Sieci o napięciu 110–220 kV działają w trybie ze skutecznie lub solidnie uziemionym punktem neutralnym. Dlatego zwarcie doziemne w takich sieciach to zwarcie o prądzie czasami przekraczającym prąd zwarcia trójfazowego i należy je odłączyć z możliwie najmniejszym opóźnieniem czasowym.

Linie napowietrzne i mieszane (kablowe) wyposażane są w urządzenia automatycznego ponownego załączania. W niektórych przypadkach, jeśli używany wyłącznik jest wykonany ze sterowaniem fazowym, stosuje się wyłączanie fazowe i automatyczne ponowne załączanie. Pozwala to na wyłączenie i włączenie uszkodzonej fazy bez odłączania obciążenia. Ponieważ w takich sieciach przewód neutralny transformatora zasilającego jest uziemiony, obciążenie praktycznie nie odczuwa krótkotrwałej pracy w trybie fazy otwartej.

Z reguły SPZ nie jest stosowany na liniach wyłącznie kablowych.

Linie wysokiego napięcia pracują z dużymi prądami obciążenia, co wymaga stosowania zabezpieczeń o specjalnych charakterystykach. Na liniach tranzytowych, które mogą być przeciążone, z reguły stosuje się zabezpieczenia odległościowe, aby skutecznie odizolować od prądów obciążenia. Na liniach ślepych w wielu przypadkach można zastosować zabezpieczenie prądowe. Z reguły zabezpieczenia nie mogą zadziałać podczas przeciążeń. W razie potrzeby zabezpieczenie przed przeciążeniem odbywa się na specjalnych urządzeniach.

Zgodnie z PUE urządzenia zabezpieczające przed przeciążeniem należy stosować w przypadkach, gdy dopuszczalny czas przepływu prądu przez urządzenie jest mniejszy niż 1020 minut. Zabezpieczenie przed przeciążeniem powinno działać przy rozładunku sprzętu, przerwaniu transportu, odłączeniu ładunku i wreszcie odłączeniu przeciążonego sprzętu.

Linie wysokiego napięcia mają zwykle znaczną długość, co komplikuje poszukiwanie miejsca uszkodzenia. Dlatego linie muszą być wyposażone w urządzenia określające odległość do miejsca uszkodzenia. Według materiałów dyrektywy WNP linie o długości 20 km i większej powinny być wyposażone w broń masowego rażenia.

Opóźnienie w wyłączeniu zwarcia może skutkować zakłóceniem stabilności pracy równoległej elektrowni, na skutek długotrwałego spadku napięcia może nastąpić zatrzymanie pracy urządzenia i zakłócenie procesu produkcyjnego, dodatkowe uszkodzenie linii, na której następuje zwarcie może wystąpić zwarcie. Dlatego też na liniach tego typu bardzo często stosuje się zabezpieczenia, które wyłączają zwarcie w dowolnym miejscu bez opóźnienia czasowego. Mogą to być zabezpieczenia różnicowe instalowane na końcach linii i połączone kanałem wysokiej częstotliwości, przewodnikiem lub kanałem optycznym. Mogą to być zabezpieczenia zwykłe, przyspieszane po otrzymaniu sygnału włączającego lub po usunięciu sygnału blokującego z przeciwnej strony.

Zabezpieczenia prądowe i odległościowe są zwykle realizowane etapami. Liczba kroków wynosi co najmniej 3, w niektórych przypadkach konieczne są 4 lub nawet 5 kroków.

W wielu przypadkach całą wymaganą ochronę można zrealizować w oparciu o jedno urządzenie. Jednak awaria tego jednego urządzenia powoduje, że sprzęt pozostaje bez ochrony, co jest niedopuszczalne. Dlatego wskazane jest wykonanie zabezpieczenia linii wysokiego napięcia z 2 zestawów. Drugi zestaw jest zapasowy i można go uprościć w porównaniu z głównym: nie ma automatycznego ponownego załączenia, broni masowego rażenia, ma mniejszą liczbę etapów itp. Drugi zestaw musi być zasilany z innego wyłącznika pomocniczego i zestawu przekładników prądowych. Jeśli to możliwe, zasilany innym akumulatorem i transformatorem napięciowym, działaj na oddzielny elektromagnes wyłączający wyłącznik.

Urządzenia zabezpieczające linię wysokiego napięcia muszą uwzględniać możliwość awarii wyłącznika i posiadać urządzenie zabezpieczające przed awarią wyłącznika, wbudowane w samo urządzenie lub zorganizowane oddzielnie.

Do analizy awarii oraz działania zabezpieczeń przekaźnikowych i automatyki wymagana jest rejestracja zarówno wartości analogowych, jak i sygnałów dyskretnych podczas zdarzeń awaryjnych.

Dlatego w przypadku linii wysokiego napięcia zestawy zabezpieczeń i automatyki muszą spełniać następujące funkcje:

Ochrona przed zwarciami międzyfazowymi i zwarciami do masy.

Jednofazowe lub trójfazowe automatyczne ponowne załączenie.

Ochrona przed przeładowaniem.

POZIOM

Ustalenie miejsca uszkodzenia.

Oscylografia prądów i napięć oraz rejestracja dyskretnych sygnałów zabezpieczeniowych i automatyki.

Urządzenia zabezpieczające muszą być nadmiarowe lub zduplikowane.

W przypadku linii wyposażonych w przełączniki z kontrolą fazy konieczne jest zabezpieczenie przed pracą w fazie otwartej, które powoduje rozłączenie przełączników własnych i sąsiednich, ponieważ w sieciach CIS nie jest dozwolona długotrwała praca w fazie otwartej.

7.2. FUNKCJE OBLICZANIA PRĄDÓW I NAPIĘĆ PODCZAS ZWARĆ

Jak stwierdzono w rozdz. 1, w sieciach z uziemionym punktem neutralnym należy uwzględnić dwa dodatkowe rodzaje zwarć: jednofazowe i dwufazowe zwarcia doziemne.

Obliczenia prądów i napięć podczas zwarć do ziemi przeprowadza się metodą składowych symetrycznych, patrz rozdz. 1. Jest to istotne m.in. dlatego, że w zabezpieczeniach stosowane są składowe symetryczne, których w modach symetrycznych nie ma. Zastosowanie prądów o składowej przeciwnej i zerowej umożliwia nieregulowanie zabezpieczenia przed prądem obciążenia i ustawienie prądu mniejszego niż prąd obciążenia. Na przykład w celu ochrony przed zwarciami doziemnymi głównym zastosowaniem jest zabezpieczenie składowej zerowej prądu, które jest zawarte w przewodzie neutralnym trzech przekładników prądowych połączonych w gwiazdę.

Stosując metodę składowych symetrycznych, obwód zastępczy dla każdego z nich sporządza się osobno, a następnie łączy się je ze sobą w miejscu zwarcia. Na przykład utwórzmy obwód zastępczy dla obwodu z ryc. 7.1.

System X1 =15 omów
System X0 =25 omów	L1 25km AS-120	L2 35 km AS-95

T1 – 10000/110

Wielka Brytania = 10,5 T2 – 16000/110 Wielka Brytania = 10,5

Ryż. 7.1 Przykład sieci do budowy obwodu zastępczego w składowych symetrycznych

Przy obliczaniu parametrów linii o napięciu 110 kV i wyższym dla obwodu zastępczego zwykle pomija się rezystancję czynną linii. Reaktancja indukcyjna składowej zgodnej (X 1 ) linii według danych referencyjnych wynosi: AC-95 - 0,429 oma na km, AC-120 - 0,423 oma na km. Rezystancja składowej zerowej dla linii z korpusami z lin stalowych

same w sobie są równe 3 X 1, tj. odpowiednio 0,429 3 =1,287 i 0,423 3 = 1,269.

Zdefiniujmy parametry linii:

	L 1 = 25 0,423 = 10,6 oma;		L 1 = 25 1,269 = 31,7 oma
	L 2 = 35 0,423 = 15,02 oma;		L 2 = 35 1,269 = 45,05 oma

Określmy parametry transformatora:

T1 10000 kVA.

X 1 T 1 = 0,105 1152 10 = 138 omów;

X 1 T 2 = 0,105 1152 16 = 86,8 oma; X 0 T 2 = 86,8 oma

Rezystancja składowej przeciwnej w obwodzie równoważnym jest równa rezystancji składowej zgodnej.

Zwykle przyjmuje się, że rezystancja składowej zerowej transformatorów jest równa rezystancji składowej zgodnej. X 1 T = X 0 T. Transformator T1 nie jest zawarty w obwodzie zastępczym sekwencji zerowej, ponieważ jego przewód neutralny jest nieuziemiony.

Opracowujemy schemat wymiany.

X1C =X2C =15 omów

X1Л1 =X2Л1 =10,6 oma

X1Л2 =X2Л1 =15,1 oma

X0C = 25 omów

X0Л1 =31,7 oma

X0Л2 =45,05 oma

X1T1 =138 omów

X1T2 = 86,8 oma

X0T2 = 86,8 oma

Obliczanie zwarć trójfazowych i dwufazowych przeprowadza się w zwykły sposób, patrz tabela 7.1. Tabela 7.1

	odporność do miesiąca			Zwarcie trójfazowe			Zwarcie dwufazowe
	ta zwarcie X 1 ∑ = ∑ X 1			= (115 3) X 1			0,87 I
	15+10,6 = 25,6 oma
	25,6+15,1 =40,7 oma
	25,6+ 138=163,6 oma
	40,7 + 86,8 = 127,5 oma

Do obliczenia prądów zwarciowych doziemnych należy zastosować metodę składowych symetrycznych.Według tej metody rezystancje zastępcze o składowej dodatniej, ujemnej i zerowej obliczane są w stosunku do punktu zwarcia i są łączone szeregowo w obwodzie zastępczym dla pojedynczego -zwarcia doziemne fazowe Rys. 7.2 oraz szeregowo/równoległe dla zwarć doziemnych dwufazowych Rys. 7.2, b.

X 1E

X2E

X0E

X 1E

X2E

X 0E I 0

ja 0b

Ryż. 7.2. Schemat połączeń do łączenia rezystancji zastępczych o kolejności dodatniej, ujemnej i zerowej w celu obliczenia prądów zwarciowych doziemnych:

a) – jednofazowe; b) – dwufazowe; c) – rozkład prądów składowej zerowej pomiędzy dwoma punktami uziemienia neutralnego.

Obliczmy zwarcie doziemne, patrz tabele 7.2, 7.3.

Obwód składowej zgodnej i przeciwnej składa się z jednej gałęzi: od źródła zasilania do zwarcia. W obwodzie o składowej zerowej znajdują się 2 gałęzie od uziemionych przewodów neutralnych, które są źródłami prądu zwarciowego i muszą być połączone równolegle w obwodzie zastępczym. Opór równolegle połączonych gałęzi określa się wzorem:

X 3 = (X za X b) (X a + X b)

Rozkład prądu wzdłuż równoległych gałęzi określają wzory:

ja a = ja mi x mi x a; Ja w = I E X E

Tabela 7.2 Jednofazowe prądy zwarciowe

X1 E

X2 E

X0 E = X0 a //X0 b *

ON

Ikz1

Iкз2

Ikz0

Ikz0 a *

Iкз0 b

Mam zwarcie

I1 +I2 +I0

*Notatka. Rezystancję dwóch połączonych równolegle odcinków obwodu o zerowej kolejności określa się za pomocą wzoru 7.1.

**Notatka. Prąd rozdziela się pomiędzy dwie części sekwencji zerowej zgodnie ze wzorem 7.2.

Tabela 7.3 Dwufazowe prądy zwarciowe do ziemi

	X1 E	X2 E	X0 E *	X0-2 E** =	ON	ja KZ1	Mam zwarcie 2 ***	I KZ0	Mam zwarcie 0 a ****	I KZ0 b	IKZ *****≈
				X0E //X2							I1 +½ (I2 +I0)

*Notatka. Rezystancję dwóch odcinków obwodu o składowej zerowej połączonych równolegle wyznacza się ze wzoru 7.1, obliczenia przeprowadza się w tabeli 7.2.

**Notatka. Rezystancję dwóch równolegle połączonych rezystancji składowej przeciwnej i zerowej określa się za pomocą wzoru 7.1.

***Notatka. Prąd jest rozdzielany pomiędzy dwie rezystancje o kolejności przeciwnej i zerowej zgodnie ze wzorem 7.2.

****Notatka. Prąd rozdziela się pomiędzy dwie części sekwencji zerowej zgodnie ze wzorem 7.2.

*****Notatka. Prąd zwarcia dwufazowego do masy jest wskazany przybliżonym wzorem, dokładna wartość jest określana geometrycznie, patrz poniżej.

Wyznaczanie prądów fazowych po obliczeniu składowych symetrycznych

W przypadku zwarcia jednofazowego cały prąd zwarciowy płynie w uszkodzonej fazie, w pozostałych fazach nie płynie żaden prąd. Prądy wszystkich ciągów są sobie równe.

Aby spełnić takie warunki, elementy symetryczne rozmieszczone są w następujący sposób (ryc. 7.3):

Ia 1

Ia 2

I a 0 I b 0 I c 0

Ia 0

Ia 2

Ib 1

Ic 2

Ia 1

Ic 1

Ib 2

Prądy stałe

Prądy zwrotne

Prądy zerowe

Ic 1

Ib 1

Ic 0

Ib 0

sekwencyjny

sekwencyjny

sekwencyjny

Ic 2

Ib 2

Ryc.7.3. Schematy wektorowe elementów symetrycznych ze zwarciem jednofazowym

W przypadku zwarcia jednofazowego prądy wynoszą I1 = I2 = I0. W fazie uszkodzonej są one równe pod względem wielkości i pokrywają się w fazie. W nieuszkodzonych fazach równe prądy wszystkich ciągów tworzą trójkąt równoboczny, a wynikowa suma wszystkich prądów wynosi 0.

W przypadku dwufazowego zwarcia do masy prąd w jednej nieuszkodzonej fazie wynosi zero. Prąd składowej zgodnej jest równy sumie prądów składowej zerowej i przeciwnej o przeciwnym znaku. Na podstawie tych przepisów konstruujemy prądy składowych symetrycznych (ryc. 7.4):

Ia 1

Ia 1

Ia 2

Ic 2

Ib 2

Ia 0

I a 0 I b 0 I c 0

Ic 2

Ib 2

Iń 1

Ib 1

Ia 2

Ic 0

Iń 1

Ib 1

Ib 0

Ryż. 7.4 Diagramy wektorowe składowych symetrycznych dwufazowych prądów zwarciowych do ziemi

Z skonstruowanego diagramu widać, że prądy fazowe podczas zwarć doziemnych są dość trudne do skonstruowania, ponieważ kąt prądu fazowego różni się od kąta składowych symetrycznych. Należy go skonstruować graficznie lub zastosować rzuty ortogonalne. Jednak z wystarczającą do praktyki dokładnością wartość prądu można określić za pomocą uproszczonego wzoru:

ja f = ja 1 + 1 2 (ja 2 + ja 0 ) = 1,5 ja 1

Prądy podane w tabeli 7.3 są obliczane przy użyciu tego wzoru.

Jeśli porównamy prądy zwarcia dwufazowego do ziemi zgodnie z tabelą 7.3 z prądami zwarć dwufazowych i trójfazowych zgodnie z tabelą 7.1, możemy stwierdzić, że prądy zwarcia dwufazowego -obwód do masy są nieco mniejsze niż prądy zwarcia dwufazowego do masy, dlatego też czułość zabezpieczenia należy określić na podstawie prądu zwarcia dwufazowego. Prądy zwarciowe trójfazowe są odpowiednio wyższe od prądów zwarciowych dwufazowych o

uziemienie, dlatego określenie maksymalnego prądu zwarciowego do ustawienia zabezpieczenia odbywa się za pomocą zwarcia trójfazowego. Oznacza to, że do obliczeń zabezpieczeń dwufazowy prąd zwarciowy do ziemi nie jest potrzebny i nie ma potrzeby jego zliczania. Sytuacja zmienia się nieco przy obliczaniu prądów zwarciowych w szynach potężnych elektrowni, gdzie rezystancja składowej przeciwnej i zerowej jest mniejsza niż rezystancja składowej prostej. Ale nie ma to nic wspólnego z sieciami dystrybucyjnymi, a w przypadku elektrowni prądy są obliczane na komputerze za pomocą specjalnego programu.

7.3 PRZYKŁADY DOBORU WYPOSAŻENIA DO LINII ślepych 110-220 kV

Schemat 7.1. Ślepa linia lotnicza 110–220 kV. Brak zasilania z PS1 i PS2. T1 PS1 jest podłączony poprzez separator i zwarcie. T1 PS2 włącza się za pomocą przełącznika. Strona neutralna HV T1 PS2 jest uziemiona, podczas gdy w PS1 jest izolowana. Minimalne wymagania dotyczące ochrony:

Opcja 1 . Należy zastosować trójstopniowe zabezpieczenie przed zwarciami międzyfazowymi (pierwszy stopień, bez opóźnienia czasowego, załączany jest przed zwarciami na szynach PS2 HV, drugi z krótkim opóźnieniem, przed zwarciami na magistrale PS1 i PS2 LV, trzeci etap to maksymalna ochrona). Zabezpieczenie ziemnozwarciowe - 2 stopnie (pierwszy stopień bez opóźnienia czasowego jest odstrojony od prądu przesyłanego do autobusów przez uziemiony transformator PS2, drugi stopień z opóźnieniem czasowym zapewniającym jego koordynację z zabezpieczeniami sieci zewnętrznej, ale nie odstrojony od prądu zwarciowego wysyłanego przez transformator PS2). Należy zastosować dwustrzałowy lub jednorazowy SPZ. Podczas ponownego zamykania należy przyspieszyć etapy wrażliwe. Zabezpieczenia powodują awarię wyłącznika podstacji zasilającej. Dodatkowe wymagania obejmują ochronę przed zanikiem fazy, określenie lokalizacji uszkodzenia w linii napowietrznej i monitorowanie żywotności wyłącznika.

Opcja 2. W przeciwieństwie do pierwszego, zabezpieczenie przed zwarciami doziemnymi jest kierunkowe, co pozwala na to, aby nie było ono regulowane od wstecznego prądu zwarciowego, a tym samym zapewniało bardziej czułą ochronę bez opóźnienia czasowego. W ten sposób możliwa jest ochrona całej linii bez opóźnienia czasowego.

Notatka: Ten i kolejne przykłady nie zawierają precyzyjnych zaleceń dotyczących wyboru ustawień zabezpieczeń; odniesienia do ustanawiania zabezpieczeń służą uzasadnieniu wyboru typów zabezpieczeń. W warunkach rzeczywistych można zastosować inną nastawę zabezpieczenia, co należy ustalić podczas konkretnego projektowania. Zabezpieczenia można zastąpić innymi urządzeniami zabezpieczającymi o odpowiednich właściwościach.

Zestaw zabezpieczeń, jak już wspomniano, powinien składać się z 2 zestawów. Ochronę można wdrożyć na 2 urządzeniach wybranych spośród:

MiCOM P121, P122, P123, P126, P127 firmy ALSTOM,

F 60, F650 firmy GE

dwa przekaźniki REF 543 firmy ABB – wybrane 2 odpowiednie modyfikacje,

7SJ 511, 512, 531, 551 SIEMENS – do wyboru 2 odpowiednie modyfikacje,

dwa przekaźniki SEL 551 firmy SEL.

Schemat 7.2. Tranzyt w pętli otwartej w podstacji 3.

Do podstacji 2 wchodzi dwutorowa linia napowietrzna, której sekcje pracują równolegle. Istnieje możliwość przeniesienia cięcia na PS2 w trybie naprawy.

W W takim przypadku przełącznik sekcji na PS3 jest włączony. Tranzyt jest zamknięty tylko na czas przełączenia i przy wyborze zabezpieczenia nie jest brane pod uwagę jego zwarcie. Transformator z uziemionym punktem neutralnym jest podłączony do sekcji 1 PS3. W podstacjach 2 i 3 nie ma źródła prądu dla zwarcia jednofazowego. Dlatego zabezpieczenie po stronie niezasilanej działa tylko w „kaskadzie”, po odłączeniu linii po stronie zasilania. Pomimo braku zasilania po przeciwnej stronie, zabezpieczenie musi być kierunkowe zarówno w przypadku zwarć doziemnych, jak i zwarć międzyfazowych. Dzięki temu strona odbiorcza może prawidłowo zidentyfikować uszkodzoną linię.

W Ogólnie rzecz biorąc, aby zapewnić selektywne zabezpieczenie z krótkim opóźnieniem, szczególnie na krótkich liniach, należy zastosować zabezpieczenie czterostopniowe, którego nastawy dobiera się w następujący sposób: 1 stopień jest regulowany od zwarcia

V końcu linii, etap II koordynowany jest z pierwszym stopniem linii równoległej w kaskadzie oraz pierwszym stopniem linii sąsiedniej, etap III jest koordynowany z drugimi etapami tych linii napowietrznych. Koordynując ochronę z linią sąsiednią, uwzględnia się tę o dwóch trybach: w pierwszym odcinku - 1 linię napowietrzną, w drugim - 2, co znacznie pogarsza ochronę. Te trzy etapy chronią linię, a ostatni, czwarty etap rezerwuje przyległy teren. Przy koordynowaniu zabezpieczeń w czasie uwzględnia się czas trwania awarii wyłącznika, co zwiększa zwłokę czasową skoordynowanych zabezpieczeń na czas trwania awarii wyłącznika. Dobierając aktualne ustawienia zabezpieczeń, należy je dostosować do całkowitego obciążenia obu linii, gdyż jedna z równoległych linii napowietrznych może w każdej chwili zostać wyłączona, a całe obciążenie zostanie podłączone do jednej linii napowietrznej.

W W ramach zabezpieczeń oba zestawy zabezpieczeń muszą być kierunkowe. Można zastosować następujące opcje ochrony:

MiCOM, P127 i P142 firmy ALSTOM,

F60 i F650 od GE,

dwa przekaźniki REF 543 firmy ABB - wybierane są modyfikacje kierunkowe,

przekaźniki 7SJ512 i 7SJ 531 firmy SIEMENS,

dwa przekaźniki SEL 351 firmy SEL.

W niektórych przypadkach, ze względu na czułość, odstrojenie od prądów obciążenia lub zapewnienie selektywnej pracy, może być konieczne użycie pilota zdalnego sterowania

Z = LZ

ochrona onalna. W tym celu jedno z zabezpieczeń zostaje zastąpione zdalnym. Zabezpieczenie odległościowe można zastosować:

MiCOM P433, P439, P441 firmy ALSTOM,

D30 od GE,

REL 511 firmy ABB – wybrane modyfikacje kierunkowe,

przekaźnik 7SA 511 lub 7SA 513 firmy SIEMENS,

przekaźnik SEL 311 od SEL.

7.4. ZDALNA OCHRONA

Cel i zasada działania

Zabezpieczenie odległościowe to złożone zabezpieczenie kierunkowe lub bezkierunkowe o selektywności względnej, wykonane przy użyciu przekaźników o minimalnej rezystancji, które reagują na rezystancję linii do punktu zwarcia, która jest proporcjonalna do odległości, tj. odległości. Stąd wzięła się nazwa ochrony odległościowej (DP). Zabezpieczenia odległościowe reagują na zwarcia międzyfazowe (z wyjątkiem uszkodzeń mikroprocesorowych). Do prawidłowego działania zabezpieczenia odległościowego konieczne jest posiadanie obwodów prądowych z przyłącza przekładnika prądowego i obwodów napięciowych z przekładnika napięciowego. W przypadku braku lub nieprawidłowego działania obwodów napięciowych możliwe jest nadmierne działanie pilota podczas zwarcia w sąsiednich obszarach.

W sieciach o złożonej konfiguracji, z kilkoma zasilaczami, proste i kierunkowe zabezpieczenie nadprądowe (NTZ) nie jest w stanie zapewnić selektywnego wyłączania zwarć. Na przykład przy zwarciu na W 2 (ryc. 7.5) NTZ 3 powinien działać szybciej niż RZ I, a przy zwarciu na W 1, wręcz przeciwnie, NTZ 1 powinien działać szybciej niż RZ 3. Te przy pomocy NTZ nie można spełnić sprzecznych wymagań. Ponadto MTZ i NTZ często nie spełniają wymagań dotyczących szybkości i czułości. Selektywne wyłączanie zwarć w złożonych sieciach pierścieniowych można osiągnąć za pomocą zdalnego zabezpieczenia przekaźnikowego (RD).

Opóźnienie czasowe DZ t 3 zależy od odległości (odległości) t 3 = f (L PK) (ryc. 7.5) pomiędzy

miejsce montażu zabezpieczenia przekaźnikowego (punkt P) i punkt zwarciowy (K), czyli L PK, i zwiększa się wraz ze wzrostem tego

odległość. Teledetekcja znajdująca się najbliżej miejsca uszkodzenia ma krótsze opóźnienie czasowe niż teledetekcja bardziej odległa.

Przykładowo, podczas zwarcia w punkcie K1 (rys. 7.6), D32, położony bliżej miejsca zwarcia, działa z krótszym opóźnieniem niż bardziej oddalony D31. Jeżeli zwarcie wystąpi także w punkcie K2, wówczas czas działania D32 wzrasta, a zwarcie jest selektywnie wyłączane przez zabezpieczenie teledetekcyjne znajdujące się najbliżej miejsca uszkodzenia.

Głównym elementem pilota jest zdalny element pomiarowy (MR), który określa odległość zwarcia od miejsca montażu zabezpieczenia przekaźnikowego. Przekaźniki rezystancyjne (PC) stosowane są jako DO, reagując na rezystancję całkowitą, bierną lub czynną uszkodzonego odcinka linii elektroenergetycznej (Z, X, R).

Rezystancja fazy linii elektroenergetycznej od miejsca montażu przekaźnika P do punktu zwarcia (punkt K) jest proporcjonalna do długości tego odcinka, ponieważ wartość rezystancji do punktu zwarcia jest równa długości

przekrój pomnożony przez rezystywność linii: sp. .

Zatem zachowanie elementu zdalnego reagującego na rezystancję linii zależy od odległości od miejsca zwarcia. W zależności od rodzaju rezystancji, na którą reaguje DO (Z, X lub R), DZ dzieli się na RE oporności całkowitej, reaktywnej i czynnej. Przekaźniki rezystancyjne stosowane w zdalnym sterowaniu w celu określenia współ-

rezystancję Z PK do punktu zwarcia, kontrolować napięcie i prąd w miejscu pilota (rys. 7.7.).

∆ – zabezpieczenie odległościowe

DO Zaciski PC dostarczane są z wartościami wtórnymi UP i I P z TN i CT. Przekaźnik jest zaprojektowany w taki sposób, że jego zachowanie zależy zasadniczo od stosunku UP do IP. Stosunek ten stanowi pewien opór Z P . Podczas zwarcia Z P = Z PK i przy pewnych wartościach Z PK następuje wyzwolenie PC; reaguje na spadek Z P, ponieważ podczas zwarcia U P maleje

zmienia się, a I P wzrasta. Najwyższa wartość, przy której pracuje komputer, nazywana jest rezystancją działania przekaźnika Z cp.

Z p = U p ja p ≤ Z cp

Aby zapewnić selektywność w sieciach o złożonej konfiguracji na liniach elektroenergetycznych z zasilaniem dwustronnym, zwarcia muszą być ukierunkowane, działając wtedy, gdy moc zwarciowa jest kierowana z szyn do linii elektroenergetycznych. Kierunkowość działania zwarcia zapewniana jest za pomocą dodatkowego RNM lub zastosowania kierunkowych komputerów PC zdolnych reagować na kierunek mocy zwarcia.

			Charakterystyka zależności od czasu
	Ryż. 7.7. Podłączanie obwodów prądowych i	brak zabezpieczenia odległościowego t = f (L
	rezystancja przekaźnika napięciowego
		a – nachylony, b – schodkowy, c – kombinowany
	Charakterystyka opóźnienia czasowego	zabezpieczenie odległościowe

Zależność czasu działania zwarcia od odległości lub rezystancji od miejsca zwarcia t 3 = f (L PK) lub t 3 = f (Z PK) nazywana jest charakterystyką opóźnienia czasowego zwarcia. przez ha-

Ze względu na charakter tej zależności PD dzieli się na trzy grupy: o rosnącej (nachylonej) charakterystyce czasu działania, o charakterystyce stopniowej i kombinowanej

(ryc. 7.8). Stopniowe PD działają szybciej niż PD o charakterystyce nachylonej i kombinowanej i z reguły są prostsze w konstrukcji. Teledetekcja ze stopniową charakterystyką produkcji CheAZ była zwykle przeprowadzana w trzech krokach czasowych, odpowiadających trzem strefom działania teledetekcji (ryc. 7.8, b). Nowoczesne zabezpieczenia mikroprocesorowe posiadają 4, 5 lub 6 poziomów ochrony. Przekaźniki o nachylonej charakterystyce zostały opracowane specjalnie dla sieci dystrybucyjnych (na przykład DZ-10).

Zasady selektywnej ochrony sieci z wykorzystaniem zabezpieczeń odległościowych

Na liniach elektroenergetycznych z zasilaniem dwustronnym PD są instalowane po obu stronach każdej linii elektroenergetycznej i muszą działać podczas kierowania zasilania z szyn do linii elektroenergetycznej. Przekaźniki zdalne pracujące w jednym kierunku zasilania muszą być ze sobą skoordynowane czasowo i obszarowo, tak aby zapewnione było selektywne wyłączanie zwarcia. W rozpatrywanym schemacie (ryc. 7.9.) D31, teledetekcja, D35 i D36, D34, D32 są ze sobą spójne.

Biorąc pod uwagę fakt, że pierwsze stopnie pilota nie posiadają opóźnienia czasowego (t I = 0), zgodnie z warunkiem selektywności, nie powinny one pracować poza chronioną linią elektroenergetyczną. Na tej podstawie przyjmuje się, że długość pierwszego stopnia, który nie ma opóźnienia czasowego (t I = 0), jest mniejsza niż długość chronionej linii elektroenergetycznej i zwykle wynosi 0,8–0,9 długości linii elektroenergetycznej. Pozostała część chronionej linii elektroenergetycznej oraz autobusy przeciwległej podstacji objęte są drugim stopniem ochrony tej linii elektroenergetycznej. Długość i opóźnienie drugiego etapu są zgodne (zwykle) z długością i opóźnieniem czasowym pierwszego etapu teledetekcji kolejnego odcinka. Na przykład drugi uczeń

Rys.7.9 Koordynacja zwłok czasowych zabezpieczenia przekaźnikowego zdalnego z charakterystyką krokową:

∆ z – błąd przekaźnika odległości; ∆ t – poziom selektywności

Ostatnim trzecim etapem zdalnego zabezpieczenia jest rezerwa, której długość dobierana jest od warunku pokrycia kolejnej sekcji, w przypadku awarii jej zabezpieczenia lub wyłącznika. Czas narażenia

Przyjmuje się, że wartość jest o ∆ t dłuższa niż czas trwania drugiej lub trzeciej strefy teledetekcyjnej następnego odcinka. W takim przypadku obszar pokrycia trzeciego etapu należy zbudować od końca drugiej lub trzeciej strefy następnej sekcji.

Konstrukcja zabezpieczenia linii wykorzystująca zabezpieczenie odległościowe

W domowych systemach elektroenergetycznych DZ służy do działania podczas zwarć międzyfazowych, a do działania podczas zwarć jednofazowych stosuje się prostsze, stopniowe zabezpieczenie nadprądowe o składowej zerowej (NP). Większość sprzętu mikroprocesorowego posiada zabezpieczenie odległościowe, które jest ważne w przypadku wszystkich rodzajów uszkodzeń, w tym zwarć doziemnych. Przekaźnik rezystancyjny (RS) jest podłączony poprzez przekładnik VT i przekładnik prądowy do napięć pierwotnych w

początek chronionej linii energetycznej. Napięcie wtórne na zaciskach komputera: U p = U pn K II i prąd wtórny: I p = I pn K I.

Rezystancję na zaciskach wejściowych przekaźnika określa się za pomocą wyrażenia.

Zgodnie z wymaganiami PUE wielkość urządzeń zabezpieczających przekaźniki linii elektroenergetycznej określa się na podstawie poziomu napięcia znamionowego.

Linie o napięciu 110 kV i większym wykonuje się z uziemionym punktem neutralnym. Dla linii 110-500 kV należy przewidzieć urządzenia zabezpieczające przekaźniki przed wielofazowymi i jednofazowymi zwarciami doziemnymi.

Aby zabezpieczyć się przed zwarciami wielofazowymi, instalowane jest zabezpieczenie odległościowe, a TO jest instalowane jako rezerwowe.

Ochrona przed zwarciem realizowana jest za pomocą przekładnika prądowego o składowej zerowej i działa na podstawie prądu pojemnościowego na sygnale.

Blok BMRZ-KL

Przeznaczenie bloku BMRZ-KL.

Cyfrowy przekaźnikowy zespół zabezpieczeniowy BMRZ-KL przeznaczony jest do realizacji funkcji przekaźnikowych zabezpieczeń, automatyki, sterowania, pomiarów i sygnalizacji kablowych i napowietrznych linii elektroenergetycznych, podstacji rozdzielczych i elektrowni oraz ochrony silników elektrycznych. Zaimplementowano funkcję określania lokalizacji miejsca zwarcia (LMP) – obliczanie odległości w kilometrach do miejsca wystąpienia zwarcia dwufazowego lub trójfazowego na liniach elektroenergetycznych. Obecność odgałęzień na linii wielozakończeniowej prowadzi do wzrostu błędu OMP. Do obliczenia odległości do miejsca zwarcia wykorzystywane są następujące parametry:

· reaktancja właściwa linii (om/km), która jest ustawiana przez konsumenta w formie ustawienia podczas konfiguracji BMRZ-KL;

· Wartości prądu i napięcia pętli zwarcia uzyskane z oscylogramów procesu awaryjnego.

Prąd i napięcie w pętli zwarcia rejestrowane są w części oscylogramu z ustalonymi wielkościami elektrycznymi. Jeżeli podczas wypadku zwarcie dwufazowe zamieni się w zwarcie trójfazowe, obliczana jest średnia odległość do punktu zwarcia. W tym przypadku spadek wiarygodności wyniku BMR odzwierciedlany jest na wyświetlaczu BMRZ-KL w postaci komunikatu „Wynik jest niestabilny”. Dokładność obliczenia odległości do miejsca zwarcia jest proporcjonalna do błędów przekładników pomiarowych prądu i napięcia oraz dokładności ustawienia parametrów chronionej linii. Wynik OMF nie zależy od rezystancji przejścia w miejscu zwarcia. Niedokładności w określeniu parametrów linii mają znacznie większy wpływ na BMR. Jeśli broń masowego rażenia nie jest możliwa, np. gdy zabezpieczenia zostaną uruchomione bez opóźnienia czasowego, odległość do miejsca uszkodzenia nie jest wyświetlana.

Blok BMRZ-KL umożliwia dowolne przydzielanie zapasowych wejść i wyjść dyskretnych. Blok realizuje dwie opcje ochrony przed zagrożeniami:

· zabezpieczenie kierunkowe z kontrolą kierunku mocy składowej zerowej (analog ZZP - 1M i ZNZ);

· rejestracja wartości skutecznej sumy wyższych harmonicznych w prądzie 3 I® (analogicznie do USZ-3M).

Druga metoda jest skuteczna w sieciach z kompensowanym przewodem neutralnym i może być stosowana do automatycznego lub ręcznego odłączania uszkodzonego przewodu zasilającego, znacznie skracając czas rozwiązywania problemów. W przypadku połączenia jednostek BMRZ-KL w zautomatyzowany system sterowania, informacja o wartościach wyższych harmonicznych 3I® we wszystkich polach pola rozdzielnicy pojawia się na komputerze operatora przekaźnika lub dyspozytora stacji po 1-2 s od wystąpienia wada.

Jednostka BMRZ-KL dostępna jest w czterech wersjach różniących się kanałem komunikacyjnym i napięciem pracy.

Funkcje bloku BMRZ-KL.

· Kierunkowe trójstopniowe zabezpieczenie nadprądowe (MTZ) z rozruchem kombinowanym. Dla każdego etapu ustawienia dobierane są indywidualnie.

· Kierunkowe zabezpieczenie przed jednofazowymi zwarciami doziemnymi (SFG) z rozruchem opartym na składowej zerowej prądu i napięcia. Rejestracja wyższych harmonicznych prądu 3I®.

· Zabezpieczenie od minimalnego napięcia (MVP) z kontrolą dwóch napięć liniowych i składowej przeciwnej napięcia, z możliwością blokowania przy uruchomieniu pierwszego i drugiego stopnia zabezpieczenia nadprądowego.

· Zabezpieczenie przed asymetrią i zanikiem fazy zasilacza (ZOP) z kontrolą składowej przeciwnej prądu oraz I 2 / I 1 .

· Redundancja w przypadku awarii wyłącznika automatycznego.

· Automatyczny restart.

· Wykonywanie poleceń automatycznego rozładowywania częstotliwości i automatycznego restartu według częstotliwości.

· Automatyczna oscylografia procesów wypadkowych. (63 przebiegi)

· Pamięć zdarzeń awaryjnych.

· Zliczanie impulsów z liczników energii czynnej i biernej (rachunkowość techniczna).

· Pomiar parametrów sieci.

· Autodiagnostyka.

· Dwa programy ustawień.

Zabezpieczenie odległościowe BMRZ-LT

Trójstopniowe zabezpieczenie odległościowe (DZ) z czworokątną strefą zadziałania dla wszystkich trzech stopni (lub czworokątną strefą zadziałania dla pierwszych dwóch stopni i trójkątną odpowiedzią dla trzeciego stopnia) przeznaczone jest do ochrony linii napowietrznych (blok linii napowietrznej - transformator) od zwarć międzyfazowych bez zwarć doziemnych i jest wykonany z trzech przekaźników rezystancji w każdym stopniu, połączonych z obwodami AB, BC, CA.

Czterostopniowe zabezpieczenie składowej zerowej prądu z niezależnymi opóźnieniami czasowymi przeznaczone jest do działania podczas jednofazowych i dwufazowych zwarć doziemnych. Pierwsze trzy etapy można wykonać z odstrojeniem od prądu rozruchowego prądu magnesującego transformatora mocy. Każdy etap może być skonfigurowany przez użytkownika za pomocą klawiszy oprogramowania:

Bezkierunkowe;

Kierunkowy, ze sterowaniem przekaźnikiem włączającym kierunek mocy o zerowej kolejności;

Kierunkowy, ze sterowaniem przekaźnikiem blokującym kierunek mocy składowej zerowej;

Zabezpieczenie nadprądowe

Trójstopniowe zabezpieczenie prądowe może być konfigurowane przez użytkownika za pomocą klawiszy oprogramowania: - bezkierunkowe, - kierunkowe z zezwoleniem lub blokadą na podstawie sygnałów przekaźnika kierunku mocy, - z kombinowanym wyzwalaniem na podstawie napięcia (U i U2). Stopień ochrony prądowej z obwodem rozruchowym za pomocą napięcia fantomowego przeznaczony jest do podtrzymywania dalekiego zasięgu podczas zwarcia po stronie niskiego napięcia za transformatorami i monitorowania pomyślnego samostartu pozostałego obciążenia po wyłączeniu zwarcia przez zabezpieczenie za transformatorem transformator.

Zabezpieczenie przed utratą fazy

Zabezpieczenie od asymetrii i utraty fazy może być konfigurowane przez użytkownika za pomocą klawiszy oprogramowania:

Bezkierunkowe;

Ze sterowaniem kierunku mocy dla składowej przeciwnej;

Ze sterowaniem kierunku mocy o sekwencji zerowej.

Redundancja w przypadku awarii wyłącznika automatycznego (CBF)

Sygnał „LVF” podawany jest po określonym czasie po wydaniu sygnału otwarcia wyłącznika przy jednoczesnym podtrzymaniu prądu przez łącze rozłączane przez zabezpieczenie. Algorytm awarii wyłącznika ma za zadanie kontrolować położenie wyłącznika. Ustawienia czasu: od 0,10 do 1,00 s, krok 0,01 s.

Automatyczne ponowne zamknięcie (AR)

Blok zapewnia podwójne automatyczne ponowne zamknięcie. Pierwszy i drugi cykl SPZ można wyłączyć niezależnie od siebie za pomocą klawiszy programowych. Automatyczne ponowne załączenie można zablokować, gdy zadziała odcięcie i pojawi się napięcie 3Uo (masa w sieci).

Ochrona wielofazowa

Jako główne zabezpieczenie stosujemy konserwację

Prąd ochronny

Prąd roboczy przekaźnika

Współczynnik wrażliwości

Dlatego zabezpieczenie nie spełnia warunków czułości

Według PUE zabezpieczenie krokowe należy instalować na liniach pojedynczych z jednokierunkowym zasilaniem od zwarć wielofazowych. Jeżeli takie zabezpieczenia nie spełniają wymagań dotyczących czułości lub szybkości wyłączania, należy zastosować stopniowe zabezpieczenie odległościowe. W tym drugim przypadku jako dodatkowe zabezpieczenie zaleca się zastosowanie odcięcia prądu bez opóźnienia czasowego.

Ochrona na odległość

I etap

Znalezienie rezystancji zadziałania pierwszego stopnia zabezpieczenia

Rezystancja linii (90%)

Rezystancja transformatora

Rezystancja odpowiedzi przekaźnika

II etap

Rezystancja linii (10%)

Rezystancje silnika:

gdzie jest rezystancją podprzejściową, 0,2.

Czas reakcji ochrony

Etap III

Odporność na reakcję ochrony

Rezystancja działania przekaźnika według wzoru (3.7)

Współczynnik czułości ochrony jako główny

Zabezpieczenie przed zwarciem doziemnym

Wykonano przy użyciu protokołu TTNP

Wyznaczanie prądu pojemnościowego linii napowietrznych

Specyficzny prąd pojemnościowy przewodu AC 70 - 0,045 A/km

Prąd zabezpieczenia przed zwarciem doziemnym

Prąd zwarciowy doziemny dla linii napowietrznych

Sprawdzanie czułości

Zabezpieczenie spełnia zatem warunki czułości

Wybór źródła prądu roboczego

Jako źródło prądu roboczego wykorzystujemy akumulatory, tj. Wykorzystujemy źródła prądu stałego. Główną zaletą jest niezależność od trybu pracy i stanu sieci podstawowej. Dlatego stały prąd roboczy jest bardziej niezawodny podczas zakłóceń w sieci.

Stacja 110 kV Kompleks węglowy z wejściami linii elektroenergetycznej 110 kV. Projekt wykonawczy zabezpieczeń i automatyki przekaźników

2 Główne rozwiązania techniczne

2.1 Ochrona przekaźników i automatyzacja

2.1.1 Ochrona przekaźników i automatyzacja transformatora mocy
2.1.2 Ochrona VV-10 kV
2.1.3 Ochrona połączeń 10 kV
2.1.4 Ochrona SV-10 kV
2.1.5 Ochrona łukowa 10 kV
2.1.6 Zabezpieczenie logiczne autobusów 10 kV
2.1.7 Urządzenie rezerwowe awarii wyłącznika 10 kV
2.1.8 Automatyczne zmniejszanie częstotliwości (AFS)

2.2 Automatyzacja kontroli DGR
2.3 Sterowanie, sygnalizacja, blokowanie pracy i zasilanie obwodów eksploatacyjnych

3 Opracowanie środków EMC

Zmień kartę rejestracyjną.

Notatka wyjaśniająca

Główne decyzje techniczne dotyczące wykonania kompleksu zabezpieczeń i automatyki przekaźnikowej zostały podjęte na podstawie zlecenia na opracowanie dokumentacji roboczej do tytułu: „Zespół Stacji Węglowej 110 kV z wejściami linii elektroenergetycznej 110 kV”.

Skład ilościowy i jakościowy funkcji zabezpieczeń i automatyki przekaźników jest zgodny z wymaganiami dokumentacji naukowo-technicznej (PUE, PTE, NTP PS i inne dokumenty normatywne branżowe).

2 Główne rozwiązania techniczne

Projekt ten przewiduje utworzenie kompleksu zabezpieczeń przekaźnikowych i automatyki stacji 110/6,6/6,3 kV „Inaglinsky Coal Complex”, wykonanego na nowoczesnym mikroprocesorze (MP)
urządzenia produkowane przez LLC NPP „EKRA” (Czeboksary) i LLC „RZA Systems” (Moskwa), LLC „NTC Mekhanotronika” (St. Petersburg).

Planowana jest realizacja R&A transformatorów mocy 110/6,6/6,3 kV w oparciu o urządzenia MP produkowane przez LLC NPP EKRA. Planuje się realizację zabezpieczeń przekaźnikowych i automatyzacji urządzeń 6,6 kV i 6,3 kV w oparciu o urządzenia MP produkowane przez RZA Systems LLC.

Planuje się, że zabezpieczenie aparatury rozdzielczej 6,6 kV i 6,3 kV przed zwarciami łukowymi będzie realizowane w oparciu o kompleks „Duga” produkowany przez spółkę LLC „NTC Mekhanotronika”.

Montaż szaf przekaźnikowych zabezpieczeniowych i automatyki 110 kV oraz ogólnych systemów elektroenergetycznych CS, OBR wykonywany jest w pomieszczeniu paneli przekaźnikowych.

W przedziałach przekaźnikowych ogniw rozdzielnicy instalowane są zestawy zabezpieczeń połączeń 6,6 kV i 6,3 kV.
Wszystkie stosowane zabezpieczenia przekaźnikowe posiadają funkcje oscylografii, rejestracji procesów awaryjnych i ich późniejszego przechowywania w pamięci nieulotnej. Także wszyscy
Urządzenia posiadają standardowy interfejs cyfrowy RS-485.

Rozwiązania dotyczące podłączenia do uzwojeń wtórnych przekładników prądowych i napięciowych przedstawiono na schemacie rozkładu przekładników prądowych i napięciowych urządzeń ITS, patrz P-15015-021-RZ.2.

W celu wyjaśnienia zasady działania przekaźnikowego zespołu zabezpieczeń i automatyki na obiekcie wykonano schematy strukturalne i funkcjonalne przekaźnikowych zabezpieczeń i automatyki. Schematy przedstawiono graficznie
materiały P-15015-021-RZ.3.

2.1 Ochrona przekaźników i automatyzacja

2.1.1 Zabezpieczenie przekaźników i automatyka transformatora mocy
Projekt przewiduje montaż szaf typu „ШЭ2607 045073” wyprodukowanych przez LLC NPP EKRA. W szafce znajdują się dwa komplety:

1. - podstawowy zestaw ochronny transformator trójuzwojeniowy oparty na końcówce mikroprocesorowej typu „BE2704 V045”, który realizuje następujące funkcje: - zabezpieczenie różnicowoprądowe (DCP) transformatora przed wszelkiego rodzaju zwarciami wewnątrz kadzi transformatora;

MTZ strony WN z możliwością kombinowanego rozruchu napięciowego po stronie NN,
- MTZ strony NN z możliwością kombinowanego rozruchu napięciowego po stronie NN,
- zabezpieczenie przeciążeniowe z każdej strony (OS),
- przekaźnik prądowy do blokowania przełącznika zaczepów pod obciążeniem w przypadku przeciążenia,
- zabezpieczenie gazowe transformatora i przełącznika zaczepów pod obciążeniem z monitorowaniem izolacji,
- odbieranie sygnałów procesowych z transformatora,

2. - zapasowy zestaw ochronny automatyka transformatorowa i sterująca
przełącznik oparty na terminalu mikroprocesorowym typu „BE2704 V073”, który działa
następujące funkcje:

Zabezpieczenie MT po stronie WN z możliwością uruchomienia kombinowanego napięcia po stronie NN;
- automatyczne sterowanie wyłącznikiem (ACC);
- zabezpieczenie gazowe transformatora i przełącznika zaczepów pod obciążeniem z monitorowaniem izolacji.

Aby wykonywać funkcje regulacji napięcia transformatora, jest on instalowany
Szafka SHE 2607 157 zawierająca dwa komplety na bazie wyprodukowanych terminali BE2502A0501
Spółka z o.o. NPP „EKRA” Każdy zestaw spełnia następujące funkcje:

Automatyczne utrzymanie napięcia w określonych granicach;
- sterowanie napędem przełącznika zaczepów pod obciążeniem;
- monitorowanie położenia przełącznika zaczepów pod obciążeniem;
- monitorowanie sprawności napędu przełącznika zaczepów pod obciążeniem.

Zabezpieczenie gazowe stosowane jest jako czułe zabezpieczenie przed uszkodzeniami wewnętrznymi transformatora, reagujące na wydzielanie się gazów powstających w wyniku rozkładu oleju pod wpływem łuku elektrycznego.

Ochrona gazowa transformatora ma dwa etapy: pierwszy etap odbywa się z wpływem na sygnał przy słabym tworzeniu się gazu, drugi etap odbywa się z efektem bez
opóźnienie czasowe wyłączenia transformatora w przypadku silnego tworzenia się gazu.

Przewidziano możliwość przeniesienia stopnia wyłączenia zabezpieczenia gazowego na sygnał. Zabezpieczenie gazowe (przekaźnik strumieniowy) stycznika przełącznika zaczepów pod obciążeniem ma jeden stopień, który działa bez opóźnienia czasowego, wyłączając transformator.

Działanie zabezpieczenia gazowego transformatora i przełącznika zaczepów pod obciążeniem zapewnia zestaw zabezpieczeń głównych i rezerwowych transformatora. Urządzenia monitorujące stan izolacji stosowane są w obwodach ochrony gazowej. Gdy poziom izolacji spadnie, ochrona gazowa zostanie wyłączona i wygenerowany zostanie sygnał awarii.

2.1.2 Ochrona VV-6,6 kV i VV-6,3 kV

Dla zabezpieczenia materiałów wybuchowych w przedziale przekaźnikowym ogniwa planuje się zamontowanie zacisków mikroprocesorowych „RS83-AV2”, realizujących następujące funkcje:

Trójfazowe zabezpieczenie nadprądowe z opóźnieniem czasowym i rozruchem kombinowanym,

- zabezpieczenie minimalnego napięcia (MVP),
- odbiór sygnału z pilota,
- wygenerowanie sygnału ATS do załączenia wyłącznika sekcyjnego.

2.1.3 Zabezpieczenia połączeń rozdzielni 6,6 kV i 6,3 kV

Dla zabezpieczenia połączeń w przedziałach przekaźników planuje się zamontowanie zacisków mikroprocesorowych „RS83-A2M”, które realizują następujące funkcje:

Trójfazowe zabezpieczenie nadprądowe z opóźnieniem czasowym,
- automatyczne wprowadzanie przyspieszenia MTZ po każdym włączeniu przełącznika,
- określenie zasilacza podczas zwarć doziemnych jednofazowych (SFG),
- blokowanie zabezpieczenia magistrali logicznej (LZSh),
- automatyczne sterowanie wyłącznikiem (ACC),
- odbiór sygnału z pilota,
- urządzenie rezerwowe awarii wyłącznika (CBF),
- odłączenie od AChR i włączenie do ChAPV.

2.1.4 Ochrona SV-6,6 kV i SV-6,3 kV

Aby zabezpieczyć SV, w przedziałach przekaźników ogniw SV planuje się zainstalowanie zacisków mikroprocesorowych RS83-A20, które pełnią następujące funkcje:

Trójfazowy MTZ-SV chroniący przed uszkodzeniami międzyfazowymi,
- automatyczne wprowadzanie przyspieszenia MTZ-SV po każdym włączeniu przełącznika,
- zabezpieczenie magistrali logicznej (LZSh),
- automatyczne sterowanie wyłącznikiem (ACC),
- odbiór sygnału z pilota;
- urządzenie rezerwowe awarii wyłącznika (CBF),
- automatyczne załączenie rezerwy (ATS)

2.1.5 Ochrona łukowa szyn zbiorczych 6,6 kV i 6,3 kV

Ochrona łukoochronna realizowana jest za pomocą jednostek rejestracyjnych „DUGA-O” i jednostki centralnej „DUGA-BC” produkcji LLC „NTC Mekhanotronika”. Ochrona reaguje na światło
promieniowanie powstałe w wyniku wyładowania łukowego i odbywa się przy kontroli prądu. W przypadku wystąpienia zwarcia łukowego w przedziale wejścia/wyjścia w ogniwie połączenia wychodzącego, „DUGA-O” wysyła sygnał do
dyskretne wejście zacisku zabezpieczającego, które w przypadku przepływu prądu przez połączenie wyłącza swój własny wyłącznik blokujący. W przypadku zwarcia łukowego w komorze wysuwnej
elementu lub przedziału szyn zbiorczych dowolnego z ogniw, urządzenie podaje sygnał na wejście dyskretne bloku „DUGA-BC”, który w przypadku pojawienia się sygnałów startu zabezpieczenia przed wejściem i
przełączniki sekcyjne, generuje sygnał do wyłączenia tych przełączników. Po zadziałaniu czujników łuku w przedziale wejścia/wyjścia ogniwa BB-6,6 (6,3) kV blok „DUGA-BC”
generuje sygnał do wyłączenia transformatora mocy i BB-6,6 (6,3) kV, w przypadku wystąpienia łuku elektrycznego w przedziale PV ogniwa BB-6,6 (6,3) kV blok DUGA-BC generuje sygnały do
odłączenie transformatora mocy i SV-6,6 (6,3) kV z zakazem automatycznego przełączania zasilania.

2.1.6 Zabezpieczenie logiczne autobusów 6,6 (6,3) kV

Do zabezpieczenia autobusów 6,6 (6,3) kV stosuje się logiczne zabezpieczenie magistrali, blokując zabezpieczenie szybkobieżne BB-6,6 (6,3) kV w czasie zwarcia na połączeniu odpływowym i umożliwiając jego działanie w czasie zwarcia na szynach zbiorczych. Blokowanie odbywa się za pomocą sygnałów „Start MTZ” z urządzeń zabezpieczających linię odpływową. LZSh jest montowany zgodnie z obwodem sekwencyjnym, aby umożliwić sterowanie obwodami LZSh.

2.1.7 Urządzenie rezerwowe awarii wyłącznika (CBF)

Planuje się zorganizowanie układu zabezpieczenia od awarii wyłącznikowej 6,6 (6,3) kV, którego zadaniem jest odłączenie z opóźnieniem czasowym wyłącznika poprzedzającego w przypadku awarii jego wyłącznika.
Sygnał awarii wyłącznika jest generowany, gdy zadziała zabezpieczenie i przez wyłącznik przepływa prąd. W przypadku awarii przełączników linii odpływowej 6,6 (6,3) kV generowany jest sygnał awarii wyłącznika, który wyłącza wyłącznik wejściowy sekcji magistrali i przełącznika sekcyjnego; w przypadku awarii przełącznika sekcyjnego generowany jest sygnał wyłączający oba przełączniki wejściowe; w przypadku awarii wyłącznika wejściowego sekcji szyny generowany jest sygnał wyłączający wyłącznik sekcyjny i odłączający transformator mocy poprzez główny zestaw zabezpieczający. W przypadku awarii rozłącznika transformatora 110 kV generowany jest sygnał wyłączenia transformatora ze wszystkich stron poprzez główny zespół zabezpieczający. Odłączenie uszkodzonego transformatora w przypadku awarii wyłącznika 110 kV odbywa się poprzez zabezpieczenie linii 110 kV.

2.1.8 Automatyczne zmniejszanie częstotliwości (AFS)

Automatyczne odciążanie częstotliwości służy do eliminacji niedoborów mocy czynnej poprzez automatyczne wyłączanie odbiorników w przypadku spadku częstotliwości
(AFR), po którym następuje automatyczne ponowne załączenie odłączonych odbiorców po przywróceniu częstotliwości (FARP). Dla realizacji tych funkcji planuje się montaż 2 szaf typu „ШЭЭ224 0611” w oparciu o terminale EKRA 221 0201. Każdy zestaw zapewnia AFR w ilości 3 kolejek z późniejszym FAPR (po przywróceniu częstotliwości).

Wyboru kolejki AFR dla zacisku zabezpieczenia linii odpływowej dokonuje się za pomocą przełącznika instalowanego w ogniwie każdego połączenia.

2.2 Rejestracja zdarzeń awaryjnych.

Dla realizacji funkcji rejestracji zdarzeń awaryjnych w stacji elektroenergetycznej planuje się montaż szafy typu „SEE 233 153” opartej na terminalu „EKRA 232”, która zapewnia gromadzenie, przechowywanie i możliwość przekazywania danych o sytuacjach awaryjnych na wyższy poziom.

2.3 Sterowanie, alarmowanie, blokowanie pracy i zasilanie operacyjnewięzy.

Sterowanie i sygnalizacja położenia głównych urządzeń przełączających odbywa się z centrali. Na panelu sterowania znajduje się schemat mnemoniczny, na którym
Istnieją wskaźniki położenia odłączników i noży uziemiających, lampki sygnalizacyjne położenia łączników, przełączniki do sterowania łącznikami, a także przyrządy panelowe do pomiaru wielkości elektrycznych. Projekt przewiduje montaż centralnej szafy alarmowej. W szafie przewidziano organizację trzech sekcji sygnalizacyjnych: pierwsza - rozdzielnia napowietrzna 110 kV i jednostka sterująca, druga - KRUM-6,3 kV, trzecia - KRUM-6,6 kV. Dla każdej z sekcji zorganizowane są szyny impulsowe dla alarmów awaryjnych i ostrzegawczych oraz gromadzenia sygnałów dyskretnych.

Do zasilania obwodów blokujących pracę odłączników projekt przewiduje montaż zestawu zasilającego obwody OBR w ramach centrali. Zestaw zasilający obwody blokady eksploatacyjnej zapewnia izolację galwaniczną obwodów zasilających i obwodów OBR. Sygnały zezwolenia na sterowanie dla każdego rozłącznika generowane są poprzez sekwencyjne łączenie zestyków pozycyjnych urządzeń łączeniowych, których rzeczywiste położenie należy uwzględnić przy załączaniu odpowiedniego rozłącznika lub noża uziemiającego.

Sieci z reguły działają z solidnie uziemionym punktem neutralnym.

Dlatego ochrona jest przeprowadzana zarówno przed zwarciami wielofazowymi (z wyjątkiem podwójnych zwarć doziemnych w różnych punktach), jak i przed zwarciami jednofazowymi. Sieci często mają złożone konfiguracje z wieloma źródłami zasilania. Dlatego też do ochrony przed zwarciami wielofazowymi (w tym podwójnymi zwarciami doziemnymi w jednym punkcie) często stosuje się zabezpieczenia krokowe zdalne o różnej charakterystyce elementów rezystancyjnych, wyposażone w urządzenia blokujące kołysania i naruszenia obwodów wtórnych. W przypadku zwarć doziemnych nie stosuje się zabezpieczenia odległościowego, ale wielostopniowe, kierunkowe zabezpieczenie przed prądem składowej zerowej.

W przypadkach, gdy zgodnie z warunkami zapewnienia stabilności systemu i odpowiedzialnymi odbiorcami wymagana jest ochrona na całej długości chronionego odcinka bez opóźnienia czasowego (w autobusach stacji i podstacji węzłowych Uost z 3-fazowym zwarciem okrążenie< 0,6-0,7Uном), возможны два решения вопроса: дополнение ступенчатых защит устройствами ВЧ блокировки или передачи отключающих сигналов и использование в качестве основной отдельной продольной защиты с абсолютной селективностью, предпочтение отдается второму варианту, обеспечивающему независимость в эксплуатации и более совершенное ближнее резервирование. На тупиковых линиях иногда удается использовать и более простые токовые ступенчатые защиты.

Temat 8. Ochrona linii o napięciu 110-220 kV

Wykład 12. Ochrona linii o napięciu 110-220 kV

Ochrona na odległość.

3. Cel i zasada działania D zabezpieczenia stacji.

Charakterystyka opóźnienia czasowego zabezpieczenia odległościowego.

5. Zasady selektywnej ochrony linii z wykorzystaniem DZ.Struktura ochrony linii z wykorzystaniem zabezpieczeń odległościowych.

6. Blokada obrotu (UBK)

7. Schematy podłączenia pilotów na prąd i napięcie. Wymagania dotyczące obwodów przyłączeniowych

8. Charakterystyka techniczna zabezpieczeń cyfrowych

9. Przyspieszenie zabezpieczeń odległościowych poprzez kanał HF.

Ogólne informacje o zabezpieczeniu linii 110-220 kV

Sieci o napięciach 110 - 220 kV działają w trybach ze skutecznie lub solidnie uziemionym punktem neutralnym. Dlatego każde zwarcie doziemne w takich sieciach jest zwarciem, którego prąd czasami przekracza prąd zwarcia trójfazowego. Zwarcie takie należy rozłączyć z możliwie najmniejszym opóźnieniem czasowym.

Linie wysokiego napięcia pracują z dużymi prądami obciążenia, co wymaga stosowania zabezpieczeń o specjalnych charakterystykach. Na liniach tranzytowych, które mogą być przeciążone, stosuje się zabezpieczenia odległościowe, aby skutecznie odizolować od prądów obciążenia. Na liniach ślepych w wielu przypadkach można zastosować zabezpieczenie prądowe. Zabezpieczenia prądowe i odległościowe realizowane są etapowo. Liczba kroków musi wynosić co najmniej 3, w niektórych przypadkach konieczne jest 4–5 kroków.

Zgodnie z PUE urządzenia zabezpieczające przed przeciążeniem należy stosować w przypadkach, gdy dopuszczalny czas trwania prądu przeciążeniowego dla urządzenia przekracza 10...20 minut. Zabezpieczenie przed przeciążeniem powinno działać przy rozładunku sprzętu, przerwaniu transportu, odłączeniu ładunku i wreszcie odłączeniu przeciążonego sprzętu.

Linie wysokiego napięcia są długie, co utrudnia znalezienie miejsca uszkodzenia. Dlatego linie muszą być wyposażone w urządzenia określające odległość do miejsca uszkodzenia (DMP). Według materiałów dyrektywy WNP linie o długości 20 km i większej powinny być wyposażone w broń masowego rażenia. Zabezpieczenie linii na przekaźnikach cyfrowych pozwala na jednoczesne realizowanie funkcji BMR.

Opóźnienie w wyłączeniu zwarcia może doprowadzić do zakłócenia stabilności pracy równoległej elektrowni. Długotrwały spadek napięcia może spowodować zatrzymanie pracy urządzeń elektrowni i zakłócenie procesu technologicznego wytwarzania energii elektrycznej, a także dodatkowe uszkodzenie linii, na której nastąpiło zwarcie. Dlatego na takich liniach stosuje się zabezpieczenie, które wyłącza zwarcie w dowolnym miejscu bez opóźnienia. Do takich zabezpieczeń zaliczają się zabezpieczenia różnicowe instalowane na końcach linii i połączone kanałem komunikacyjnym wysokiej częstotliwości, przewodowym lub optycznym, lub zabezpieczenia konwencjonalne, które przyspieszają po otrzymaniu sygnału zezwalającego lub usunięciu sygnału blokującego z przeciwnej strony.

Wszystkie wymagane zabezpieczenia realizowane są w oparciu o jedno urządzenie cyfrowe. Jednak awaria tego jednego urządzenia powoduje, że sprzęt pozostaje bez ochrony, co jest niedopuszczalne. Dlatego wskazane jest zabezpieczenie linii wysokiego napięcia z dwóch zestawów: głównego i rezerwowego. Zestaw zapasowy można uprościć w porównaniu do głównego: nie ma automatycznego ponownego załączenia, nie ma broni masowego rażenia, ma mniej stopni itp. Zestaw rezerwowy musi być zasilany przez inny wyłącznik pomocniczy, inne zespoły przekładników prądowych i napięciowych oraz działać na oddzielny elektromagnes wyłączający wyłącznik.

Urządzenia zabezpieczające linię wysokiego napięcia muszą uwzględniać możliwość awarii wyłącznika i dlatego muszą być wyposażone w urządzenie zabezpieczające przed awarią wyłącznika.

Do analizy wypadku oraz działania zabezpieczeń przekaźnikowych i automatyki wymagana jest rejestracja sygnałów podczas zdarzeń awaryjnych.

Dlatego w przypadku linii wysokiego napięcia zestawy zabezpieczeń i automatyki muszą spełniać następujące funkcje:

Ochrona przed zwarciami międzyfazowymi i zwarciami do masy.

Automatyczne ponowne załączenie trójfazowe lub fazowe.

Ochrona przed przeładowaniem.

Ustalenie miejsca uszkodzenia.

Oscylografia prądów i napięć w przypadku wystąpienia zwarcia oraz rejestracja dyskretnych sygnałów zabezpieczeń i automatyki.

Urządzenia zabezpieczające muszą być nadmiarowe lub zduplikowane.

W przypadku linii wyposażonych w przełączniki z kontrolą faz konieczne jest zabezpieczenie przed pracą w fazie otwartej, ponieważ długotrwała praca w fazie otwartej w sieciach o napięciu 110–220 kV jest niedozwolona.

Zabezpieczenie odległościowe (Dz)

Cel i zasada działania. Zabezpieczenia odległościowe to złożone zabezpieczenia kierunkowe lub bezkierunkowe o względnej selektywności, realizowane przy użyciu przekaźników o minimalnej rezystancji.

Zwarcia reagują na wartość rezystancji linii względem miejsca zwarcia, która jest proporcjonalna do odległości, tj. odległości. Stąd wzięła się nazwa ochrona odległości. Aby zabezpieczenie odległościowe zadziałało, konieczne jest posiadanie obwodów prądowych z przyłącza przekładnika prądowego i obwodów napięciowych z przekładnika napięciowego.

Ryż. 12.1. Sieć pierścieniowa z dwoma zasilaczami. О – zabezpieczenie kierunkowe prądu maksymalnego; ∆ – zabezpieczenie odległościowe