Назначение и принцип действия

В сетях сложной конфигурации с несколькими источниками питания простые и направленные МТЗ (НТЗ) не могут обеспечить селективного отключения КЗ. Так, например, при КЗ на W2 (рис.11.1) НТЗ 3 должна подействовать быстрее РЗ 1,а при КЗ на W1,наоборот, НТЗ 1 должна подействовать быстрее РЗ 3. Эти противоречивые требования не могут быть выполнены с помощью НТЗ. Кроме того, МТЗ и НТЗ часто не удовлетворяют требованиям быстродействия и чувствительности. Селективное отключение КЗ в сложных кольцевых сетях может быть обеспечено с помощью дистанционной РЗ (ДЗ). Выдержка времени ДЗ t3 зависит от расстояния (дистанции) t3 = f(lр.к) (рис.11.2) между местом установки РЗ (точка Р) и точкой КЗ (К),т.е. lр.к, и нарастает с увеличением этого расстояния. Ближайшая к месту повреждения ДЗ имеет меньшую выдержку времени, чем более удаленные ДЗ.

Например, при КЗ в точке К1 (рис.11.2) ДЗ2,расположенная ближе к месту повреждения, работает с меньшей выдержкой времени, чем более удаленная ДЗ1. Если же КЗ возникает в точке К2,то время действия ДЗ2 увеличивается, и КЗ селективно отключается ближайшей к месту повреждения ДЗ3. Основным элементом ДЗ является дистанционный измерительный орган (ДО), определяющий удаленность КЗ от места установки РЗ. В качестве ДО используются реле сопротивления (PC), реагирующие на полное, реактивное или активное сопротивление поврежденного участка ЛЭП (Z,X,R). Сопротивление фазы ЛЭП от места установки реле Р до места КЗ (точки К)пропорционально длине этого участка lр.к, так как Zр.к = Zylр.к; Xр.к = Xylр.к; Rр.к = Rylр.к, где Zр.к, Xр.к, Rр.к – полное, реактивное и активное сопротивления участка ЛЭП длиной lр.к; Zy,Xy,Ry – удельные сопротивления на 1 км ЛЭП. Таким образом, поведение дистанционного органа, реагирующего на сопротивление линии, зависит от расстояния до места повреждения. В зависимости от вида сопротивления, на которое реагирует ДО (Z,Xили R), ДЗ подразделяются на РЗ полного, реактивного и активного сопротивлений. Дистанционные РЗ реактивного и активного сопротивлений применяются редко, поэтому в дальнейшем рассматриваются только ДЗ, построенные на измерении полного сопротивления. Реле сопротивления, применяемые в ДЗ для определения сопротивления Zр.к до точки КЗ, контролируют напряжение и ток в месте установки ДЗ (рис.11.3). К зажимам PC подводятся вторичные значения U, и Iрот ТН и ТТ. Реле выполняется так, чтобы его поведение в общем случае зависело от отношения UpкIp.Это отношение является некоторым сопротивлением Zp. При КЗ Zp= Zр.к, и при определенных значениях Zр.к PC срабатывает; оно реагирует на уменьшение Zp, поскольку при КЗ Up, уменьшается, а Ipвозрастает. Наибольшее значение Zp, при котором PC срабатывает, называется сопротивлением срабатывания релеZc.p:                                                                                                   (11.1)

Для обеспечения селективности в сетях сложной конфигурации на ЛЭП с двусторонним питанием ДЗ необходимо выполнять направленными, действующими при направлении мощности КЗ от шин в ЛЭП. Направленность действия ДЗ обеспечивается при помощи дополнительных РHМ или применением направленных PC, способных реагировать и на направление мощности КЗ.

2.

В-3. Общие требования к расчету (выбору уставок) релейной защиты

Расчет релейной защиты заключается в выборе рабочих параметров срабатывания (рабочих уставок) как отдельных реле, так и многофункциональных устройств защиты. Во всех существующих и разрабатываемых устройствах защиты должна быть предусмотрена возможность плавного или ступенчатого изменения параметров срабатывания в определенных пределах. Но только правильный выбор и установка рабочего параметра превращают «реле» в «релейную защиту»конкретной электроустановки.

Традиционно выбор рабочих уставок («настройка») РЗА производится в расчете на «наихудший случай», учитывая что неправильное действие РЗА может привести к нарушению электроснабжения. И даже при том, что действие было оформлено как заранее допущенное (см. выше), ущерб от неселективного срабатывания и, тем более, отказа РЗА может вызвать непредвиденные тяжелые последствия и для потребителей, и для электроснабжающего предприятия. По современным зарубежным данным последствия неправильных действий РЗА, в том числе по причинам неправильного выбора рабочих уставок, оцениваются в миллионах долларов США.

Для выполнения расчета релейной защиты (выбора рабочих уставок) прежде всего необходимы полные и достоверные местные исходные данные, к которым относятся: первичная схема защищаемой сети и режимы ее работы (с указанием, как создаются рабочие и ремонтные режимы - автоматически или неавтоматически); сопротивление и ЭДС (или напряжения) питающей системы для максимального и минимального режимов ее работы (или мощности КЗ); режимы заземления нейтралей силовых трансформаторов; параметры линий, трансформаторов, реакторов и т.д.; значения максимальных рабочих токов линий, трансформаторов и т.п. в рабочих, ремонтных и послеаварийных режимах; характеристики электроприемников (особенно крупных электродвигателей); типы выключателей; типы и параметры измерительных трансформаторов тока и трансформаторов напряжения с указанием мест их установки в схеме сети; типы и параметры срабатывания (уставки) существующих устройств защиты и автоматики на смежных элементах (как питающих, так и отходящих); типы и принципиальные схемы устройств релейной защиты и автоматики, подлежащих расчету. Для обеспечения селективности РЗ рабочие уставки защит с относительной селективностью на смежных элементах (линиях, трансформаторах)должны быть согласованы между собой. Для максимальных токовых защит речь идет о согласовании по току (чувствительности) и по времени. Поэтому выбор  уставок следует производить, как правило, не для одного элемента, а для участка сети, причем «попарно». В каждой паре одна, например, линия и её защита будут называться «предыдущими» или нижестоящими (downstream), а другая линия (защита), расположенная ближе к источнику питания - «последующей» или вышестоящей (upstream) . В течение производства расчета пары и названия элементов будут изменяться, т.е. та РЗ, которая была вышестоящей (последующей) может стать предыдущей в паре с РЗ питающей линии (трансформатора). Выбор уставок в такой сети, таким образом, ведется от наиболее удаленного элемента по направлению к источнику питания. Расчет уставок должен состоять, как правило, из разделов:

1.  Исходные данные (с указанием источников информации).

2.  Расчет токов КЗ.

3.  Выбор уставок (с необходимым графическом материалом в виде схем, карт селективности и др.).

4.  Результаты расчета. Этот раздел должен содержать окончательно выбранные уставки и другие данные для регулировки (максимальные токи КЗ, коэффициенты возврата реле и т.п.).

Рекомендуется прикладывать к расчету схему сети с условными обозначениями типов релейной защиты и указанием выбранных уставок. В характерных точках сети на схеме могут быть приведены значения токов КЗ. .3.

дежурный персонал

лица, находящиеся на дежурстве в смене, допущенные к управлению и переключениям оборудования (работники, обслуживающие тепловые пункты, конденсатные станции, диспетчеры по энергоснабжению, работники технологических цехов, обслуживающие теплопотребляющие установки и пр.).

диспетчерский персонал: Работники субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике (диспетчеры), уполномоченные при осуществлении оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике от имени субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике отдавать обязательные для исполнения диспетчерские команды и разрешения или осуществлять изменение технологического режима работы и эксплуатационного состояния объектов диспетчеризации, непосредственно воздействуя на них с использованием средств дистанционного управления, при управлении электроэнергетическим режимом энергосистемы.

оперативный персонал: Работники субъектов электроэнергетики (потребителей электрической энергии), уполномоченные ими при осуществлении оперативно-технологического управления на выполнение в установленном порядке действий по изменению технологического режима работы и эксплуатационного состояния линий электропередачи, оборудования и устройств, в том числе с использованием средств дистанционного управления, на принадлежащих таким субъектам электроэнергетики (потребителям электрической энергии) на праве собственности или ином законном основании объектах электроэнергетики (энергопринимающих установок) либо в установленных законодательством случаях на объектах электроэнергетики и энергопринимающих установках, принадлежащих третьим лицам, а также на координацию указанных действий.

4. Основными факторами, определяющими главную схему электрических соединений ТЭЦ, является число и мощность генераторов, режим работы электростанции, схемы распределительных сетей среднего и низкого напряжения, схема присоединения к энергосистеме [18].

Рис.2. Структурная электрическая схема ТЭЦ

Рис.2. Структурная электрическая схема ТЭЦ:

1 - генераторы; 2 - трансформаторы связи; 3 - местная распределительная сеть; 4 - трансформатор энергоблока

Выбор устройств релейной защиты и автоматики для основных элементов ТЭЦ.

.1 Выбор релейных защит генераторов

Современные генераторы являются сложными и дорогостоящими машинами. Поэтому к релейной защите генераторов предъявляются требования повышенной чувствительности при расчетных видах повреждения, увеличения быстродействия, уменьшения или полного устранения мертвых зон.

К основным видам повреждения генераторов относятся следующие:

1. Междуфазные КЗ в обмотке статора. Это наиболее тяжелый вид повреждения, так как сопровождается протеканием больших токов и, как следствие, значительными повреждениями обмотки и железа статора;

2. Однофазные замыкания на землю в обмотке статора;

3. Витковые замыканий обмотки статора;

4. Замыканий между витками одной фазы в обмотке статора;

5. Замыканий на землю в двух точках цепи ротора;

6. Прохождения в обмотке статора тока выше номинального, обусловленного внешним КЗ;

7. Прохождения в обмотке статора тока, обусловленного симметричной перегрузкой.

Для защиты от многофазных КЗ в обмотке статора генератора устанавливается быстродействующая продольная дифференциальная защита, действующая на отключение [6,7,8]. Сети генераторного напряжения в РБ работают с изолированной нейтралью и поэтому дифференциальная защита может выполняться на двух фазах. Однако в этом случае не обеспечивается отключение генератора при двойных замыканиях на землю (одно из замыканий в сети, другое - на фазе генератора, не имеющей дифференциальной защиты). Поэтому дополнительно к двухфазной дифзащите предусматривают релейную защиту от замыканий на землю. Таким образом, с целью повышения надежности защиты генераторов устанавливаем трехфазную дифзащиту.