛЭП, параллельной данной, при ее каскадном
	Несрабатывания в режимах без замыканий на землю	14. 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
		15. Устойчивый возврат в исходное состояние после отключения внешнего КЗ в режиме качаний или асинхронного хода
	Несрабатывание при внешних КЗ на землю в зонах действия резервных защит смежных элементов	16. Отстройка от времени срабатывания последней ступени защиты смежной ЛЭП
Пара-метр сраба-тыва-ния	Задаваемая функция	Расчетное условие	Расчетное выражение	Прим.
	Несрабатывание при внешних КЗ на землю в зонах действия резервных защит смежных элементов	17. Отстройка от времени срабатывания последней ступени ТЗНП автотрансформатора
	Несрабатывания в режимах без замыканий на землю	18. 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
		19. Устойчивый возврат в исходное состояние после отключения внешнего КЗ в нагрузочном режиме

Выбор тока срабатывания второй ступени ТЗНП параллельных линий по расчетному условию (РУ) № 8 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) № 12 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. 2.6	Обозна- чение тока в схеме на рис. 2.6	Значение тока, кА	Значение коэффициента токораспреде-ления	Прим.
5		I		40		1,872		Для
						1,371
		I-3Г-4		39		1,668		Для
1 (2)		I-20		25		2,561		Для
		I-2A-7		12		1,829
		I-20		40		1,218	0,64	Для
						1,903
		I-1Б		22		0,4445		Для
		I-2		31		0,7498		Для и
		I-2		30		1,226
		I-2		4		0,155
3 (4)		I-20		6		1,123		Для
		I-2Б-4		24		1,027
		I-20		1		0,7036		Для
		I-1А		22		0,4287		Для
		I-2		31		0,7144		Для и
		I-2		30		1,226
		I-2		4		0,155

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. 6. 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)	6	12	18	24	30	36	42	48	54	60(К9)
3I01, кА	1,561	1,531	1,508	1,490	1,477	1,468	1,462	1,458	1,455	1,454	1,454
3I04, кА	2,861	2,669	2,506	2,366	2,252	2,166	2,089	2,018	1,954	1,896	1,843
KТ	0,546	0,574	0,602	0,63	0,656	0,678	0,7	0,722	0,745	0,767	0,789

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)	6	12	18	24	30	36	42	48	54	60(К10)
3I03, кА	9,591	7,450	6,115	5,202	4,54	4,04	3,646	3,28	2,971	2,723	2,518
3I02, кА	0,833	0,866	0,891	0,91	0,928	0,944	0,959	0,975	0,993	1,01	1,027
KТ	0,087	0,116	0,146	0,175	0,204	0,234	0,263	0,297	0,334	0,371	0,408

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.

Значение тока небаланса в выражениях , и может быть рассчитано по следующему выражению:

где - максимальное значение расчетного фазного первичного тока, проходящего в месте установки защиты при внешенем трехфазном КЗ (в выражениях и ) или в максимальном нагрузочном режиме без КЗ (в выражении );

- коэффициент небаланса, величина которого зависит от значения кратности ( - первичный номинальный ток трансформатора тока защиты). Для защит 1 - 4 принимаем (при значении кратности ).

В выражениях , и - коэффициент, учитывающий возможное увеличение тока небаланса в переходном режиме. Для III и IV ступеней защит 1 - 4 принимаем (при выдержке времени ступени больше 0,3 с).

Ток максимального нагрузочного режима определяется по выражению:

где - переток мощности в месте установки защиты в максимальном нагрузочном режиме.

.

Расчет токов небаланса сведен в табл. 2.23.

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

Таблица 2.23 Расчет токов небаланса

Номер защиты	Расчетное выражение	Режим, вид место КЗ	, кА		, кА
1 (2)		I-1Б,	0,4445	0,05
		I-2,	0,7498
		I-2,	1,226
		I-2,	0,155
		-	0,65
		-	????	0,1
3 (4)		I-1А,	0,4287	0,05
		I-2,	0,7498
		I-2,	1,226
		I-2,	0,155
		-	0,65
		-	?????	0,1

Расчет параметров срабатывания ТЗНП приведен в табл. 2.24.

Таблица 2.24 Расчет параметров срабатывания ТЗНП

Номер защиты	Пара-метр сраба-тывания	Расчет-ное условие	Режим, вид, место КЗ	Расчет-ное выра-жение	Расчет	Прин. значе-ние
5		1	I,			2,863
		5	-			0,7 c
		9	I-3Г-4,			1,135
		16	-			3,2 c
1 (2)		1	I-20,			2,684
		2	I-2A-7,
		5	-			0,7
		6	I-20,			1,376
		8	I-2А-7,
		10	-			1 с
		12	I-20,			1,213
		13	I-2А-7,
		14	I-1Б,
			I-2,
			I-2,

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:

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 [4], 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 [4], 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. 2.25. Оценка чувствительности ступеней ТЗНП приведена в табл. 2.26.

Таблица 2.25 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. 2.6	Обозначение тока в схеме на рис. 2.6	Значение тока, кА	Прим.
1 (2)	I-4		25		0,7351	,
	I-1Б-4		23		2,256
	I-4		40		0,357
	I-2A-4		12		1,212
3 (4)	I-7		6		0,4813	,
	I-1A-7		11		2,286
	I-7		1		0,362
	I-2Б-7		24		1,036

Таблица 2.26 Оценка чувствительности ТЗНП

Номер защиты	Номер ступени	Режим, место, вид КЗ	Ток через защиту	Расчёт	Примечание
1 (2)	II	I-4,	0,7351
		I-1Б-4,	2,256
	III	I-4,	0,7351
		I-1Б-4,	2,256
	IV	I-4,	0,7351
Номер защиты	Номер ступени	Режим, место, вид КЗ	Ток через защиту	Расчёт	Примечание
1 (2)	IV	I-4,	0,357
		I-2А-4,	1,212
3 (4)	II	I-7,	0,4813
		I-1А-7,	2,286
	III	I-7,	0,4813
		I-1А-7,	2,286
	IV	I-7,	0,4813
		I-7,	0,362
		I-2Б-7,	1,036

Из табл. 2.26 видно, что вторая и третья ступени защит 1 и 2 и третья ступень защит 3 и 4 обеспечивают требуемую чувствительность только в режиме каскадного отключении защищаемой ЛЭП, что допустимо согласно [4] при наличии на противоположной подстанции дифференциальной защиты шин. Четвертые ступени защит обеспечивают требуемую чувствительность в зонах ближнего и дальнего резервирования. Вторые ступени защит 3 и 4 не обеспечивают требуемой чувствительности.

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.

Согласно [6], 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. 2.27.

Таблица 2.27 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	2,684	1,689		I ступень защиты 1 (2) -ненаправленная I ступень защиты 3 (4) -направленная
II	0,7	0,7	1,376	1,591		II ступень защиты 1 (2) -направленная II ступень защиты 3 (4) -ненаправленная
III	1	1	1,213	0,822		III ступень защиты 1 (2) -ненаправленная III ступень защиты 3 (4) -направленная
IV	3,5	3,4	0,044	0,044		IV ступень защиты 1 (2) -ненаправленная IV ступень защиты 3 (4) -направленная

3.АВТОМАТИКА ПАРАЛЛЕЛЬНЫХ ЛЭП С ДВУСТОРОННИМ ПИТАНИЕМ

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

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.

Проанализировав вышеизложенную информацию и учитывая требования [4], на проектируемой подстанции устанавливаются следующие виды автоматики:

автоматическое включение резервного питания, с помощью включения секционного выключателя на стороне НН (АВР);

автоматическая частотная разгрузка (АЧР) с последующим частотным автоматическим повторным включением (ЧАПВ);

автоматическое регулирование коэффициентов трансформации трансформаторов (АРКТ);

автоматическое повторное включение (АПВ) шин 10 кВ;

автоматика пожаротушения трансформаторов и кабельных каналов;

автоматика повышения напряжения.

Автоматика проектируемой подстанции выполнена на микропроцессорных устройствах фирмы ABB.

В качестве автоматического регулирования коэффициентов трансформации трансформатор устанавливается регулятор напряжения SPAU 341С, в качестве автоматической частотной разгрузки - реле частоты SPAF 340 С3, в качестве автоматического включения резервного питания и АПВ шин 110 и 10 кВ применяется внутренняя функция терминала SPAC 801.

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

Согласно [4] устройства АПВ должны предусматриваться для быстрого восстановления питания потребителей или межсистемных и внутрисистемных связей путем автоматического включения выключателей, отключенных устройствами релейной защиты.

Должно предусматриваться автоматическое повторное включение воздушных и смешанных (кабельно-воздушных) линий всех типов напряжением выше 1 кВ.

Требования, предъявляемые к устройствам АПВ:

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;

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

устройства АПВ должны выполняться с автоматическим возвратом.

Устройства трехфазного АПВ (ТАПВ) должны осуществляться преимущественно с пуском при несоответствии между ранее поданной оперативной командой и отключенным положением выключателя; допускается также пуск устройства АПВ от защиты.

Для ускорения восстановления нормального режима работы электропередачи выдержка времени устройства ТАПВ должна приниматься минимально возможной с учетом времени погасания дуги и деионизации среды в месте повреждения, а также с учетом времени готовности выключателя и его привода к повторному включению.

Выдержка времени устройства ТАПВ на линии с двусторонним питанием должна выбираться также с учетом возможного неодновременного отключения повреждения с обоих концов линии; при этом время действия защит, предназначенных для дальнего резервирования, учитываться не должно. Допускается не учитывать разновременности отключения выключателей по концам линии, когда они отключаются в результате срабатывания высокочастотной защиты.

Несинхронное АПВ (НАПВ) может применяться на линиях (в основном 110-220 кВ), если:

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;

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

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 этих условий НАПВ допускается применять также в режиме ремонта на параллельных линиях.

Практически возможно применение НАПВ в случае, если выполняются условия:

1) для генератора марки ТВФ с непосредственным охлаждением обмоток

;

2) для автотрансформатора

где IНВ - ток несинхронного включения, IНОМ - номинальный ток генератора (автотрансформатора).

Расчёт тока несинхронного включения приведён в приложении 8.

Проверка допустимости применения НАПВ приведена в таблице 3.1.

Таблица 3.1 Расчет допустимости применения НАПВ

Устрой-ство	Параметр	Расчетное выражение	Расчет	Примечание
АТ	IНВ	-		условие выполняется
	IНОМ
	-	-
	-	-
G1	IНВ	-		Условие выполняется
	IНОМ
	-	-

Из табл. 3.1 видно, что на проектируемых линиях допустимо применение НАПВ. Однако в связи с отсутствием обходных связей, применять НАПВ нельзя.

Исходя из этого, в соответствии с [4], принимаем решение об использовании трехфазного АПВ с контролем синхронизма.

Необходимо выбрать следующие 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:

ДU = 0,2Uном;

Дц = (10-30)°;

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

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 реле 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 таблицу 3.2, расчёт уставок сведён в таблицу 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		=0,033 с

Таблица 3.3 Расчёт времени АПВ

Наименование величины	РУ	РВ	Расчет	Принятое значение
	1			1,4 с
	2
	3
	1			1,1 с
	2
	3

3.3 Выбор типа фиксирующих приборов для определения места повреждения на параллельных ЛЭП

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 вычитываются, то в неразрушаемой памяти при снятии напряжения питания сохраняются последние 128 аналоговых событий.

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

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”.

Согласно [4] для прекращения АР в случае его возникновения должны в основном применяться устройства автоматики, отличающие асинхронный режим от синхронных качаний, КЗ или других ненормальных режимов работы.

Микропроцессорное устройство автоматики ликвидации асинхронного режима АЛАР-М. разработанное в ОАО «Институт «Энергосетьпроект», предназначено для автоматического выявления и ликвидации асинхронных режимов в электрических сетях напряжением от 110 кВ и выше.

Принцип действия устройства базируется на использовании алгоритма распознавания двухмашинного асинхронного режима и выявления наличия электрического центра качаний (ЭЦК) на контролируемом участке электроэнергетической системы (ЭЭС) и реализует технические возможности прогнозирования развития асинхронного процесса на основе граничных фазовых траекторий «угол - скольжение». Алгоритм построен на расчетном определении векторов напряжений и углов между ними в двух узлах, ограничивающих контролируемую зону. Расчет векторов напряжений в контролируемых узлах ЭЭС осуществляется в реальном времени на основе использования векторов прямых последовательностей измеряемых токов и напряжений в месте установки устройства и набора эквивалентных сопротивлений электропередачи. Одновременно с фиксацией углов между векторами напряжений устройство фиксирует знак скольжения асинхронно движущихся частей энергосистемы. Функциональная схема устройства приведена на рис. 3.1.

Особенностями работы устройства являются:

непосредственное определение угла между векторами напряжений по концам контролируемого участка энергосистемы и использование этого угла для выявления АР;

селективность действия, основанная на выявлении попадания ЭЦК в контролируемую устройством зону электропередачи при фиксации наличия АР в ЭЭС.

Устройство функционирует в трехступенчатом режиме, обеспечивая на каждой ступени формирование выходных сигналов (с учетом знака скольжения).

Первая ступень обеспечивает выявление АР на его первом цикле. Если угол между векторами эквивалентных ЭДС превышает критическое значение, задаваемое уставкой, то устройство фиксирует наличие АР в ЭЭС. Дальнейшее действие первой ступени осуществляется на основе анализа значений векторов напряжений на границе контролируемой зоны и в месте установки устройства. Попадание значений взаимных углов и модулей указанных векторов в заданный уставками диапазон критических значений свидетельствует о нахождении ЭЦК в контролируемой зоне. При одновременной фиксации АР в ЭЭС и попадании ЭЦК в контролируемую зону устройство выдает сигнал о срабатывании ступени в соответствии со знаком скольжения.

Рис. 3.1 Структурная схема АЛАР-М

Работа второй ступени заключается в подсчете суммарного угла проворота эквивалентных ЭДС и контроле заданного уставкой количества (N2st) циклов АР за установленное время (), где - допустимое время одного проворота в АР. Действие третьей ступени аналогично действию второй, но с контролем другого числа циклов (N3st). Ввод в действие каждой следующей ступени осуществляется с установленной выдержкой времени ().

В устройстве предусмотрен контроль длительности циклов АР для второй и третьей ступеней. Если время прохождения установленного числа проворотов указанных ступеней превышает время, заданное уставкой, то происходит возврат устройства в исходное состояние. Возврат в исходное состояние происходит также, если ЭЦК выходит за пределы контролируемой зоны.

Устройство обеспечивает:

задание уставок эквивалентных сопротивлений модели ЭЭС от 0 до 999,9 Ом с разрешением 0,1 Ом отдельно по вещественной и мнимой части;

задание уставок угла между векторами напряжений от 0 до 360° с разрешением 1°;

задание уставок безразмерных коэффициентов от 0 до 9 с разрешением 0,1.

В устройстве предусмотрена возможность работы с тремя комплектами уставок. Обеспечивается выбор рабочего комплекта уставок по дискретному входному сигналу и по команде от ЭВМ, а также возможность редактирования уставок посредством ввода с клавиатуры устройства и с верхнего уровня управления.

Основная относительная погрешность измерения токов и напряжений в месте установки устройства не превышает 2,5 % номинального значения. Дополнительная погрешность измерения токов и напряжений при изменении частоты в диапазоне 45 - 55 Гц не превышает 1 %/Гц. Погрешность расчета углов между векторами напряжений при их величинах в пределах от 0,4 до 1,5 не превышает:

в диапазоне критических углов от 150 до 210° - 5 %;

в диапазоне от 30 до 150 и 210 до 330°- 10%;

в диапазоне от -30 до +30° - не нормируется.

В устройстве предусмотрено формирование следующей информации:

обобщенных сигналов «Срабатывание» и «Неготовность» для центральной сигнализации на щите управления энергообъекта;

информации на дисплее о неисправности устройства и выполнении функций в соответствии с задачами устройства;

диагностической информации о состоянии устройства для персонала любого уровня.

Обеспечивается фиксация срабатывания, неисправности устройства с запоминанием до его квитирования и возможность передачи этой информации через интерфейс на устройства высшего уровня.

Для формирования сигналов управления предусмотрены выходные реле:

по 2 для каждой из ступеней (для разных знаков скольжения), обеспечивающие требуемые управляющие воздействия;

для передачи во внешние цепи обобщенных сигналов «Неготовность», «Срабатывание»;

для блокирования аналогичных устройств на смежных линиях.

Устройство может устанавливаться для защиты одной линии (прямая ветвь) или двух смежных линий (прямая и обратная ветви) и контролирует 3 напряжения и 3 тока прямой ветви и один ток обратной ветви. Допускается сохранение трех комплектов рабочих уставок. Эти комплекты могут переключаться вручную или автоматически при смене схемы защищаемого участка энергосистемы.

Программное обеспечение пользователя позволяет осуществлять удаленный доступ к устройству по последовательному каналу связи с интерфейсом типа RS-232 (RS-485), с помощью которого можно следить за его функционированием, изменять уставки, переключать рабочие комплекты, записывать собранные данные.

Обеспечивается фиксация срабатывания, неисправности устройства с запоминанием до его квитирования и возможность передачи этой информации на устройства высшего уровня.

Исходные данные для настройки устройства должны быть получены на основе предварительного моделирования расчетных схем и динамических режимов защищаемой ЭЭС. При размещении АЛАР-М на удалении от узлов присоединения эквивалентных генераторов к протяженной электропередаче устройство может работать с «двухплечевой» схемой включения с соответствующим выбором уставок параметров передачи для работы каждого из плеч (тп и пk, рис. 3.2). На рисунке приняты следующие обозначения: п -- узел установки устройства; т, к - граничные узлы контролируемой устройством линии; В1, В2 - выключатели линий; , -векторы ЭДС эквивалентных генераторов; , , - векторы контролируемых напряжений в узлах т, п, k; , - векторы контролируемых токов; , , - комплексные эквивалентные сопротивления ветвей; , - комплексные сопротивления контролируемых участков электропередачи. Устройство, установленное в узле п, периодически измеряет мгновенные значения напряжений фаз в узле установки, трехфазных токов одной ветви и ток одной фазы другой ветви. По полученной выборке производится расчет векторов основной гармоники напряжений и токов фаз.

Рис. 3.2 Схема подключения АЛАР-М

Алгоритм выявления АР базируется на расчете ЭДС эквивалентных генераторов, которые с учетом выбранных на рис. 3.2 положительных направлений токов равны:

где множители при напряжении и токах , , , , получают как коэффициенты матриц четырехполюсников ветвей.

Для выявления АР с учетом прогнозирования его развития используется угол электропередачи

где - эквивалентный угол передачи, являющийся параметром граничной фазовой траектории «угол - скольжение»; - угол, связанный с инерционными характеристиками энергосистемы:

где - постоянная инерции эквивалентируемой части ЭЭС, приведенная к базисной мощности; - угол, дополняющий до 90° аргумент взаимного эквивалентного сопротивления двухмашинной электропередачи.

Предельно допустимый по условиям устойчивой работы ЭЭС угол обозначается как . Выполненные условия служат признаком наличия АР в энергосистеме. В зависимости от того, опережающим или отстающим является вектор относительно , определяют дефицитную и избыточную части ЭЭС.

Расчет векторов напряжений на границах контролируемых участков выполняется в устройстве по формулам

где , , , - коэффициенты четырехполюсников, характеризующих сопротивления контролируемых участков передачи; , - углы векторов напряжений на границах контролируемых участков.

Критерием наличия ЭЦК является выполнение хотя бы одного из соотношений

где - угол вектора напряжения в месте установки АЛАР-М.

Критические значения углов, выбирают на основе предварительных расчетов режимов сети с учетом её неоднородности и влияния отборов мощности. Их рассматривают как предельные значения углов между векторами напряжений на границах контролируемых участков сети, если в пределах контролируемой зоны в условиях наличия АР существует точка, имеющая минимальное напряжение по передаче.

Программное обеспечение устройства предусматривает и возможность работы в неселективном режиме. В этом случае устройство настраивается на срабатывание 1-й ступени при фиксации АР по передаче ( ), но без контроля попадания ЭЦК на защищаемый участок. При этом уставки по углу определяются так же, как это делается для известных аналоговых устройств САПАХ.

В ряде случаев, когда необходимо контролировать участок сети с одной стороны от места установки АЛАР, используется «одноплечевая» схема включения. В этом случае уставки сопротивления контролируемого участка отсутствующего плеча обнуляются.

Ввод и редактирование уставок, необходимых для функционирования АЛАР-М, производится либо с панели управления, либо с персонального компьютера посредством прилагаемой программы удаленного управления. Ввод с персонального компьютера предпочтителен для начальной настройки устройства, поскольку представляет более удобный интерфейс для изменения большого количества данных. Ввод с панели управления целесообразен для текущего редактирования значений небольшого количества изменяемых величин. Введенные уставки сохраняются в энергонезависимой памяти устройства.

Программное обеспечение АЛАР-М предусматривает наличие трех независимых комплектов уставок, каждый из которых содержит информацию о параметрах измерительных трансформаторов напряжения и тока, эквивалентных параметрах электропередачи, критических значениях режимных параметров, уставках проворотов и выдержек времени, параметрах блокировки устройства.

Используемые в устройстве условия блокировок реализуются при явлениях, которые в случае отсутствия АР сопровождаются изменением фазных соотношений между контролируемыми величинами. В частности, условие блокирования по допустимой скорости изменения угла между векторами ЭДС эквивалентных генераторов позволяет отличить сравнительно медленное монотонное изменение угла в условиях АР от его скачкообразных изменений при возникновении КЗ или неисправностях в цепях напряжения.

Условия блокирования по максимально допустимому отношению напряжения обратной последовательности к напряжению прямой последовательности позволяют зафиксировать несимметричные режимы при возникновении КЗ, а также при неисправностях в цепях напряжения устройства.

Условия блокирования по максимально допустимому отношению тока обратной последовательности к току прямой последовательности позволяют зафиксировать несимметричные режимы при возникновении КЗ, а также при неисправностях в цепях тока.

Условия блокирования по максимально допустимому отношению тока прямой последовательности к номинальному току фазы позволяют отличить АР от случая трехфазного КЗ.

Время блокирования устройства при выполнении любого из указанных условий равняется времени существования условия плюс время возврата блокировки t2 (в устройстве принято t2 = 0,2 с).

Система отображения, реализованная в устройстве АЛАР-М, включает в себя набор переключаемых окон отображения текущей информации и набор окон меню. Окна изображения текущей информации предназначены для контроля состояния процессов ЭЭС, работы устройства и алгоритма. В частности, предусмотрены: основное рабочее окно, в котором отображается текущее состояние работы, в т.ч. величина контролируемого угла, блокировка работы, паузы после срабатывания устройства; окно величин и углов напряжений основного направления; окно величин и углов токов в фазах основного направления; окно величины и угла тока фазы «А» дополнительного направления; окно симметричных составляющих напряжений и токов основного направления; окно величины активной и реактивной мощностей основного направления; окно величины активной и реактивной мощностей дополнительного направления; служебное окно отображения регистратора процесса.

3.5 АВР на трансформаторах ответвительной подстанции

Согласно [4] 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, с этой целью длительность команды на включение резервного оборудования должна быть ограничена;

Для обеспечения действия АВР при обесточении 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.