Сборник докладов - Электроэнергетика глазами молодежи 2010
Подождите немного. Документ загружается.
65
ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА УСТАВОК РЕЗЕРВНЫХ ЗАЩИТ
ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ 110-220 (330) кВ
Е.А. Конова, В.Г. Гарке
КГТУ–КАИ
В релейной защите в последнее десятилетие произошли качественные изменения,
вызванные широким использованием цифровой (микропроцессорной) техники. Это обу-
словлено, в первую очередь, существенными преимуществами релейной защиты на мик-
ропроцессорной основе перед электромеханической и электронной релейной защитой [1].
Воздушные линии электропередачи (ВЛ) напряжением 110–220 кВ стали одним из
первых объектов энергосистемы, где началось внедрение микропроцессорных устройств
защиты.
Однако на практике новые возможности цифровой обработки сигналов и обмена
информацией, позволяющие реализовать целый ряд защитных функций, которые невоз-
можно было осуществить ранее, не всегда используются в полной мере. Одной из причин
этого служит использование традиционного подхода при расчете уставок, который не по-
зволяет учесть всю специфику интеллектуальных терминалов.
В настоящее время общей чертой микропроцессорных терминалов как отечествен-
ного, так и зарубежного производства является почти полное отсутствие официальных
методик выбора параметров срабатывания (уставок) защит, что во многом объясняется
большим разнообразием производителей и шкафов защит соответственно. Таким образом,
потребители зачастую оказываются в ситуации, в которой они не знают, как правильно
использовать новую технику.
Очевидно, что данная проблема должна решаться самим производителем на этапе
разработки защиты, так как связана с необходимостью детального знания устройства за-
щиты, особенностей заложенных алгоритмов и анализом теоретического материала. За-
частую производители ссылаются на существующие традиционные методики, изложен-
ные в нормативных документах. Однако эти методики, составленные для электромехани-
ческих и полупроводниковых защит, не могут быть в полной мере применены к новым
устройствам [2].
Так характеристика срабатывания дистанционных защит, выполненных на элек-
тромеханической элементной базе, представляет собой окружность, либо эллипс, а расчет
в соответствии с рисунком 1 сводится к определению сопротивления срабатывания реле
с.р
и угла максимальной чувствительности φ
м.ч
.
Этого недостаточно, если в микропроцессорной защите реализована какая-либо
другая характеристика, например, пятиугольная, требующая согласно рисунку 2 задания
ряда дополнительных параметров:
,
,
нагр
, φ
, φ
, φ
, φ
, φ
нагр
, где –
номер ступени.
Необходимо учитывать и то обстоятельство, что использование микропроцессор-
ных терминалов дает возможность повысить чувствительность защит и значительно
уменьшить время их срабатывания. В связи с этим становится актуальным определение
мгновенного значения сопротивления электрической дуги, возникающей практически при
любом виде короткого замыкания (КЗ).
Как правило, сопротивление дуги оценивается приближенно. Модуль напряжения
дуги на единицу длины
д
принимается постоянным, определяемым только ее длиной ℓ
д
66
а б в
Рисунок 1 – Виды характеристик срабатывания измерительного органа (ИО)
сопротивления для электромеханических защит
Рисунок 2 – Характеристика срабатывания ИО сопротивления ступеней
дистанционной защиты (шкаф ШЭ2607 021021, ООО НПП «ЭКРА»)
и не зависящим от тока дуги
д
. В этом случае сопротивление дуги
д
определяется соот-
ношением
д
д
ℓ
д
д
⁄
. (1)
Значение
д
в различных источниках колеблется в пределах 1000–3000 В/м (действующее
значение).
67
При этом в случае двустороннего питания амплитуды и фазы токов на входах ИО
сопротивления и протекающих через переходное сопротивление
п
не равны (
р
1, где
р
– комплексный, в общем случае, коэффициент распределения токов, учитывающий не-
одинаковость токов в месте КЗ и в месте установки защиты). В зависимости от значения
р
, определяемого, в первую очередь, соотношениями между сопротивлениями систем,
модулями и фазами эквивалентных ЭДС, а также местом КЗ на ВЛ, результаты измерения
входного сопротивления
различны и в общем случае, как показано на рисунке 3, мо-
гут располагаться в различных квадрантах плоскости
.
1 – замер ИО при металлическом КЗ; 2 – замер ИО при КЗ через переходное сопротивление на
линии с односторонним питанием
Рисунок 3 – Область измерений при КЗ через переходное сопротивление
Данные явления могут приводить к отказу действия защит при КЗ на защищаемом
участке из-за подпитки места КЗ при наличии переходного сопротивления током от про-
тивоположной части энергосистемы и расположения вследствие этого вектора входного
сопротивления вне характеристики срабатывания защиты [1].
Следует отметить и то обстоятельство, что защиты, в дополнение к статическим
характеристикам, обладают различными динамическими свойствами, которые выражают-
ся в модернизированной фильтрации, быстроте принятия решений и других свойствах,
позволяющих значительно повысить быстродействие. Это означает, что стандартные ме-
тодики расчета уставок должны быть уточнены в плане используемых коэффициентов от-
стройки и согласования [2].
Кроме того, в [3] охватываются лишь дистанционные защиты от междуфазных КЗ
и не рассматриваются особенности расчета и выбора параметров срабатывания ступеней
от КЗ на землю, реализуемых в микропроцессорных устройствах.
Согласно отечественной практике от КЗ на землю используются токовые ступенча-
тые защиты нулевой последовательности, и, таким образом, внедрение дистанционных
защит от КЗ на землю требует разработки методики выбора уставок, обеспечивающих их
согласование с токовыми защитами нулевой последовательности и наоборот.
Решение этой проблемы в настоящее время осложняется тем, что ИО сопротивле-
ния от междуфазных КЗ и КЗ на землю каждой из ступеней защиты имеют общую регули-
ровку уставки реактивного сопротивления прямой последовательности, а также общий
орган выдержки времени.
68
Однако в отечественных терминалах реализована одна ступень дистанционной за-
щиты от КЗ на землю (первая). Поэтому для первых ступеней дистанционных защит, от-
страиваемых от КЗ в конце линии, проблемы согласования отсутствуют. При этом исполь-
зование ИО сопротивления позволяет получить существенно более стабильную зону дей-
ствия первой ступени, что облегчает задачу выполнения токовых защит нулевой последо-
вательности на смежных линиях.
Таким образом, для первой ступени значения параметров уставок определяются
выражениями:
отс
л
sinφ
л
, (2)
отс
л
соs φ
л
, (3)
отс
лэ
sinφ
лэ
, (4)
отс
лэ
соsφ
лэ
, (5)
где
– уставка реактивного сопротивления прямой последовательности;
– уставка
активного сопротивления прямой последовательности;
– уставка реактивного сопро-
тивления нулевой последовательности;
– уставка активного сопротивления нулевой
последовательности;
л
, φ
л
– модуль и угол полного сопротивления прямой последова-
тельности защищаемой линии;
лэ
, φ
лэ
– модуль и угол минимально возможного экви-
валентного полного сопротивления нулевой последовательности защищаемой линии, оп-
ределяемого с учетом взаимоиндукции;
отс
0,85 – рекомендуемое значение коэффици-
ента отстройки.
Эквивалентное сопротивление нулевой последовательности для двух параллельных
линий определяется как:
две линии в работе
э
л
µ
, (6)
одна линия отключена
э
л
, (7)
одна линия отключена и заземлена на двух концах
э
л
µ
µ
л
, (8)
где
л
– полное сопротивление нулевой последовательности линии;
µ
– полное сопро-
тивление взаимоиндукции между параллельными линиями [4].
То есть расчетным является режим, когда параллельная линия отключена и зазем-
лена, что обуславливает недокомпенсацию и сокращение зоны действия защиты в других
режимах работы. В связи с этим в [4] рекомендовано для ликвидации подобной ситуации
пользоваться оперативным изменением группы уставок путем подачи команды на соот-
ветствующие входы.
В [5] из тех же соображений рекомендуется в зависимости от режима пересчиты-
вать коэффициент
, входящий в выражение для напряжения поврежденной фазы:
в режиме «одна линия отключена и заземлена на двух концах»
µ
1
; (9)
в режиме «одна линия отключена»
69
л
л
3
л
⁄
; (10)
в режиме «две линии в работе»
µ
, (11)
где – коэффициент компенсации;
µ
µ
л
⁄
– коэффициент взаимоиндукции.
Также следует отметить, что наличие переходного сопротивления в месте однофаз-
ного КЗ искажает замер ИО сопротивления (рисунок 4). Однако характер искажения заме-
ра даже при одностороннем питании отличается от случая междуфазных КЗ. Так, в част-
ности, при использовании комплексного коэффициента компенсации
для вычисления
области измерения при наличии переходного сопротивления
п
в месте КЗ для односто-
роннего питания справедливо соотношение:
изм
к
п
1
1
к
∆
, (12)
где
изм
– измеряемое сопротивление прямой последовательности;
к
– действительное
сопротивление прямой последовательности; ∆
п
1
– ошибка измерения, вно-
симая наличием переходного сопротивления [1].
а б
Рисунок 4 – Замер ИО при КЗ через переходное сопротивление
п
:
а – при междуфазном КЗ; б – при однофазном КЗ и измерении с использованием
комплексного коэффициента компенсации
Таким образом, в отличие от замеров при междуфазных КЗ, при однофазном КЗ к
сопротивлению линии
к
добавляется в общем случае комплексная величина ∆
п
1
.
Однофазные КЗ на линиях высокого напряжения чаще всего возникают при пробое
изоляторов, установленных на опорах ВЛ. В этом случае петля измерения содержит по-
мимо сопротивления электрической дуги эквивалентное сопротивление опоры относи-
тельно земли [1]. Согласно [6] сопротивления заземляющих устройств опор ВЛ, измерен-
ные при токах промышленной частоты в период их наибольших значений
в летнее время,
должны лежать в диапазоне 10÷30 Ом в зависимости от значения удельного эквивалент-
ного сопротивления грунта.
Кроме того, ширина характеристики ограничивается необходимостью отстройки от
режимов передачи максимальной активной мощности, а для первых ступеней, соглас-
70
но [4] и [7], – предельно допустимым соотношением уставок по активной и реактивной
составляющим.
Особенностью цифровых токовых направленных защит нулевой последовательно-
сти (ТНЗНП) является возможность применения для каждой ступени как разрешающего,
так и блокирующего реле направления мощности нулевой последовательности (РНМ) и
необходимость выбора параметров срабатывания этих реле. При недостаточной чувстви-
тельности по напряжению разрешающего РНМ имеется возможность смещения вдоль ли-
нии. Для отстройки ТНЗНП от бросков токов намагничивания трансформаторов при
включении линии предусматривается возможность применения блокировки ИО ступеней
по содержанию второй гармоники в токе нулевой последовательности [7].
Перед потребителями также стоит вопрос определения положения накладок, кото-
рых, в зависимости от терминала, насчитывается до ста штук.
Как следует из сказанного, проблема выбора параметров срабатывания микропро-
цессорных терминалов весьма сложна и может решаться разными способами [7]. Очевид-
но одно: существующие традиционные методики расчета уставок не учитывают особен-
ностей реализации защит того или иного производителя и наличия дополнительных функ-
ций, способных существенно повысить качество защиты. Это приводит как к недоисполь-
зованию возможностей новых защит, так и, в отдельных случаях, к неселективным сраба-
тываниям.
Список использованных источников
1. Шнеерсон Э.М. Цифровая релейная защита. М.: Энергоатомиздат, 2007. 549 с.
2. Подшивалин А.Н., Климатова И.С. Применение многомерной защиты: методики расче-
та уставок и проведения испытаний // Современные направления развития систем ре-
лейной защиты и автоматики энергосистем. Москва, 7-10 сентября 2009 г.
3. Руководящие указания по релейной защите. Выпуск 7. Дистанционная защита линий
35-330 кВ. М.: Энергия, 1966. 172 с.
4. Методические указания по расчетам и выбору уставок микропроцессорных защит ВЛ
110-220(330) кВ и 500(330)-750 кВ от всех видов КЗ типов REL511 и REL521.: отчет
ин-та «Энергосетьпроект» 23 тм-т2. М., 2000. 221 с.
5. Фабрикант В.
Л., Шабанов В.А., Шнейдер Я.А. Выбор уставок дистанционной защиты
от коротких замыканий на землю // Электричество. 1978. №2. С. 18-21.
6. ПУЭ. Все действующие разделы шестого и седьмого изданий с изменениями и допол-
нениями по состоянию на 1 февраля 2008 г. М.: КНОРУС, 2008. 488 с.
7. Микропроцессорный многофункциональный терминал MiCOM P435. Рекомендации по
расчету и заданию уставок и параметров настройки для применения на воздушных ли-
ниях 110-220 кВ. Москва, 2006. 59 с.
8. Аржанников Е.А., Аржанникова А.Е. Выбор параметров срабатывания микропроцес-
сорных защит трансформаторов и линий: учеб. пособие / ГОУ ВПО «Ивановский госу-
дарственный энергетический университет имени В.И. Ленина». Иваново, 2007. 154 с.
71
ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ АВТОМАТИКИ ОГРАНИЧЕНИЯ
СНИЖЕНИЯ ЧАСТОТЫ ДЕФИЦИТНОГО ЭНЕРГОРАЙОНА
Д. В. Володкевич
Филиал ОАО «СО ЕЭС» РДУ Татарстана
Как известно, большинство тяжелых системных аварий в различных энергосисте-
мах мира происходили по причине потери генерации из-за каскадного развития аварийно-
го процесса в энергорайоне. Для сохранения живучести энергорайона при возникновении
значительного дефицита активной мощности, сопровождающегося снижением частоты,
эффективно применение системы автоматического ограничения снижения частоты
(АОСЧ).
В настоящей работе рассматривается вопрос влияния настройки подсистемы АОСЧ
– частотной делительной автоматики (ЧДА), – предназначенной для сохранения в работе
собственных нужд и предотвращения полного останова электростанций при отказе или
недостаточной эффективности частотной разгрузки (АЧР, ДАР), а также для обеспечения
питания отдельных групп потребителей, не допускающих перерывов в электроснабжении.
В качестве объекта исследования был выбран Казанский энергорайон (КЭР) энер-
госистемы республики Татарстан с максимальным потреблением 1380 МВт. КЭР характе-
ризуется значительной величиной дефицита электрической мощности, которая может
превышать 50 %. Покрытие дефицита КЭР обеспечивается связями с энергосистемой по
ВЛ 220–500 кВ. При этом имеющиеся в г. Казани крупные промышленные предприятия с
непрерывным технологическим циклом (ОАО «Казаньоргсинтез» и др.) крайне чувстви-
тельно относятся к перебоям электропитания.
Учитывая вышесказанное и допуская возможность аварийного выделения КЭР со
значительным дефицитом мощности, необходимо применять автоматику выделения элек-
тростанций на нагрузку района и энергоблоков на собственные нужды на базе современ-
ной микропроцессорной аппаратуры с учетом схемно-режимных параметров окружающей
сети. В настоящее время осуществляется разработка и внедрение данной автоматики на
Казанской ТЭЦ-1, принадлежащей ОАО «Генерирующая компания».
Филиал ОАО «СО ЕЭС» РДУ Татарстана в рамках работы по технологическому
сопровождению противоаварийного управления КЭР провел анализ режимов работы и
параметров настройки ЧДА Казанской ТЭЦ-1. Для исследования системы автоматическо-
го ограничения снижения частоты использовался программный комплекс для расчетов
статической и динамической устойчивости энергосистем «ДАКАР». При моделировании
аварийного выделения Казанского энергорайона в качестве базового был принят электри-
ческий режим КЭР с суммарным потреблением 1005 МВт и мощностью генераторов элек-
тростанций 275 МВт (режим летнего замерного дня 16 июня 2010 г. 10
00
).
Настройка автоматической частотной разгрузки (АЧР) в КЭР произведена в соот-
ветствии со Стандартом ОАО «СО ЕЭС». Под действие АЧР1 подключено 50 % нагрузки,
АЧР2 несовмещенной – 10 % нагрузки, совмещенная АЧР2 на 60 % совмещена с АЧР1.
Данная настройка выполнена с точки зрения участия КЭР в объеме АЧР при общесистем-
ном снижении частоты в ОЭС.
Процесс изменения частоты в ходе действия системы АЧР с «традиционной» на-
стройкой показан на рисунке 1. Частота в выделившемся районе начинает резко снижать-
ся со скоростью 3 Гц/c, работа АЧР останавливает процесс снижения частоты на уровне
45,7 Гц, при этом частота в дефицитной части энергосистемы не поднимается до 49 Гц.
Применение дополнительной автоматической разгрузки (ДАР) по факту фиксации скоро-
72
сти снижения частоты позволяет добиться быстрого останова падения частоты в первые
секунды после отделения энергорайона от энергосистемы с несбалансированной нагруз-
кой (рисунок 2). ДАР останавливает процесс снижения частоты на уровне 47,4 Гц, а дли-
тельность «провала» частоты ниже 49 Гц составляет 3,5 с.
Рисунок 1
Рисунок 2
На рисунке 3 изображено моделирование изменения частоты при аварийном про-
цессе выделения КЭР с потерей части генерации относительно базового режима (утяже-
ление режима). Так, при установившемся дефиците мощности 75–80 % эффективность
73
АЧР и ДАР становится недостаточной, и дальнейшее развитие аварийного процесса при-
водит к полному обесточиванию района с посадкой всех электростанций на «0».
Рисунок 3
На графике рисунка 3 видно, что скорость снижения частоты в выделяемом районе
достигает значения 4 Гц/с. Применение в данном случае ЧДА позволит предотвратить
полный останов электростанций и обеспечить питание наиболее ответственных потреби-
телей.
Согласно Стандарту ОАО «СО ЕЭС» «Технические правила организации в ЕЭС
России автоматического ограничения снижения частоты при аварийном дефиците актив-
ной мощности», ЧДА должна устанавливаться на всех ТЭС, на которых она может быть
выполнена исходя из условий их работы. Уставки срабатывания ЧДА выбираются с уче-
том обеспечения устойчивой работы выделяемых электростанций (энергоблоков) и дейст-
вия ЧДА после срабатывания АЧР1. При этом, как правило, применяются две ступени с
уставками по частоте/времени в следующих диапазонах:
1 ступень: 46,0–47,0 Гц / 0,3–0,5 с;
2 ступень (резервная): 47,0–47,5 Гц / 30–40 с.
На рисунке 4 изображено моделирование изменения частоты при работе ЧДА на
выделение Казанской ТЭЦ-1 по сбалансированному сечению с уставкой срабатывания
46,0 Гц / 0,3 с (нижняя граница уставки). Из рисунка видно, что длительность «провала»
частоты ниже 49 Гц составляет 2,4 с. При срабатывании ЧДА с уставкой 47,0 Гц / 0,3 с
(верхняя граница уставки) длительность «провала» частоты ниже 49 Гц составляет 2 с
(рисунок 5).
Оценивая поведение частоты при моделировании аварийного выделения КЭР со
значительным дефицитом мощности в различных электрических режимах, была установ-
лена граничная скорость снижения частоты, свидетельствующая о дальнейшей неэффек-
тивности подсистем АОСЧ–АЧР и ДАР.
Выполнение ЧДА по скорости снижения частоты с уставкой срабатывания 3,8 Гц/c
обеспечивает быстрый останов падения частоты в первые секунды после отделения КЭР
74
от ОЭС и восстановление нормального уровня частоты на выделяемом участке энергорай-
она (график 6).
Рисунок 4
Рисунок 5