Реконструкция подстанции "Гежская" 110/6 кВ

Для выбора необходимых нам устройств защиты проведём сравнительный анализ разработок различных фирм производителей. В основном все подходы по функциональному признаку тесно переплетаются во всех разработках в сети 110-220 кВ. Основными характерными моментами являются:

1)                не менее 5 зон дистанционной защиты от всех видов КЗ, с возможностью их блокирования при качаниях и при неисправности цепей напряжения;

2)                возможность телеускорения в дистанционной защите, определенных ее зон (по выбору) с использованием различных (по выбору) схем связи, определенные схемы телеускорения могут иметь свой ВЧ канал также для телеускорения токовой направленной защиты нулевой последовательности от КЗ на землю;

3)                возможность автоматического ускорения определенных ступеней дистанционной защиты при ручном включении и АПВ;

4)                возможность ввода удлиненной зоны до АПВ;

5)                наличие аварийных токовых защит, вводимых автоматически при неисправности цепей напряжения и блокировании дистанционной защиты;

6)                наличие отдельных токовых защит вводимых автоматически на время опробования линии при ручном включении линии или АПВ;

7)                наличие токовых защит, используемых как МТЗ для различных режимов, например: междуфазной токовой отсечки, защиты ошиновки ВЛ при полуторной схеме, резервных токовых защит линии, в том числе с различной степенью инверсности токозависимых по времени характеристик срабатывания;

8)                наличие токовых защит нулевой последовательности с использованием направленности (по выбору), телеускорения и автоматического ускорения отдельных ступеней;

9)                наличие токовых защит обратной последовательности, для работы при несимметричных КЗ, особенно за обмотками трансформаторов "звезда"/"треугольник";

10)           функции УРОВ;

11)           функции АПВ, включающие в себя ОАПВ, УТАПВ, ТАПВ, причем последние могут выполняться с контролями напряжений и контролем синхронизма;

12)           функции определения места повреждения на линии;

13)           функции регистрации аварийных параметров и сигналов;

14)           контроль цепей тока и напряжения;

15)           измерение рабочих значений токов, напряжения, мощности, частоты, в амплитудных и средних значениях;

16)           контроль цепей отключения и включения выключателя;

17)           контроль числа коммутаций выключателя, с регистрацией суммы токов отключения;

18)           переключение наборов уставок (4 набора).

Подробнее рассмотрим защиты, которые в настоящее время производятся серийно и уже находятся в эксплуатации во многих странах мира. Это защиты SPAC801 фирмы «ABB» и защита Micom фирмы «ALSTOM». Ввиду большого числа функций и возможных вариантов использования характеристик в терминалах, сравнение производится по основным из них. Второстепенные характеристики и параметры настройки следует смотреть в заводской (фирменной) документации на изделия. Сравнение будем вести по техническим и функциональным признакам. Сравнительная характеристика представлена в таблице 4.1

Таблица 4.1 Сравнительная характеристика микропроцессорных защит

Познакомившись с Micom P123 и SPAC801, приходим к выводу, что по набору защит они одинаковы, поэтому рассмотрим по дополнительным функциям:

1.       Габаритные размеры у Micom P123, в 2 раза меньше SPAC801;

2.       Micom P123 имеет 4-х строчный ЖКД, а SPAC801однострочный с тремя символам;

3.       Micom P123 выражает реальные величины, а SPAC801 – в относительных, требуется перерасчет;

4.       Micom P123 регистрирует до 75 аварий и переходных процессов, SPAC801только 5 последних событий и срабатывает индикатор;

5.       Различные функции терминала Micom P123 можно связать между собой с помощью логических элементов, SPAC801 жестко забитая логика вывод защиты через диаграмму ключей, нет возможности логической связи.

Из данной таблице можно сделать вывод, что микропроцессорная защита Micom P123, превосходит по некоторым функциональным параметрам. Также следует учесть тот факт, что персонал Березниковских электрических сетей ознакомлен с микропроцессорами фирмы «ALSTOM» – это и является главным критерием для их установки на подстанции.

4.2 Выбор вида и типа защит элементов системы электроснабжения ПС «Гежская»

Защита элементов системы электроснабжения должна ограничить или полностью устранить в них возможные нарушения нормального режима работы, вызванные электрическими, тепловыми или механическими перегрузками, а так же аварийными повреждениями, основными причинами которых обычно являются различные виды КЗ. Для обеспечения защиты применяются аппараты отключения: а) плавкие предохранители ВН и НН и автоматические выключатели НН; б) аппараты релейной защиты, действующие на отключение выключателя.

Релейная защита – совокупность специальных устройств и средств (реле, измерительные трансформаторы и другие аппараты), обеспечивающие автоматическое отключение поврежденной части электрической установки или сети. Если повреждение не представляет для электроустановки непосредственной опасности, то релейная защита должна приводить в действие сигнальные устройства, не отключая установку. Основные условия надежной работы релейной защиты:

1)        обеспечение селективности, т.е. отключение только поврежденных участков. Время срабатывания защиты характеризуется выдержкой времени, обеспечивающей селективность. Выдержка определяется полным временем действия защиты до отключения поврежденного участка;

2)        остаточная чувствительность ко всем видам повреждений на защищаемой линии и на линиях, питаемых от нее, а так же к изменению в связи с этим параметров (тока, напряжения и др.), что оценивается коэффициентом чувствительности;

3)        максимальная простота схем с наименьшим числом аппаратов и достаточная надежность и быстродействие;

4)        наличие сигнализации о неисправностях в цепях, питающих аппараты релейной защиты.

Исходя, из главы 5.1 примем и рассчитаем, устройства релейной защиты выполненные на терминале Micom Р632, Р139 производства «ALSTOM». Проектом предусмотрено техническое задание на устройства защиты, автоматики, управления и измерения ОРУ-110 кВ, ЗРУ-6 кВ и силового трансформатора.

1. Трансформатор силовой трёхфазный ТМН-6300/110-У1; 115/6,6 кВ

2. ЗРУ-6 кВ

В соответствии с ПУЭ на ПС «Гежская» 110/6 кВ предусматриваются следующие виды защиты:

1) защита силового трансформатора:

а) максимальная токовая защита от токов короткого замыкания с двумя выдержками времени «меньшей» - отключается выключатель ввода 6 кВ, со второй выдержкой времени «большей» - отключается выключатель 110 кВ.

При использовании микропроцессорного блока Micom Р632 защита называется максимально-токовой с независимой характеристикой времени срабатывания;

б) защита от перегрузки на вводе 110 кВ силового трансформатора, действующая на сигнал;

в) дифференциальная токовая защита от токов короткого замыкания, действующая на отключение вводов 110 и 6 кВ силового трансформатора.

2) защита шин 6 кВ

Специальной защиты шин 6 кВ на подстанции не предусмотрено. При коротком замыкании. При коротком замыкании на шинах 6 кВ отключается выключатель ввода 6 кВ или секционный выключатель 6 кВ при работе одного трансформатора на две секции шин 6 кВ.

Выключатель ввода 6 кВ отключается от защиты силового трансформатора. Секционный выключатель 6 кВ отключается от собственной максимальной токовой защиты.

3) защита отходящих линий 6 кВ

На отходящих линиях 6 кВ предусмотрена двухступенчатая максимальная токовая защита. Защита выполнена в двухфазном двухрелейном исполнении на микропроцессорном блоке Micom Р123 и действует на отключение выключателя.

Первая ступень действует мгновенно, вторая с выдержкой времени.

На ПС предусмотрен следующий объем автоматики:

1) автоматическое повторное включение (АПВ) выключателей вводов 6 кВ и отходящих линий 6 кВ;

2) автоматическое включение резервного питания (АВР) на секционном выключателе 6 кВ.

4.3 Расчёт и выбор уставок МТЗ и токовой отсечки

Общие положения расчёта и выбора уставок на терминале Micom Р123:

На каждой из сторон трансформатора предусмотрено по три ступени максимальной токовой защиты, используется одна из них.

Ток срабатывания максимальной токовой защиты выбирается с учетом следующих соображений: отстройка от максимально возможного тока нагрузки, согласование защиты по току с защитами последующих элементов, обеспечение необходимой чувствительности.

Выдержка времени выбирается, исходя из условия согласования с выдержкой времени последующей защиты. 1 ступень защиты может быть выбрана с зависимой или независимой от тока характеристикой выдержки времени. Как правило, на трансформаторах применяется независимая выдержка времени. Для этого в уставки ступени I > реле необходимо ввести

тип – НЕЗАВИС.

Расчёт уставок производится с учетом требований выпуска 13Б Руководящих указаний по релейной защите (Москва 1985год) и методике по выбору уставок с учетом особенностей защит, уставки которых выбираются [14].

До начала выбора защиты трансформатора 110 кВ ПС «Гежская» необходимо рассчитать защиты отходящих линий 6 кВ.

4.3.1 Расчёт токовой отсечки

Токовую отсечку обычно называют одну из ступеней двухступенчатой или трёхступенчатой максимальной токовой защиты. Токовая отсечка защищает только часть линии или обмотки трансформатора, расположенные ближе к источнику питания. Отсечка срабатывает без специального замедления, то есть t=0 с.

Расчёт тока срабатывания селективной токовой отсечки без выдержки времени, установленной на линии, на понижающем трансформаторе и на блоке линия- трансформатор. Селективность токовой отсечки мгновенного действия обеспечивается выбором её тока срабатывания  большим, чем значение тока КЗ  при повреждении в конце защищаемой линии электропередачи или на стороне НН защищаемого понижающего трансформатора:

≥

Коэффициент надёжности  для токовых отсечек без выдержки времени, установленных на линии электропередачи и понижающих трансформаторах, при использовании цифровых реле, в том числе Micom, может приниматься в пределах от 1,1 до 1,15. Для сравнения можно отметить, что при использовании в электромеханических дисковых реле РТ- 40 электромагнитного элемента (отстройки) принимаются в приделах = 1,3 – 1,4.

Еще одним условием выбора токовой отсечки, является отстройка от суммарного броска тока намагничивания трансформаторов, подключенных к линии. Эти броски тока возникают в момент включения под напряжение ненагруженного трансформатора и могут первые несколько периодов превышать номинальный ток в 5 – 7 раз. При расчёте токовой отсечки линии электропередачи, по которой питается несколько трансформаторов, необходимо в соответствии с условием отстройки от тока КЗ обеспечить несрабатывание отсечки при КЗ за каждым трансформатором и дополнительно проверить надёжность несрабатывания отсечки при суммарном значении бросков тока намагничивания всех трансформаторов, подключённых как к защищаемой линии, так и предыдущим линиям, если они одновременно включаются под напряжение. При включении линии под

напряжение при выдержке времени отсечки порядка 0,05с. ток срабатывания отсечки должен быть равен пяти суммарным номинальным токам:

≥

Если это последнее условие оказывается расчетным, следует попытаться использовать загрубление на время включения.

Проверка чувствительности защиты:

ПУЭ требуют для токовых защит коэффициент чувствительности 1.5 при коротких замыканиях на защищаемом оборудовании, и 1.2 в зоне резервирования. Коэффициент чувствительности определяется по выражению:

Для расчета берется ток двухфазного КЗ в минимальном режиме.

Расчёт токовой отсечки по отходящим фидерам представлен в приложении лист 5.

4.3.2 Расчёт максимальной токовой защиты

Принцип действия МТЗ основан на том, что при возникновении КЗ ток увеличивается и начинает превышать ток нагрузочного режима. Селективность действия при этом достигается выбором выдержек времени.

В пределах каждого элемента МТЗ устанавливается как можно ближе к источнику питания.

Для того чтобы защита работала при КЗ и не работала в нормальных режимах необходимо определять ток срабатывания защиты – .

 – это наименьший первичный ток, необходимый для действия ПО защиты. При этом необходимо обеспечить несрабатывание МТЗ при максимальных токах () и пусковых токов () нагрузки. Для этого необходимо выполнение следующих условий:

1.        – пусковые органы защит не должны приходить в действие при максимальном рабочем токе нагрузки;

2.       Пусковые органы защиты, пришедшие в действие при внешнем КЗ, должны вернуться в исходное состояние после его отключения и снижения до . Для выполнения этого условия ток возврата защиты  должен удовлетворять требованию , где  - коэффициент самозапуска двигательной нагрузки, учитывает возрастание тока при самозапуске двигателей, .

Токи  и  связаны коэффициентом возврата :

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11