 |
Токовая защита линии электропередачи
|
|
|
|
Раздел 8
Релейная защита систем
Электроснабжения
Содержание
8.1 Требования, предъявляемые к устройствам релейной
Токовая защита линии электропередачи
Защита трансформатора
Защита электродвигателей
8.5 Микропроцессорные защиты
8.6Описания реле
8.7 Общие сведения микропроцессорных защит серии SPAC 800
фирмы АВВ для сетей 6 - 10 кВ
8.1 Требования, предъявляемые к устройствам
релейной защиты
К устройствам релейной защиты систем электроснабжения предъявляются следующие требования [8.1, 8.2]:
Селективность (избирательность) ‑ высшее свойство РЗ, обеспечивающее отключение при КЗ только поврежденного элемента системы с помощью выключателей. Селективность не исключает срабатывание резервной защиты при повреждении на смежном участке и отказе на нем основной защиты. Оценка селективности защит производится с помощью карты селективности.
Быстродействие – время срабатывания tСЗ защиты при возникновении повреждения должно быть наименьшим. Очень часто для обеспечения селективности приходится искусственно замедлять действия некоторых защит. Время отключения КЗ складывается из собственного времени работы защиты и времени отключения выключателя.
Чувствительность – способность защиты срабатывать при повреждении в зоне действия и минимальном режиме работы системы c необходимым запасом. Чувствительность оценивается коэффициентом чувствительности kЧ и находится как:
|
|
|
- отношение параметра КЗ в минимальном режиме работы системы к параметру срабатывания (для защит максимального действия – токовая, напряжения нулевой или обратной последовательностей и др.);
- отношение параметра срабатывания к параметру КЗ в минимальном режиме работы системы (для защит минимального действия – напряжения, дистанционная и др.);
Надежность – способность защиты безотказно срабатывать при возникновении повреждения в зоне действия, не срабатывать при повреждении вне зоны действия и не срабатывать при его отсутствии. При рассмотрении вопроса надежности конкретного устройства защиты необходимо учитывать не только аппаратную надежность всех элементов устройства, но и надежность правильного расчета уставок, их выставления, высококвалифицированного обслуживания – поверка, ремонт, настройка и т.д.
Кроме перечисленных требований в литературе можно встретить: защитоспособность, безотказность, долговечность, ремонтопригодность [8.1], надежность функционирования, эффективность функционирования, устойчивость функционирования [8.3] и т.д.
Токовая защита линии электропередачи
Традиционные токовые защиты на ЛЭП используются в основном в сетях U = 3 – 35 кВ, редко в сетях U = 110 кВ и выше. Рассмотрим трехступенчатую [8.1, 8.4] токовую защиту (рис.1), установленную на линию W1, подстанции А. Защита подключена к трансформатору тока ТА1.
Рис. 8.1. Схема радиальной ЛЭП
8.2.1 Первая ступень токовой защиты (токовая отсечка без выдержки времени):
‑ ток срабатывания защиты
II,АС,З ≥ kОТС IК2,МАХ, (8.1)
где kОТС – коэффициент отстройки, kОТС= 1,2 … 1,3; IК2,МАХ – максимальный ток КЗ в точке К2;
‑ время срабатывания защиты
|
|
|
tI,АС,З = 0 .; (8.2)
‑ коэффициент чувствительности
, (8.3)
где IК1,МIN – минимальный ток КЗ в точке К1.
8.2.2 Вторая ступень токовой защиты (токовая отсечка с выдержкой времени):
‑ ток срабатывания защиты
; (8.4)
где 
– ток срабатывания первой ступени токовой защиты линии W2 подстанции Б;
‑ время срабатывания
с; (8.5)
‑ коэффициент чувствительности
. (8.6)
8.2.3 Третья ступень токовой защиты (максимальная токовая защита):
‑ ток срабатывания защиты
; (8.7)
где kСЗП – коэффициент самозапуска,в зависимости от доли двигательной нагрузки и перерыва питания kСЗП= 1 … 6,5; kВ – коэффициент возврата,зависящий от типа реле kВ=0,8 … 0,95; IР,МАХ – максимальный рабочий ток нагрузки, протекающий через защиту, который приближенно может быть найден 
;
‑ время срабатывания
; (8.8)
‑ коэффициент чувствительности защиты оценивается для зоны ближнего резервирования (для линии, на которой она установлена):
; (8.9)
и для зоны дальнего резервирования (для смежной линии):
. (8.10)
‑ ток срабатывания реле
.. (8.11)
8.2.4 Схема токовой защиты ЛЭП представлена на рис. 8.2 и рис. 8.3.
Таблица 8.1
Спецификация реле
| № | Обозначение | Наименование реле | Тип реле |
| 1 | КА1 – КА9 | Токовое реле | РТ-40 |
| 2 | КL1 | Промежуточное реле | РП-23 |
| 3 | КТ1, КТ2 | Реле времени | РВ-100 |
| 4 | КН1 – КН3 | Указательные реле | РУ-21 |
Рис. 8.2. Первичные цепи ЛЭП и вторичные цепи ее защиты переменного тока
Рис. 8.3. Цепи постоянного оперативного тока защиты ЛЭП
Защита трансформатора
Токовые защиты – отсечка или продольная дифференциальная отсечка, максимальная токовая защита [8.5, 8.6, 8.7, 8.8] и защита от перегрузки используются на всех трансформаторах и автотрансформаторах. На всех маслонаполненных трансформаторах наружной установки мощностью более 6,3 МВ×А применяется газовая защита.
|
|
|
8.3.1.1 Токовая отсечка применяется на трансформаторах мощностью до 4 МВ×А. По аналогии с первой ступенью токовой защиты ЛЭП отстраивается от максимального тока КЗ (рис. 8.4) в конце защищаемого участка ‑ за трансформатором в точке К3:
Рис. 8.4. Схема защищаемого трансформатора
‑ ток срабатывания защиты
IС,З ≥ kОТС IК3,МАХ, (8.12)
где kОТС – коэффициент отстройки, kОТС= 1,2 … 1,3; IК2,МАХ – максимальный ток КЗ в точке К3;
‑ время срабатывания защиты
tI,АС,З = 0 .; (8.13)
‑ коэффициент чувствительности
, (8.14)
где IК1,МIN – минимальный ток КЗ в точке К1.
8.3.1.2 Продольная дифференциальная отсечка применяется на трансформаторах мощностью более 6,3 МВ×А.
Защита отстраивается от тока IНБ, S небаланса, который возникает при максимальном внешнем IК3,МАХ токе КЗ в точке К3:
IС,З ≥ kОТС IНБ, S, (8.15)
где IНБ, S суммарный ток небаланса, IНБ, S = IНБ1 + IНБ2 + IНБ3. Каждая из составляющих тока небаланса находится:
IНБ1 = kA kОДН e IК3,МАХ, (8.16)
IНБ2 = D UРЕГ IК3,МАХ, (8.17)
IНБ3 = D f IК3,МАХ, (8.18)
где kA × ‑ коэффициент, учитывающий влияние апериодической составляющей тока КЗ на быстодействующие защиты (без выдержки времени); для защит с быстронасыщающимися трансформаторами kA × = 1; kОДН – коэффициент учитывающий однотипность трансформаторов тока, для разных ТТ kОДН = 1; e ‑ погрешность ТТ, принимаемая равной 0,1; D UРЕГ – половина регулировочного диапазона РПН трансформатора (каталожные данные); D f ‑ × относительная погрешность защиты, вызванная разницей между расчетным (обычно нецелым) числом витков реле и установленным (целым) числом витков.
|
|
|
Защиту необходимо отстраивать от броска тока намагничивания:
IС,З ≥ kОТС IН,ТР, (8.19)
где IН,ТР ‑ номинальный ток трансформатора.
Из двух расчетных условий (8.15) и (8.19) выбирается наибольший ток срабатывания продольной дифференциальной защиты.
‑ время срабатывания защиты
tI,АС,З = 0 .; (8.20)
‑ коэффициент чувствительности
, (8.21)
где IК2,МIN – минимальный ток КЗ в точке К2.
8.3.2 Максимальная токовая защита аналогична третьей ступени токовой защиты линий:
‑ ток срабатывания защиты
; (8.22)
‑ время срабатывания
; (8.23)
‑ коэффициент чувствительности
. (8.24)
Защита от перегрузки
Аналогии такой защиты среди защит ЛЭП не имеется. Защита действует на разгрузку и сигнал, и если после этого ток не снизится, то через выдержку времени на отключение. Расчетные параметры:
‑ ток срабатывания защиты
, (8.25)
где kОТС – коэффициент отстройки, kОТС= 1,05;
‑ время срабатывания защиты выбирается больше времени максимальной токовой защиты;
‑ чувствительность защиты не проверяется.
8.3.4 Схема защиты трансформатора представлена на рис. 8.5 и рис. 8.6.
Таблица 8.2
Спецификация реле
| № | Обозначение | Наименование реле | Тип реле |
| 1 | КА1 – КА5 | Токовое реле | РТ-40 |
| 2 | КAW1, КAW2 | Дифференциальное реле | ДЗТ-11 |
| 3 | КSG1 | Газовое реле | РГЧЗ-66 |
| 4 | КН1 – КН4 | Указательные реле | РУ-21 |
| 5 | KL1, KL2 | Промежуточное реле | РП-23 |
| 6 | KT1, KT2 | Реле времени | РВ-100 |
| 7 | SX1 – SX3 | Накладки |
Рис. 8.5. Первичные цепи трансформатора и вторичные цепи его защиты переменного тока
Рис. 8.6. Цепи постоянного оперативного тока защиты трансформатора
|
|
|
