Per proteggere cavi senza uscita o linee aeree con alimentazione unilaterale, è sufficiente una protezione da sovracorrente o un'interruzione di corrente. Tuttavia, se queste linee sono collegate in serie una dopo l'altra o interconnettono più fonti di alimentazione, è impossibile rendere selettive tali protezioni.
Immaginiamo che una linea parta dagli autobus della sottostazione n. 1, alimentando un'altra sottostazione - n. 2. E un'altra linea parte dagli autobus di questa prossima sottostazione.
Quando si utilizza la protezione da sovracorrente nella sottostazione n. 1, dovrebbe funzionare sulla prima linea, ma consentire alla protezione della sottostazione n. 2 di funzionare nella successiva.
Ma allo stesso tempo deve riservare anche la protezione della seconda, per la quale deve agire anche sulla linea 2. Per fare ciò, la durata della protezione deve essere impostata in modo che la velocità dell'otturatore alla prima cabina sia maggiore. Inoltre sarà necessario suddividere la logica della protezione di massima corrente in due o più stadi, impostando per il primo la corrente di intervento uguale alla corrente nominale al termine della prima linea.
E supponiamo ora che sul lato opposto la linea n. 2 sia alimentata da un'altra fonte di energia, indipendente dalla prima. Ora il compito si fa più complicato: cambiano le correnti di cortocircuito. Inoltre, le linee dovranno essere dirette.
Esiste un altro tipo di protezione che può aiutare a disabilitare in modo efficace esattamente la linea danneggiata: la protezione differenziale. Ma per una linea di trasmissione a lunga distanza, è molto difficile soddisfarla.
Quando si utilizza la protezione da sovracorrente e le interruzioni di corrente, i dispositivi di protezione risultano complessi e inoltre non sono sufficientemente efficaci. La via d'uscita dalla situazione è l'uso della protezione remota.
Principio di protezione
Protezione della distanza (DZ) - un nome che dice che reagisce alla distanza dal punto di cortocircuito. E per essere più precisi: la logica del suo lavoro dipende dalla posizione del punto di chiusura, che determina la protezione.
Lo fa con l'aiuto di dispositivi chiamati relè di resistenza.
Il loro compito: misurare indirettamente la resistenza dalla posizione della protezione al punto di cortocircuito. E per questo, secondo la legge di Ohm, richiede non solo la corrente, ma anche la tensione ricevuta dal trasformatore di tensione installato sulle sbarre della cabina.
Il relè di resistenza funziona nelle condizioni:
Qui Zust– impostazione della resistenza di attivazione del relè. Il valore misurato è fittizio, poiché in alcune modalità operative (ad esempio durante le oscillazioni) il suo significato fisico, come la resistenza, viene perso.
Le impostazioni di funzionamento e, di conseguenza, il relè di resistenza per DZ, di regola, sono almeno tre.
L'area protetta è suddivisa in aree denominate zone. Il tempo di risposta per ciascuna delle zone è diverso. E l'impostazione del relè di resistenza è uguale alla resistenza fino al punto alla fine della zona corrispondente. Per chiarimenti, ricordiamo un esempio con cabine e linee.
Impostazione del telerilevamento della prima zona
È calcolato in modo da proteggere solo la sua linea in uscita. Ma non fino alla fine, ma tenendo conto dell'errore nella misurazione della resistenza - 0,7-0,85 della sua lunghezza. Quando viene attivata la prima zona di telerilevamento, la linea viene spenta con il minor tempo possibile, in quanto è garantito che sia su di essa.
La seconda zona del telerilevamento
Riserva il guasto di protezione della sottostazione successiva. Perché reagisce alla fine della riga #2. E la prima zona DZ per l'interruttore della seconda linea dalla sottostazione n. 2 è impostata sulla resistenza allo stesso punto di cortocircuito, ma già dagli autobus di questa sottostazione. Ma il ritardo della 2a zona del telerilevamento della sottostazione n. 1 è maggiore di quello della 1a zona del telerilevamento della sottostazione n. 2.
Ciò garantisce la selettività richiesta: l'interruttore della seconda linea dalla cabina n. 2 si spegnerà prima dell'intervento del relè temporizzato di protezione della cabina n. 1.
La terza zona del telerilevamento
Necessario per riservare la protezione della linea successiva, se disponibile. Non sono previste zone aggiuntive.
Un video interessante sull'impostazione della protezione a distanza, vedi sotto:
Il dispositivo e il funzionamento del kit di protezione a distanza.
Tuttavia, su alcuni relè a resistenza e relè a tempo, tale protezione non può essere eseguita. In pratica, comprende diversi blocchi funzionali.
Corpi di partenza DZ
Questi sono relè di corrente o relè di impedenza. Il loro compito è determinare la presenza nel circuito protetto e avviare il funzionamento di altri dispositivi di protezione.
organi remoti.
Un set di relè di resistenza per determinare la zona di funzionamento e la distanza dal cortocircuito. Un dispositivo che genera ritardi di tempo per le zone di protezione. Questo è normale.
Relè di direzione di alimentazione
In effetti, viene utilizzato raramente, poiché i relè di resistenza hanno strutturalmente un proprio diagramma di radiazione, che non consente l'attivazione della protezione quando "dietro la schiena". Di conseguenza, l'operazione di protezione è esclusa in caso di cortocircuiti nel verso opposto alla linea protetta.
Corpi bloccanti
Uno dei quali è la protezione da interruzione di corrente. In caso di malfunzionamento dei circuiti, il TN DZ viene messo fuori servizio. Il blocco successivo funziona durante l'oscillazione nel sistema. Quando si verificano, di solito si verifica una diminuzione della tensione sui bus e un aumento della corrente nelle linee protette. Tali variazioni sono percepite dalle unità di teleprotezione come una diminuzione di , per cui non è escluso anche il falso intervento della protezione.
Applicazione della protezione a distanza
La protezione a distanza viene utilizzata nelle reti alimentate da due o più sorgenti.
Si tratta di linee di comunicazione con una tensione di 35, 110 kV e superiore, attraverso le quali viene effettuato il transito di energia elettrica.
Il telerilevamento è particolarmente efficace e indispensabile negli schemi di alimentazione ad anello, il cui utilizzo è molto comune nel sistema energetico unificato del Paese.
Per tutte le reti in cui è installato il telerilevamento, lo è Protezione di base.
La progettazione della DZ su base elettromeccanica implica la presenza di un gran numero di elementi: trasformatori. Un intero pannello viene assegnato per il suo posizionamento. Le versioni moderne delle protezioni del microprocessore si inseriscono in un terminale, adiacente agli altri tipi, oltre alla possibilità di registrare le operazioni di protezione, le operazioni di blocco e la registrazione di oscillogrammi di processi di emergenza. La combinazione di più dispositivi in un unico terminale fornisce non solo compattezza, ma anche facilità d'uso del relè di protezione della linea.
Un altro breve video interessante sull'analisi del lavoro di protezione a distanza:
annotazione
La protezione dei relè è la parte più importante e più importante dell'automazione utilizzata nei moderni sistemi di alimentazione. La protezione del relè sta studiando problemi di eliminazione automatica dei danni e modalità anomale.
I compiti della protezione dei relè, il suo ruolo e l'importanza nel garantire il funzionamento affidabile dei sistemi di alimentazione e la fornitura ininterrotta di elettricità ai consumatori. Ciò è dovuto alla complicazione dei circuiti e alla crescita delle reti elettriche. A questo proposito, sono in aumento i requisiti per la velocità di azione, la selettività, la sensibilità e l'affidabilità della protezione del relè. I dispositivi di protezione dei relè che utilizzano dispositivi a semiconduttore stanno diventando sempre più diffusi. Il loro utilizzo apre più opportunità per creare protezioni ad alta velocità.
Attualmente sono in fase di sviluppo dispositivi di protezione a relè basati su microprocessore, che aumenteranno ulteriormente la velocità di protezione.
Parametri delle apparecchiature protette
Parametri del generatore protetto.
Ci sono notazioni:
T - turbogeneratore;
VF - raffreddamento forzato a idrogeno;
63 - potenza attiva, MW;
2 - numero di poli del rotore;
E - un'unica serie unificata;
U - disegno climatico - clima temperato;
Parametri della linea aerea protetta.
Scelta della protezione di linea 110 kV
2.1 Protezione linea 110 kV W 5 .
Sulle linee singole con alimentazione unilaterale, secondo il PUE (paragrafo 3.2.110), sono previste protezioni a corrente graduale:
1. Dai cortocircuiti fase-fase kit composto da:
a) da cutoff di corrente e protezione di massima corrente con ritardo (per linee senza uscita)
2. Kit di protezione da guasto a terra, composto da:
a) da interruzione di corrente a sequenza zero e protezione da sovracorrente con ritardo di sequenza zero (per linee senza uscita)
Calcolo della protezione di linea 110 kV.
3.1 Circuito equivalente a sequenza diretta
Il calcolo viene eseguito in unità denominate a basi U = 115 kV
allegato 1
Resistenza del sistema:
Resistenza del generatore:
Resistenza di linea:
Resistenza del trasformatore senza regolazione della tensione
Resistenza dei trasformatori T1, T2, tenendo conto del commutatore
TDTN–40000/110/10
Un nom.nn = 11 kV
U k. m in \u003d 9,52% \u003d U k (–RO)
Regno Unito \u003d 10,5%
U k. ascia massima \u003d 11,56% \u003d U k (+ RO)
Resistenza del trasformatore T1, T2 allo stadio estremo di regolazione "negativa".
dove \u003d 1-0,12 \u003d 0,88
Resistenza del trasformatore T1, T2 al 10° stadio di regolazione "positiva".
dove =1+0,1=1,1
Resistenza del trasformatore T5
TDTN–25000/110/10
U nom.vn =115 kV ±12% (±12 passi)
Un nom.nn = 11 kV
U c (–RO) \u003d 9,99%
Regno Unito \u003d 10,5%
Regno Unito (+ RO) \u003d 11,86%
Resistenza del trasformatore T5 ai dati nominali
La resistenza del trasformatore T5 allo stadio estremo di regolazione "negativa".
dove \u003d 1-0,12 \u003d 0,88
La resistenza del trasformatore T5 al 10° stadio di regolazione "positiva".
dove =1+0,1=1,1
3.2 Circuito equivalente sequenza zero.
Scelta delle modalità di funzionamento dei neutri dei trasformatori da 110 kV:
1. La modalità dei neutri senza messa a terra T1 e T2 è stata adottata presso il CHPP.
2. Nella sottostazione di transito, accettiamo la seguente modalità: un trasformatore da 25 MVA con neutro saldamente collegato a terra, il secondo trasformatore - il neutro è collegato a terra tramite uno spinterometro (T3 e T4)
3. In una sottostazione senza uscita, il trasformatore T5 funziona con un neutro collegato a terra tramite uno spinterometro.
Quando si redige il circuito, vengono prese in considerazione le resistenze di quegli elementi attraverso i quali passano le correnti a sequenza zero (lo schema è presentato nell'Appendice 2)
Appendice 2
Resistenza alla sequenza zero del sistema:
Resistenza sequenza linea zero:
A linee elettriche = 3,0 per 2 linee di catena con filo di terra
K PTL = 2,0 per linee a circuito singolo con conduttore di terra
Resistenza del trasformatore
3.3 Calcolo delle correnti di cortocircuito nei punti K 1, K 2, K 3 per selezionare l'impostazione di sovracorrente della linea W 5.
Collassamo il circuito equivalente della sequenza diretta ridotto ai punti K3
Punto K1
Punto K2
X 21 \u003d X res \u003d X 20 + X 11 \u003d 12,5 + 15 \u003d 22,5 Ohm
Punto K3
Modalità normale:
X 22 \u003d X res \u003d X 21 + X 12 media \u003d 22,5 + 55,5 \u003d 78 Ohm
Modalità massima:
X 22 \u003d X res \u003d X 21 + X 12 min \u003d 22,5 + 74,4 \u003d 96,9 Ohm
Scegliamo un set di KZ-9 per lo stadio I (TO) e selezioniamo due set di KZ-14 per gli stadi II e III di sovracorrente con ritardi temporali.
1 passo
La corrente di funzionamento I cf è selezionata dalla condizione di dissintonizzazione dalla corrente di un cortocircuito trifase nel punto K 3 nella modalità massima.
Accettare:
Selezioniamo il relè RT 140/50 con una connessione seriale degli avvolgimenti.
Sensibilità del 1° stadio con cortocircuito bifase a fine linea
t cf =0,1 sec - per dissintonizzazione da t cf scaricatori installati sulla linea.
2 gradini
La corrente di funzionamento Iav è selezionata dalla condizione di dissintonizzazione dalla massima corrente di funzionamento della linea protetta
K detuning =1.2÷1.3 – coefficiente di detuning
К сз =2÷3 – coefficiente di autoaccensione del motore elettrico
K voz = 0,8 - il coefficiente di ritorno del relè RT-40 (RT-140)
Sensibilità dell'II stadio a un cortocircuito bifase nel punto K 3 nella modalità minima:
Come normale
Il tempo di risposta è selezionato dalla condizione di coordinamento con la MTZ del trasformatore lato 110 kV
Accettare:
3 gradini
La corrente di funzionamento I cf è selezionata dalla condizione di garantire K h ≥ 1,2 in caso di cortocircuito nel punto K 3 nel modo massimo.
Selezioniamo il relè RT-140/10 con un collegamento in parallelo degli avvolgimenti
Scelta di un relè a tempo RV-132
3.4 Calcolo della protezione da guasto a terra
Collassiamo il circuito equivalente a sequenza zero e determiniamo le correnti di un cortocircuito monofase nei punti K 1 e K 2 in varie modalità
| Modalità massima | Modalità minima |
 |
|
Il circuito di sostituzione assume la forma
| Modalità massima | Modalità minima |
 |  |
| Per il punto di cortocircuito K 1 | |
 |  |
| Per un punto di cortocircuito K 2 | |
| Punto di cortocircuito K 1 | |
  |  |
| Punto di cortocircuito K 2 | |
 |  |
Selezioniamo il kit KZ-115, contenente 3 relè di corrente e due relè a tempo. Il relè di direzione di alimentazione sequenza zero non viene utilizzato.
3.5 Selezione dell'impostazione della protezione da guasto a terra
io in scena
La corrente di intervento viene selezionata in base alla condizione di fornire la sensibilità richiesta in caso di cortocircuito verso massa a fine linea nella modalità minima (punto K 2)
K 4 \u003d 1,5 - il coefficiente di sensibilità richiesto.
Accettare
Selezioniamo il relè RT-140/50 con un collegamento in parallelo degli avvolgimenti.
II stadio
Selezioniamo l'impostazione II stadio dalle condizioni di coordinamento con il nostro I stadio (riserva delle protezioni)
Accettare
Selezioniamo il relè RT-140/20 con un collegamento in parallelo degli avvolgimenti.
III stadio
Selezioniamo l'impostazione del III stadio in base alla condizione di dissintonizzazione dalla massima corrente di squilibrio che scorre attraverso la protezione durante un cortocircuito trifase dietro il trasformatore (punto K 3).
K ots \u003d 1,25 - coefficiente di detuning
K per \u003d 1,0 - coefficiente che tiene conto dell'aumento della corrente di squilibrio in modalità transitoria
К nb =0.05÷1 – coefficiente di squilibrio
I (3) \u003d 852 (A) - corrente di cortocircuito nominale
Io nom.tr-ra \u003d 125 (A)
Accettare
Selezioniamo il relè RT-140/10 con un collegamento in parallelo degli avvolgimenti.
Attualmente sono stati sviluppati e stanno iniziando ad essere utilizzati attivamente dispositivi di protezione a relè basati su microprocessore, il che consente di aumentare ulteriormente la velocità e l'affidabilità della protezione e di ridurre i costi della loro riparazione e manutenzione.
1.2.2 I parametri del trasformatore sono riepilogati nella Tabella 2.
TABELLA 1.2
SELEZIONE DEI TIPI DI DISPOSITIVI DI PROTEZIONE
Relè di protezione della linea aerea 110 kV.
| Modificare |
| Lenzuolo |
| Documento numero. |
| Lenzuolo |
| Documento numero. |
| Firma |
| data di |
| Lenzuolo |
| KP.140408.43.06.PZ |
| Modificare |
| Lenzuolo |
| Documento numero. |
| Firma |
| data di |
| Lenzuolo |
| KP.140408.43.06.PZ |
3.1 Calcolo della resistenza di una sequenza diretta di elementi circuitali.
Il calcolo delle resistenze viene effettuato in unità denominate (Ohm), alla tensione di base Ub=115 kV.
Il circuito equivalente è mostrato in fig.
C1: X 1 \u003d X * s * \u003d 1,3 * \u003d 9,55 Ohm
X 2 \u003d X batte. *l* \u003d 0,4 * 70 * \u003d 28 Ohm
X 3 \u003d X batte. *l* \u003d 0,4 * 45 * \u003d 18 Ohm
X 4 \u003d X batte. *l* \u003d 0,4 * 30 * \u003d 12 Ohm
X 5 \u003d X batte. *l* \u003d 0,4 * 16 * \u003d 6,4 Ohm
T 6 \u003d * \u003d * \u003d 34,72 Ohm
T 7 \u003d * \u003d * \u003d 220,4 ohm
X 3,4 \u003d 18 + 12 \u003d 30 ohm
| Modificare |
| Lenzuolo |
| Documento numero. |
| Firma |
| data di |
| Lenzuolo |
| KP.140408.43.06.PZ |
X 2,4 = = 14,48 ohm
X 1-4 \u003d 9,55 + 14,48 \u003d 24,03 Ohm
X 1-5 \u003d 24,03 + 6,4 \u003d 30,34
| Modificare |
| Lenzuolo |
| Documento numero. |
| Firma |
| data di |
| Lenzuolo |
| KP.140408.43.06.PZ |
Io (3) (k 2) = = = 2,18 kA
Io (3) (k 3) = = = 0,26 kA
3.2 Calcolo delle correnti di cortocircuito monofase verso terra al punto K-2.
C1: X 1 \u003d X * s * \u003d 1,6 * \u003d 11,76 Ohm
X 2 \u003d X batte. *l* \u003d 0,8 * 70 * \u003d 56 Ohm
X 3 \u003d X batte. *l* \u003d 0,8 * 45 * \u003d 36 Ohm
X 4 \u003d X batte. *l* \u003d 0,8 * 30 * \u003d 24 Ohm
X 5 \u003d X batte. *l* \u003d 0,8 * 16 * \u003d 12,8 Ohm
X 3,4 \u003d 36 + 24 \u003d 60 ohm
| Modificare |
| Lenzuolo |
| Documento numero. |
| Firma |
| data di |
| Lenzuolo |
| KP.140408.43.06.PZ |
X 2.3.4 \u003d (60 * 56) / (60 + 56) \u003d 28,97 Ohm
X 1-4 \u003d 11,76 + 28,97 ohm
| Modificare |
| Lenzuolo |
| Documento numero. |
| Firma |
| data di |
| Lenzuolo |
| KP.140408.43.06.PZ |
X 1-6 \u003d 18,74 + 12,8 \u003d 31,54 ohm
X ris.0 (k2) \u003d 31,54 Ohm
3I 0(k2) = = = 2,16 kA
3.6 Calcolo delle correnti di corto circuito al punto K-4 e K-5.
| Ub=Umin=96,6 kV | Ub=Umax=126 kV | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| X 10 \u003d X s1.2 \u003d X s1.2 cfr. * = 24,03* = 16,96 ohm | X 10 \u003d X s1.2 \u003d X s1.2 cfr. * = 24,03 * = 28,85 ohm | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Xs \u003d Xs cf * \u003d \u003d 16,96 Ohm | Xs \u003d Xs cf * \u003d \u003d 28,85 Ohm | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| X T (-PO) = * = = 41,99 | U a (+ N) \u003d U a nom. + \u003d 17,5 + \u003d 18,4 Xt (+ N) \u003d * * \u003d 71,44 Ohm | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Z nw \u003d 0,3 * 1,5 * \u003d 38,01 Ohm | Z nw \u003d 0,3 * 1,5 * \u003d 64,8 Ohm | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Punto K-4 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Khrez (k4) \u003d Xs + Xtv (-ro) \u003d 16,96 + 41,99 \u003d 58,95 Ohm | Khrez (k4) \u003d Xs + Xtv (+ N) \u003d 28,85 + 71,44 \u003d 100,29 Ohm | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| I (3) per max = = 0,95 kA | I (3) per max = = 0,73 kA | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Il valore effettivo della corrente di corto circuito al punto K-4, riferito ad una tensione di 37 kV | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| I (3) per max = 0,95 * = 8,74 kA | I (3) per max =0,73* =8,76 kA | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| Punto K-5 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
4.1 Protezione di linea unifilare. 4.1.1 Calcolo della protezione di corrente bistadio contro i cortocircuiti fase-fase della linea W. Calcolo del taglio di corrente senza ritardo da cortocircuiti fase-fase (I stadio). 1) I 1 sz Kots.* I (3) k-3max \u003d 1,2 * 0,26 \u003d 0,31 kA 2) Kch \u003d I (2) k-1min / Is.z. 1 \u003d 2,76 * 0,87 / 0,31 \u003d 7,74 Kch \u003d I (2) k-2min / Is.z. 1 1,5=2,18*0,87/0,31=6,12 3) I (1) c.r. \u003d I (1) cz * Ksh / K1 \u003d 0,31 * 1 / (100/5) \u003d 0,02 kA 4) Si presume che il tempo di risposta dell'interruzione corrente sia 0,1 s Calcolo della massima corrente di protezione con ritardo dai cortocircuiti fase-fase (stadio II). 1) I II sz Kots * Ksz / Kv) * Iload.max \u003d (1,2 * 2 / 0,8) * 0,03 \u003d 0,09 kA Iload.max=Snom.t./=6,3/=0,03 kA 2) Kch \u003d I (2) k-3min / Is.z. I 1 1,2=0,26*0,87/0,09=2,51 3) I (11) c.r. = I (11) cz * Ksh / K1 = 0,09 * 1 / (100/5) = 0,0045 kA 4) Il tempo di risposta della MTZ è selezionato in base alla condizione di accordo con la MTZ della tr-ra. t II sz \u003d tsz (mtz t-raT) + t \u003d 2 + 0,4 \u003d 2,4s 4.1.2. Calcolo della protezione da guasto a terra a due stadi della linea W. Calcolo delle correnti di interruzione sequenza zero senza ritardo (1 stadio). 1) I (1) 0cz 3I0 (1) k-2min / Kch \u003d 2,16 / 1,5 \u003d 1,44 kA 2) I (1) 0cr I0 (1) sz * Ksh / K I \u003d 1,44 * 1 / (100/5) \u003d 0,072 kA 3) Si presume che il tempo di risposta del cutoff di corrente sia 0,1 s. Calcolo della protezione di corrente di sequenza zero con ritardo (2 stadi). 1) I 11 0cz Kots*Inb.max=Kots*Kper*Knb*Icalc.=1.25*1*0.05*0.26=0.02 kA Accetto I 11 0cz=60A 4.2 Calcolo della protezione del trasformatore.
Il setpoint deve essere selezionato tra due condizioni: - dissintonizzazione dallo spunto della corrente di magnetizzazione del trasformatore di potenza. - dissintonizzazione dalla massima corrente di squilibrio primario nel modo transitorio del cortocircuito esterno calcolato. Detuning dalla corrente di spunto magnetizzante. Quando il trasformatore di potenza viene acceso dal lato della tensione superiore, il rapporto tra la sovratensione di magnetizzazione e l'ampiezza della corrente nominale del trasformatore protetto non supera 5. Ciò corrisponde al rapporto tra l'ampiezza della sovratensione di magnetizzazione e il valore efficace della corrente nominale della prima armonica pari a 5 = 7. Il cutoff risponde al valore istantaneo, pari a 2,5*Idiff./Inom. L'impostazione minima possibile per la prima armonica è Idiff/Inom=4, che contribuisce a 2,5*4=10 in termini di ampiezze. Il confronto dei valori ottenuti indica che il cutoff istantaneo è svincolato da possibili picchi di corrente di magnetizzazione. I calcoli mostrano che il valore effettivo della prima armonica dello spunto di corrente di magnetizzazione non supera 0,35 dell'ampiezza di spunto. Se l'ampiezza è uguale a 7 valori effettivi della corrente nominale, il valore effettivo della prima armonica è 7*0,35=2,46. Pertanto, anche con un'impostazione minima di 4 Inom. Il cutoff è disinnescato dai picchi di corrente magnetizzante e durante la regolazione della prima armonica della corrente differenziale. Detuning dalla corrente di squilibrio con un cortocircuito esterno.
Idiff/Inom Kots*Knb(1)*Ikz.in.max dove Knb(1) è il rapporto tra l'ampiezza della prima armonica della corrente di squilibrio e l'ampiezza ridotta della componente periodica della corrente di cortocircuito esterna. Se si utilizza un TA con corrente nominale secondaria di 5A sia lato AT che lato BT, si può assumere Knb(1) = 0,7. Se si utilizza un TA con una corrente nominale secondaria di 1A sul lato AT, allora si dovrebbe prendere Knb(1) = 1,0. Si assume che il coefficiente di detuning (Kots) sia 1,2. Ikz.vn.max-rapporto tra la corrente del cortocircuito esterno calcolato e la corrente nominale del trasformatore. Se una corrente passante Irms passa attraverso il trasformatore protetto, può trasportare una corrente differenziale. Idiff.=(Nper*Codn*E+ Urpn+ fadd.)*Irm=(2*1.0+0.13+0.04)*Irm=0.37*Irm. Nel derivare questa formula, si presumeva che un CT funzionasse esattamente, il secondo avesse un errore pari a Idiff. Introduciamo il concetto di fattore di riduzione della corrente di frenatura. Ksn.t.=Ibr./Ickv.=1-0.5*(Nper*Codn.*E + Urpn + fadd) / Ksn.t. \u003d 100 * 1,3 * (2 * 1 * 0,1 + 0,13 + 0,04) / 0,815 \u003d 59 Il secondo punto di rottura della caratteristica di frenatura: It 2 /Inom determina la dimensione della seconda sezione della caratteristica di frenatura. In modalità carico e simili, la corrente di frenatura è uguale alla corrente passante. L'aspetto dei cortocircuiti a spirale cambia solo leggermente le correnti primarie, quindi la corrente di frenatura non è cambiata molto. Per un'elevata sensibilità ai cortocircuiti della bobina, la seconda sezione dovrebbe includere la modalità di carico nominale (Im / Inom = 1), la modalità dei sovraccarichi a lungo termine consentiti (Im / Inom = 1,3). È auspicabile che anche le modalità di possibili sovraccarichi a breve termine rientrino nella seconda sezione (autoaccensione di motori dopo ATS, correnti di avviamento di motori potenti, se presenti).
Accetto I g2 / I g1 \u003d 0,15 Calcoliamo il coefficiente di sensitività per la rete considerata. Corrente primaria di intervento della protezione in assenza di frenatura: Ic.z \u003d Inom * (I 1 / Inom) \u003d 208 * 0,3 \u003d 62,4 A. Quando controlliamo la sensibilità della protezione, teniamo conto che a causa della direzione della frenata con cortocircuiti interni, non c'è corrente di frenatura. Sensibilità al cortocircuito bifase lato BT Kch=730*0.87/62.4=10.18 Conclusione: la sensibilità è sufficiente. 4.3 Protezione da sovraccarico "Sirius-T". L'impostazione del segnale di sovraccarico è considerata uguale a: Isz \u003d Kots * Inom / Kv \u003d 1,05 * 3,4 / 0,95 \u003d 3,76, dove coefficiente di detuning Kots=1,05; il coefficiente di ritorno in questo dispositivo è Kv = 0,95. Si consiglia di determinare la corrente nominale Inom tenendo conto della possibilità di aumentarla del 5% durante la regolazione della tensione. Per un trasformatore da 40 MVA, le correnti secondarie nominali sul ramo centrale sui lati AT e BT sono 3,4 e 3,5 A. I valori calcolati dell'impostazione del carico sono uguali. Lato AT: Ivn \u003d 1,05 * 1,05 * 3,4 / 0,95 \u003d 3,95 A Lato HH: Inn \u003d 1,05 * 1,05 * 3,5 / 0,95 \u003d 4,06 A Se il trasformatore ha un avvolgimento BT diviso, il controllo del sovraccarico deve essere effettuato dai dispositivi di protezione in ingresso installati sugli interruttori lato BT. La protezione opera su pneumatici con tсз=6с.
Il calcolo dei parametri di funzionamento (impostazioni) della protezione di massima corrente consiste nella scelta della corrente di intervento della protezione (primaria); corrente di funzionamento del relè. Inoltre, viene eseguita una verifica di progetto del trasformatore di corrente. Scelta della corrente di esercizio. Le impostazioni di corrente per la protezione da sovracorrente devono garantire che la protezione non intervenga durante i sovraccarichi sequenziali e la necessaria sensibilità per tutti i tipi di cortocircuiti nella zona principale e nella zona di ridondanza. Isz \u003d Ksz * Ksh / Ktt \u003d 265 * 1 / (300/5) \u003d 4,42 A Verifica della sensibilità della protezione da sovracorrente. Kch I (3) k.min.in/Isz=0,87*730/265=2,4 Kch I (3) k.min.in/Isz=0,87*5,28/265=1,73 1,2
Isk.n.=Ik.vn*Uvn/Unn=730*(96.58/10)=7050 A Inizio tensione. Calcolo della protezione di massima corrente con avviamento combinato di tensione installato sul lato 10,5 kV. La tensione primaria dell'operazione di protezione per il relè di minima tensione, in base alla condizione di dissintonizzazione dalla tensione di autoaccensione all'accensione dall'AVR o AR dei motori a carico inibito e in base alla condizione di garantire il ritorno del relè dopo il cortocircuito esterno viene disattivato, viene preso: Usz=0.6Unom=0.6*10500=6300V In questo caso, la tensione di funzionamento del relè di minima tensione sarà: Uav=Usz/Kch=0,6*10500/(10500/100)=60 V. Il relè RN-54/160 è accettato per l'installazione Per il filtro-relè di tensione si assume la sequenza inversa della tensione di intervento della protezione in funzione della condizione di disassamento dalla tensione di squilibrio in modalità carico. U2сз 0,06*Unom=0,06*10500=630V Tensione di sequenza negativa tensione di attivazione del filtro-relè. U2av=U2sz/K U=630/(10500/100)=6V Viene portato all'impostazione del relè del filtro RSN-13. Test di sensibilità alla tensione al cortocircuito al punto-5-per relè di minima tensione. KchU=Usz*Kv/Uz.max=6.3*1.2/4.1=1.84 1.2 dove Uz.max= 3*I (3) k-4max*Zkw.min= *5280*0.45=4.1kV qui I (3) k-4max è la corrente di un cortocircuito trifase all'estremità della linea del cavo nella modalità di funzionamento massima (modalità 9) - per filtro relè tensione sequenza negativa.
dove U2z.min=0.5*Unom.n.- *I 2 max*Zkw.min=0.5*10.5-( 2)*0.3*1.5=5.25-2.05 =3.2kV qui I 2 max - corrente di sequenza negativa nel luogo di installazione della protezione in caso di cortocircuito tra due fasi all'estremità della linea del cavo nella modalità di funzionamento massima. Puoi accettare: I 2 max=I (3) k-4.max/2=I (2) k-4.max/2 La scelta delle temporizzazioni di protezione avviene secondo il principio graduale tсz mtz-10=tсз.sv-10+ t=1+0.5=1.5s (РВ-128) tсz mtz-110=tсз.мтз-35+ t=2.3+0.3=2.6 (РВ-0.1) dove tсз.св-10 è il tempo di risposta della protezione sul sezionatore 10 kV Il livello di selettività t è adottato per il relè a tempo RV-0.1 t=0.3s, per il relè a tempo RV-128 t=0.5s.
6. Calcolo dell'errore del 10% dei trasformatori di corrente TFND-110. Rapporto di trasformazione = 100/5 Molteplicità stimata dell'errore del 10 percento: K (10) calc.=1.1*Is/I1nom.=1.1*1440/100=15.84 in base alla curva dell'errore del 10 percento, viene determinato il carico secondario consentito Z2adm. Z2am.=2 Ohm Z2adm.=Zp+Rpr+R 0,05 perv. Zp=0,25ohm Z2add.=Zp+Rpr.+Rtrans. Rpr \u003d 2-0,25-0,05 \u003d 1,7 Ohm q= *l/ Rpr=0,0285*70/1,7=1,17 |
Le reti con una tensione di 110-220 kV funzionano in una modalità con neutro effettivo o con messa a terra. Pertanto, un guasto a terra in tali reti è un cortocircuito con una corrente che a volte supera la corrente di un cortocircuito trifase e deve essere scollegato con il minor ritardo possibile.
Le linee aria e miste (cavo-aria) sono dotate di dispositivi di richiusura automatica. In alcuni casi, se l'interruttore utilizzato è realizzato con controllo fase per fase, si ricorre allo sgancio fase per fase e alla richiusura automatica. Ciò consente di aprire e chiudere la fase danneggiata senza scollegare il carico. Poiché in tali reti il neutro del trasformatore di alimentazione è collegato a terra, il carico praticamente non avverte il funzionamento a breve termine in modalità fase aperta.
Sulle linee puramente via cavo, la richiusura, di norma, non viene utilizzata.
Le linee ad alta tensione funzionano con correnti di carico elevate, il che richiede l'uso di protezioni con caratteristiche speciali. Sulle linee di transito che possono essere sovraccaricate, di norma, vengono utilizzate protezioni a distanza, che consentono loro di disaccoppiarsi efficacemente dalle correnti di carico. Nelle linee senza uscita, in molti casi, è possibile rinunciare alla protezione corrente. Di norma, non è consentito che le protezioni funzionino durante i sovraccarichi. La protezione da sovraccarico, se necessario, viene eseguita su dispositivi speciali.
Secondo il PUE, i dispositivi di prevenzione del sovraccarico dovrebbero essere utilizzati nei casi in cui la durata del flusso di corrente consentita per l'apparecchiatura è inferiore a 1020 minuti. La protezione da sovraccarico dovrebbe agire sullo scarico delle apparecchiature, sull'interruzione del transito, sulla disconnessione del carico e, ultimo ma non meno importante, sulla disconnessione delle apparecchiature sovraccaricate.
Le linee ad alta tensione sono generalmente lunghe, il che rende difficile trovare la posizione del guasto. Pertanto, le linee devono essere dotate di dispositivi che determinino la distanza dalla faglia. Secondo la direttiva sui materiali della CSI, le linee di lunghezza pari o superiore a 20 km dovrebbero essere dotate di armi di distruzione di massa.
Un ritardo nella disconnessione di un cortocircuito può portare a una violazione della stabilità del funzionamento in parallelo delle centrali elettriche, a causa di una lunga caduta di tensione, le apparecchiature possono arrestarsi e il processo di produzione può essere interrotto, danni aggiuntivi alla linea su cui un cortocircuito si è verificato il circuito. Pertanto, su tali linee, molto spesso vengono utilizzate protezioni che disabilitano i cortocircuiti in qualsiasi momento senza ritardi. Possono essere protezioni differenziali installate ai capi della linea e collegate da un canale ad alta frequenza, conduttore o ottico. Queste possono essere difese ordinarie, accelerate al ricevimento di un permesso o rimozione di un segnale di blocco dal lato opposto.
La protezione della corrente e della distanza, di norma, viene eseguita in modo graduale. Il numero di passaggi è almeno 3, in alcuni casi sono necessari 4 o anche 5 passaggi.
In molti casi, tutte le protezioni richieste possono essere eseguite sulla base di un unico dispositivo. Tuttavia, il guasto di questo dispositivo lascia l'apparecchiatura non protetta, il che è inaccettabile. Pertanto, è consigliabile eseguire la protezione delle linee ad alta tensione da 2 set. Il secondo set è di riserva e può essere semplificato rispetto al principale: non ha richiusura automatica, OMA, ha meno stadi, ecc. Il secondo set deve essere alimentato da un altro interruttore di corrente di comando e da un set di trasformatori di corrente. Se possibile, alimentato da un'altra batteria e da un trasformatore di tensione, agire su un solenoide di scatto dell'interruttore separato.
I dispositivi di protezione della linea ad alta tensione devono tenere conto della possibilità di guasto dell'interruttore e avere il guasto dell'interruttore, sia integrato nel dispositivo stesso che organizzato separatamente.
Per analizzare un incidente e il funzionamento della protezione e dell'automazione dei relè, è necessario registrare sia valori analogici che segnali discreti in caso di eventi di emergenza.
Pertanto, per le linee ad alta tensione, i kit di protezione e automazione devono svolgere le seguenti funzioni:
Protezione contro i cortocircuiti fase-fase e contro i cortocircuiti verso terra.
Richiusura automatica monofase o trifase.
Protezione da sovraccarico.
ROV.
Determinazione della posizione del danno.
Oscillografia di correnti e tensioni, nonché registrazione di segnali discreti di protezione e automazione.
I dispositivi di protezione devono essere ridondanti o duplicati.
Per le linee con interruttori con controllo monofase, è necessario disporre di una protezione contro il funzionamento in fase aperta, che agisca per spegnere i propri interruttori e quelli adiacenti, poiché non è consentito il funzionamento a lungo termine in fase aperta nelle reti GPL.
7.2. CARATTERISTICHE DI CALCOLO DI CORRENTI E TENSIONI IN CORTO CIRCUITO
Come indicato nel cap. 1, nelle reti con neutro collegato a terra, devono essere presi in considerazione due ulteriori tipi di cortocircuiti: cortocircuiti monofase e bifase verso terra.
I calcoli di correnti e tensioni in caso di cortocircuiti verso terra vengono effettuati con il metodo delle componenti simmetriche, vedi cap. 1. Questo è importante, tra l'altro, perché le protezioni utilizzano componenti simmetriche, che sono assenti nelle modalità simmetriche. L'utilizzo di correnti inverse e di sequenza zero consente di non regolare la protezione contro la corrente di carico e di avere un'impostazione di corrente inferiore alla corrente di carico. Ad esempio, per la protezione da guasto a terra, viene utilizzata principalmente la protezione di corrente a sequenza zero, che è inclusa nel filo neutro di tre trasformatori di corrente collegati a stella.
Quando si utilizza il metodo dei componenti simmetrici, il circuito equivalente per ciascuno di essi viene compilato separatamente, quindi vengono collegati insieme nel luogo del cortocircuito. Per esempio, creiamo un circuito equivalente per il circuito in Figura 7.1.
Sistema X1 = 15 ohm |
||
X0 sist. =25 ohm |
L1 25 km AS-120 |
L2 35 km AS-95 |
T1 - 10000/110
Regno Unito \u003d 10,5 T2 - 16000/110 Regno Unito \u003d 10,5
Riso. 7.1 Esempio di rete per la stesura di un circuito equivalente in componenti simmetriche
Quando si calcolano i parametri di una linea di 110 kV e superiori per un circuito equivalente, la resistenza attiva della linea viene solitamente trascurata. L'induttanza di sequenza diretta (X 1 ) della linea secondo i dati di riferimento è: AC-95 - 0,429 ohm per km, AC-120 - 0,423 ohm per km. Resistenza a sequenza zero per una linea con torso in acciaio
stessi uguali a 3 X 1 cioè rispettivamente 0,429 3 = 1,287 e 0,423 3 = 1,269.
Definire i parametri della linea:
L 1 \u003d 25 0, 423 \u003d 10,6 ohm; |
L 1 \u003d 25 1,269 \u003d 31,7 ohm |
||
L 2 \u003d 35 0,423 \u003d 15,02 Ohm; |
L 2 \u003d 35 1,269 \u003d 45,05 ohm |
Definiamo i parametri del trasformatore:
T1 10000kVA.
X 1 T 1 \u003d 0, 105 1152 10 \u003d 138 ohm;
X 1 T 2 \u003d 0,105 1152 16 \u003d 86,8 ohm; X 0 T 2 \u003d 86, 8 ohm
La resistenza di sequenza negativa nel circuito equivalente è uguale alla resistenza di sequenza positiva.
Di solito si presume che la resistenza di sequenza zero dei trasformatori sia uguale alla resistenza di sequenza positiva. X 1 T \u003d X 0 T. Il trasformatore T1 non è incluso nel circuito equivalente sequenza zero, poiché il suo neutro è collegato a terra.
Elaboriamo uno schema sostitutivo. |
||||||||||||||||
X1C=X2C=15 ohm |
X1L1 \u003d X2L1 \u003d 10,6 Ohm |
X1L2 \u003d X2L1 \u003d 15,1 Ohm |
||||||||||||||
X0C = 25 ohm |
X0L1 \u003d 31,7 Ohm |
X0L2 \u003d 45,05 Ohm |
||||||||||||||
X1T1 \u003d 138 Ohm |
X1T2 \u003d 86,8 ohm |
|||||||||||||||
X0T2 \u003d 86,8 ohm |
||||||||||||||||
Il calcolo dei cortocircuiti trifase e bifase viene eseguito nel modo consueto, vedere tabella 7.1. Tabella 7.1
resistenza fino a un mese |
Cortocircuito trifase |
Cortocircuito bifase |
||||||
e cortocircuito X 1 ∑ = ∑ X 1 |
= (115 3) X 1 |
0,87 I |
||||||
15+10,6 = 25,6 ohm |
||||||||
25,6 + 15,1 \u003d 40,7 ohm |
||||||||
25,6+ 138=163,6 ohm |
||||||||
40,7 + 86,8 \u003d 127,5 ohm |
||||||||
Per calcolare le correnti di guasto a terra è necessario utilizzare il metodo delle componenti simmetriche, secondo il quale le resistenze equivalenti della sequenza positiva, negativa e zero sono calcolate rispetto al punto di guasto e sono collegate in serie nel circuito equivalente per guasti a terra monofase in Fig. 7.2, e in serie/parallelo per bifase a terra Fig.7.2, b.
X 1E |
X 2E |
X 0E |
|||||||||||||||||||||
X 1E |
X 2E |
||||||||||||||||||||||
X 0E I 0 |
|||||||||||||||||||||||
io 0b |
|||||||||||||||||||||||
Riso. 7.2. Schema per la commutazione di resistenze equivalenti di sequenza diretta, negativa e zero per il calcolo delle correnti di cortocircuito verso terra:
a) - monofase; b) - bifase; c) - distribuzione delle correnti di sequenza zero tra due punti di messa a terra neutri.
Calcoliamo il cortocircuito verso terra, vedi tabelle 7.2, 7.3.
Il circuito di sequenza positiva e negativa è costituito da un ramo: dall'alimentazione al cortocircuito. Nel circuito di sequenza zero, ci sono 2 rami dai neutri messi a terra, che sono sorgenti di corrente di cortocircuito e devono essere collegati in parallelo nel circuito equivalente. La resistenza dei rami collegati in parallelo è determinata dalla formula:
X 3 \u003d (X a X b) (X a + X b) |
||||||||||||
La distribuzione della corrente in rami paralleli è determinata dalle formule: |
||||||||||||
io a \u003d I E X E X a; Io in \u003d I E X E |
||||||||||||
Tabella 7.2 Correnti di guasto monofase |
||||||||||||
X1 E |
X2 E |
X0 E \u003d X0 a //X0 b * |
LUI |
Ikz1 |
Ikz2 |
Ikz0 |
Ikz0 a * |
Ikz0 b |
io cortocircuito |
|||
I1 +I2 +I0 |
||||||||||||
*Nota. La resistenza di due sezioni del circuito a sequenza zero collegate in parallelo è determinata dalla formula 7.1.
**Nota. La corrente è distribuita tra due sezioni della sequenza zero secondo la formula 7.2.
Tabella 7.3 Correnti di guasto a terra bifase
X1 E |
X2 E |
X0 E * |
X0-2 E ** = |
LUI |
io KZ1 |
Cortocircuito 2 *** |
io KZ0 |
Cortocircuito 0 a **** |
I KZ0 b |
IKZ *****≈ |
|
X0 E //X2 |
I1 +½ (I2 +I0 ) |
||||||||||
*Nota. La resistenza di due sezioni del circuito a sequenza zero collegate in parallelo è determinata secondo la formula 7.1, il calcolo è effettuato nella tabella 7.2.
**Nota. La resistenza di due resistenze della sequenza negativa e zero collegate in parallelo è determinata dalla formula 7.1.
***Nota. La corrente è distribuita tra due resistenze della sequenza negativa e zero secondo la formula 7.2.
****Nota. La corrente è distribuita tra due sezioni della sequenza zero secondo la formula 7.2.
*****Nota. La corrente di guasto a terra bifase è data da una formula approssimativa, il valore esatto è determinato geometricamente, vedi sotto.
Determinazione delle correnti di fase dopo il calcolo delle componenti simmetriche
Con un cortocircuito monofase, l'intera corrente di cortocircuito scorre nella fase danneggiata e nessuna corrente scorre nelle fasi rimanenti. Le correnti di tutte le sequenze sono uguali tra loro.
Per rispettare tali condizioni, le componenti simmetriche sono disposte come segue (Fig. 7.3):
Io 1 |
Io 2 |
io a 0 io b 0 io c 0 |
io 0 |
||||||||||
Io 2 |
|||||||||||||
Ib 1 |
Ci 2 |
Io 1 |
|||||||||||
Ci 1 |
Ib 2 |
||||||||||||
Correnti continue |
Correnti inverse |
Zero correnti |
Ci 1 |
Ib 1 |
|||||||||
Ci 0 |
Ib 0 |
||||||||||||
Seguire. |
Seguire. |
Seguire. |
Ci 2 |
||||||||||
Ib 2 |
|||||||||||||
Fig.7.3. Diagrammi vettoriali per componenti simmetrici con cortocircuito monofase
Con un cortocircuito monofase, le correnti I1 \u003d I2 \u003d I0. Nella fase danneggiata, sono uguali in grandezza e coincidono nella fase. Nelle fasi non danneggiate, le correnti uguali di tutte le sequenze formano un triangolo equilatero e la somma risultante di tutte le correnti è 0.
In un guasto a terra bifase, la corrente in una fase non danneggiata è zero. La corrente di sequenza positiva è uguale alla somma delle correnti di sequenza zero e negativa con segno opposto. Sulla base di queste disposizioni, costruiamo le correnti delle componenti simmetriche (Fig. 7.4):
Io 1 |
Io 1 |
Io 2 |
||||||||||||
Ci 2 |
Ib 2 |
|||||||||||||
io 0 |
||||||||||||||
io a 0 io b 0 io c 0 |
Ci 2 |
Ib 2 |
||||||||||||
Ci 1 |
Ib 1 |
Io 2 |
||||||||||||
Ci 0 |
Ci 1 |
Ib 1 |
Ib 0 |
|||||||||||
Riso. 7.4 Diagrammi vettoriali delle componenti di corrente simmetriche di un guasto a terra bifase
Si può vedere dal diagramma costruito che è abbastanza difficile costruire correnti di fase durante i guasti a terra, poiché l'angolo della corrente di fase differisce dall'angolo delle componenti simmetriche. Dovrebbe essere costruito graficamente o utilizzare proiezioni ortogonali. Tuttavia, con sufficiente precisione per la pratica, il valore attuale può essere determinato con una formula semplificata:
I f \u003d I 1 + 1 2 (I 2 + I 0) \u003d 1,5 I 1 |
Le correnti in Tabella 7.3 sono calcolate utilizzando questa formula.
Se confrontiamo le correnti di guasto a terra bifase secondo la tabella 7.3 con le correnti di guasto a terra bifase e trifase secondo la tabella 7.1, possiamo concludere che le correnti di guasto a terra bifase sono leggermente inferiori al guasto a terra bifase corrente, quindi la sensibilità della protezione dovrebbe essere determinata dalla corrente di guasto bifase. Le correnti di un cortocircuito trifase sono rispettivamente superiori alla corrente di un cortocircuito bifase di
terra, quindi, la determinazione della massima corrente di cortocircuito per lo ssintonizzatore di protezione viene effettuata secondo un cortocircuito trifase. Ciò significa che la corrente di guasto a terra bifase non è necessaria per i calcoli della protezione e non è necessario calcolarla. La situazione cambia leggermente quando si calcolano le correnti di cortocircuito sui bus di potenti centrali elettriche, dove la resistenza della sequenza negativa e zero è inferiore alla resistenza diretta. Ma questo non ha nulla a che fare con le reti di distribuzione e, per le centrali elettriche, le correnti vengono contate su un computer secondo un programma speciale.
7.3 ESEMPI DI SCELTA DELL'ATTREZZATURA PER DEAD-END OHL 110-220 chilovolt
Schema 7.1. Linea aerea senza uscita 110–220 kV. Non c'è alimentazione da PS1 e PS2. T1 PS1 è collegato tramite un separatore e un cortocircuito. T1 PS2 si accende tramite l'interruttore. Il lato neutro di HV T1 PS2 è messo a terra, su PS1 è isolato. Requisiti minimi di protezione:
Opzione 1 . Deve essere applicata una protezione contro i cortocircuiti fase-fase a tre stadi (il primo stadio, senza ritardo, è disinnescato dai cortocircuiti sui bus AT PS2, il secondo, con breve ritardo, dai cortocircuiti sui bus PS1 e PS2 LV, il terzo stadio è la massima protezione). Protezione da guasto a terra - 2 stadi (il primo stadio, senza ritardo, è sganciato dalla corrente inviata ai bus dal trasformatore PS2 messo a terra, il secondo stadio con un ritardo che ne garantisce il coordinamento con la protezione della rete esterna, ma non dissintonizzato dalla corrente di cortocircuito inviata dal trasformatore PS2). Devono essere applicate due o una AR. I passaggi sensibili devono essere accelerati durante la richiusura. Le protezioni attivano il guasto dell'interruttore della cabina di alimentazione. Ulteriori requisiti includono la protezione contro la mancanza di fase, la determinazione della posizione del danno sulla linea aerea, il monitoraggio della durata dell'interruttore.
Opzione 2. A differenza della prima, la protezione da guasto a terra è direzionale, il che le consente di non essere disinnestata dalla corrente di cortocircuito inversa e, quindi, di eseguire una protezione più sensibile senza ritardo. In questo modo è possibile proteggere l'intera linea senza ritardi.
Nota. Questo e gli esempi seguenti non forniscono raccomandazioni precise sulla scelta delle impostazioni di protezione, i riferimenti alle protezioni di impostazione vengono utilizzati per giustificare la scelta dei tipi di protezione. In condizioni reali, può essere applicata una diversa impostazione di protezione, che deve essere determinata in un progetto specifico. Le protezioni possono essere sostituite da altri tipi di dispositivi di protezione aventi caratteristiche idonee.
Un set di protezioni, come già accennato, dovrebbe essere composto da 2 set. La protezione può essere implementata su 2 dispositivi a scelta tra:
MiCOM P121, P122, P123, P126, P127 di ALSTOM,
F 60, F650 di GE
due relè ABB REF 543 - selezionati 2a modifica idonea,
7SJ 511, 512, 531, 551 SIEMENS - selezionato 2a modifica idonea,
due relè SEL 551 da SEL.
Schema 7.2. Passaggio aperto alla sottostazione 3.
Una linea aerea a doppio circuito entra nella sottostazione 2, le cui sezioni operano in parallelo. È prevista la possibilità di trasferire la sezione su PS2 in modalità riparazione.
IN In questo caso, l'interruttore sezionale su PS3 è acceso. Il transito è chiuso solo per il tempo di commutazione e, nella scelta delle protezioni, non si tiene conto della sua chiusura. 1 sezione PS3 include un trasformatore con neutro collegato a terra. Non esiste una sorgente di corrente per un cortocircuito monofase nelle sottostazioni 2 e 3. Pertanto, la protezione sul lato non alimentato funziona solo in "cascata", dopo che la linea è stata scollegata dal lato di potenza. Nonostante l'assenza di alimentazione dal lato opposto, la protezione deve essere resa direzionale sia per i guasti a terra che per i cortocircuiti concatenati. Ciò consente al lato ricevente di determinare correttamente la linea danneggiata.
IN In generale, per fornire una protezione selettiva con brevi tempi di ritardo, soprattutto su linee corte, è necessario applicare una protezione a quattro stadi, le cui impostazioni sono selezionate come segue: 1 stadio è disinnescato dal cortocircuito
in al termine della linea, il 2° stadio è coordinato con il primo stadio della linea parallela in cascata e il primo stadio della linea adiacente, il 3° stadio è coordinato con i secondi stadi di tali linee aeree. Quando si coordina la protezione con una linea adiacente, viene presa in considerazione la modalità uno con due: nella prima sezione - 1 linea aerea, nella seconda sezione - 2, che aumenta notevolmente la protezione. Questi tre gradini proteggono la linea e l'ultimo, il 4° gradino, riserva la sezione adiacente. Quando le protezioni sono coordinate nel tempo, viene preso in considerazione il tempo dell'azione di guasto dell'interruttore, che aumenta il ritardo delle protezioni coordinate rispetto al momento dell'azione di guasto dell'interruttore. Quando si scelgono le impostazioni di protezione della corrente, devono essere svincolate dal carico totale di due linee, poiché una delle linee aeree parallele può spegnersi in qualsiasi momento e l'intero carico sarà collegato a una linea aerea.
IN come parte dei dispositivi di protezione, entrambi i gruppi di protezioni devono essere direzionali. È possibile applicare le seguenti opzioni di protezione:
MiCOM, P127 e P142 di ALSTOM,
F60 e F650 di GE,
due relè ABB REF 543 - sono selezionate le modifiche direzionali,
relè 7SJ512 e 7SJ 531 di SIEMENS,
due relè SEL 351 da SEL.
In alcuni casi, per ragioni di sensibilità, dissintonizzazione dalle correnti di carico o per garantire un funzionamento selettivo, può essere necessario utilizzare un telecomando
Z=LZ
onnoy protezione. A tale scopo una delle protezioni viene sostituita da una remota. La protezione a distanza può essere applicata:
MiCOM P433, P439, P441 di ALSTOM,
D30 da GE,
REL 511 da ABB - sono selezionate le modifiche direzionali,
relè 7SA 511 o 7SA 513 di SIEMENS,
relè SEL 311 da SEL.
7.4. PROTEZIONI A DISTANZA
Scopo e principio di funzionamento
Le protezioni a distanza sono protezioni complesse direzionali o non direzionali con selettività relativa, realizzate utilizzando relè di minima resistenza che rispondono alla resistenza di linea ad un punto di guasto proporzionale alla distanza, ovvero distanze. Da qui deriva il nome di protezione a distanza (DZ). Le protezioni a distanza rispondono ai cortocircuiti fase-fase (ad eccezione del telerilevamento basato su microprocessore). Per il corretto funzionamento della protezione a distanza, è necessario disporre di circuiti di corrente dal TA di collegamento e circuiti di tensione dal VT. In assenza o malfunzionamento dei circuiti di tensione, è possibile un funzionamento eccessivo della DZ durante un cortocircuito in sezioni adiacenti.
Nelle reti di configurazione complessa con più alimentatori, la protezione da sovracorrente semplice e direzionale (NTC) non può fornire l'intervento selettivo per cortocircuito. Quindi, ad esempio, con un cortocircuito su W 2 (Fig. 7.5), NTZ 3 dovrebbe agire più velocemente di RZ I e con un cortocircuito su W 1, al contrario, NTZ 1 dovrebbe agire più velocemente di RZ 3. Questi requisiti contrastanti non possono essere soddisfatti con l'aiuto di NTZ. Inoltre, MTS e NTS spesso non soddisfano i requisiti di velocità e sensibilità. La disconnessione selettiva da cortocircuito in reti ad anello complesse può essere fornita utilizzando la protezione relè remota (RD).
Il ritardo DZ t 3 dipende dalla distanza (distanza) t 3 \u003d f (L PK) (Fig. 7.5) tra
il luogo di installazione della RZ (punto P) e del punto di cortocircuito (K), ovvero L PK, e aumenta all'aumentare di questa
distanza. Il telerilevamento più vicino al sito del danno ha un ritardo di tempo più breve rispetto al telerilevamento più distante.
Ad esempio, durante un cortocircuito nel punto K1 (Fig. 7.6), D32, situato più vicino al sito della faglia, opera con un ritardo di tempo inferiore rispetto al più distante D31. Se si verifica anche un cortocircuito nel punto K2, la durata di D32 aumenta e il cortocircuito viene disattivato selettivamente dalla zona di telerilevamento più vicina al sito del danno.
L'elemento principale del telecomando è un corpo di misura remoto (DO), che determina la distanza del cortocircuito dal luogo di installazione della protezione del relè. I relè di resistenza (PC) vengono utilizzati come DO, reagendo alla resistenza totale, reattiva o attiva della sezione danneggiata della linea di trasmissione di potenza (Z, X, R).
La resistenza della fase della linea elettrica dal luogo di installazione del relè R al luogo del cortocircuito (punti K) è proporzionale alla lunghezza di questa sezione, poiché il valore della resistenza al luogo del cortocircuito è uguale al lunghezza
sezione moltiplicata per la resistività della linea: battiti. .
Pertanto, il comportamento di un elemento remoto che reagisce alla resistenza di linea dipende dalla distanza dalla posizione del guasto. A seconda del tipo di resistenza a cui reagisce il DO (Z, X o R), le DZ sono suddivise in RZ totali, reattive e attive. Relè di resistenza utilizzati nel telerilevamento per determinare il
resistenza Z PK al punto di cortocircuito, controllare la tensione e la corrente nel luogo di installazione della DZ (Fig. 7.7.).
∆ – protezione a distanza
A I terminali PC sono forniti con valori secondari UP e I P da VT e CT. Il relè è progettato in modo che il suo comportamento dipenda generalmente dal rapporto tra UP e I P. Questo rapporto è una certa resistenza Z P . Con un cortocircuito Z P = Z PK, e a determinati valori di Z PK, viene attivato il PC; risponde ad una diminuzione di Z P, poiché durante il corto circuito UP diminuisce
fluttua e I P aumenta. Il valore più alto a cui opera il PC è chiamato resistenza di funzionamento del relè Z cp .
Z p = U p io p ≤ Z cp |
Per garantire la selettività in reti di configurazione complessa su linee elettriche con alimentazione bidirezionale, le DZ devono essere direzionali, agendo quando l'energia è diretta dalle sbarre alle linee elettriche. La direzionalità dell'azione della teleprotezione è fornita con l'ausilio di RHM aggiuntivi o con l'utilizzo di RS direzionali, in grado di rispondere alla direzione della potenza di corto circuito.
Caratteristiche della dipendenza dal tempo |
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Riso. 7.7. Collegamento di circuiti di corrente e |
protezioni a distanza t = f (L |
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tensione del relè di resistenza |
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a - inclinato; b - a gradini; c - combinato |
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Caratteristiche del ritardo |
protezione a distanza |
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La dipendenza della durata della protezione remota dalla distanza o dalla resistenza al luogo del cortocircuito t 3 \u003d f (L PK) o t 3 \u003d f (Z PK) è chiamata caratteristica di ritardo del telerilevamento . Per ha-
In base al carattere di questa dipendenza, le DZ sono divise in tre gruppi: con caratteristiche crescenti (in pendenza) del tempo di azione, caratteristiche graduali e combinate
(Fig. 7.8). Le DZ a gradini funzionano più velocemente delle DZ con caratteristiche inclinate e combinate e, di norma, sono più semplici nel design. Il telerilevamento con una caratteristica graduale della produzione di CHEAZ veniva solitamente eseguito con tre fasi di tempo corrispondenti a tre zone di telerilevamento (Fig. 7.8, b). Le moderne protezioni a microprocessore hanno 4, 5 o 6 livelli di protezione. I relè di pendenza sono stati sviluppati specificamente per le reti di distribuzione (ad esempio, DZ-10).
Principi per l'esecuzione della protezione selettiva della rete mediante dispositivi di protezione a distanza
Sulle linee elettriche con alimentazione a due vie, i dispositivi di telerilevamento sono installati su entrambi i lati di ciascuna linea elettrica e devono funzionare quando l'alimentazione è diretta dagli pneumatici alla linea elettrica. I dispositivi di protezione a relè a distanza operanti in una direzione di alimentazione devono essere coordinati tra loro nel tempo e nell'area di copertura in modo da garantire la disconnessione selettiva da cortocircuito. Nello schema in esame (Fig. 7.9.), D31, telerilevamento, D35 e D36, D34, D32 sono coerenti tra loro.
Tenendo conto del fatto che le prime fasi del telerilevamento non hanno un ritardo (t I \u003d 0), in base alla condizione di selettività, non dovrebbero funzionare al di fuori della linea di trasmissione protetta. Sulla base di ciò, la lunghezza del primo stadio, che non ha un ritardo (t I \u003d 0), è inferiore alla lunghezza della linea elettrica protetta e di solito è 0,8–0,9 della lunghezza della linea elettrica . Il resto della linea di trasmissione protetta e il bus della cabina di fronte sono coperti dal secondo stadio della DZ di questa linea di trasmissione. La lunghezza e il ritardo del secondo stadio sono coerenti (di solito) con la lunghezza e il ritardo del primo stadio del telerilevamento della sezione successiva. Ad esempio, al secondo studio
Fig.7.9 Coordinamento delle temporizzazioni della protezione del relè remoto con una caratteristica a gradini:
∆z – errore relè remoto; ∆ t – gradino di selettività
L'ultimo terzo stadio della protezione remota è un backup, la sua lunghezza è selezionata dalla condizione di copertura della sezione successiva, in caso di guasto della sua protezione relè o interruttore. Tempo di esposizione
Il minimo è considerato ∆ t superiore alla durata della seconda o terza zona di telerilevamento della sezione successiva. In questo caso, l'area di copertura della terza fase dovrebbe essere ricostruita dalla fine della seconda o terza area della sezione successiva.
Struttura di protezione della linea che utilizza la protezione a distanza
Nei sistemi di alimentazione domestici, il telerilevamento viene utilizzato per il funzionamento con cortocircuiti fase-fase e per il funzionamento con cortocircuiti monofase viene utilizzata una protezione di massima corrente a sequenza zero (NP) più semplice. La maggior parte delle apparecchiature a microprocessore ha una protezione a distanza che interviene in caso di tutti i tipi di danni, compresi i guasti a terra. Il relè di resistenza (RS) viene attivato tramite TV e TA per tensioni primarie in
l'inizio della linea di trasmissione protetta. Tensione secondaria ai terminali del PC: U p = U pn K II e corrente secondaria: I p = I pn K I .
La resistenza ai terminali di ingresso del relè è determinata dall'espressione.
La protezione della distanza (DZ) nelle reti elettriche di classe di tensione 110 kV svolge la funzione di protezione di backup delle linee ad alta tensione, riserva la protezione di fase differenziale della linea, che viene utilizzata come protezione principale nelle reti elettriche di 110 kV. DZ protegge le linee aeree dai cortocircuiti fase-fase. Considera il principio di funzionamento e i dispositivi che svolgono il lavoro di protezione a distanza nelle reti elettriche da 110 kV.
Il principio di funzionamento della protezione a distanza si basa sul calcolo della distanza, la distanza dal luogo del danno. I dispositivi di protezione della distanza utilizzano i valori di corrente e tensione di carico della linea protetta per calcolare la distanza dal punto di guasto di una linea elettrica ad alta tensione. Cioè, per il funzionamento di questa protezione vengono utilizzati circuiti e 110 kV.
I dispositivi di protezione a distanza sono adattati a una specifica linea elettrica, sezione del sistema di alimentazione in modo tale da fornire la loro protezione a gradini.
Ad esempio, la protezione a distanza di una delle linee elettriche ha tre livelli di protezione. Il primo stadio copre la quasi totalità della linea, dal lato della cabina dove è installata la protezione, il secondo stadio copre il restante tratto di linea fino alla cabina adiacente e un piccolo tratto della rete elettrica che si estende dalla cabina adiacente, la il terzo stadio protegge le sezioni più distanti. In questo caso, il secondo e il terzo stadio della protezione a distanza supportano la protezione situata in una sottostazione adiacente o più distante. Ad esempio, considera la seguente situazione.
Una linea aerea da 110 kV collega due sottostazioni adiacenti A e B e in entrambe le sottostazioni sono installati kit di protezione della distanza. In caso di guasto all'inizio della linea dalla cabina A, interverrà il kit di protezione installato presso questa cabina, mentre la protezione presso la cabina B sosterrà la protezione presso la cabina A. In questo caso, per la protezione A, il danno sarà nell'esercizio del primo stadio, per la protezione B nell'ambito del secondo stadio.
In base al fatto che maggiore è lo stadio, maggiore è il tempo di risposta della protezione, ne consegue che il set A opererà più velocemente del set di protezione B. In questo caso, in caso di guasto del set di protezione A, dopo il tempo impostato per il set di protezione funzionamento del secondo stadio di protezione, interverrà il set B. .
A seconda della lunghezza della linea e della configurazione della sezione del sistema di alimentazione, per una protezione affidabile della linea vengono selezionati il numero di gradini richiesto e l'area di copertura corrispondente.
Come accennato in precedenza, ciascuna delle fasi di protezione ha il proprio tempo di risposta. In questo caso, più il guasto è lontano dalla cabina, maggiore è il tempo di risposta della protezione impostato. In questo modo è assicurata la selettività dell'operazione di protezione nelle sottostazioni adiacenti.
Esiste una cosa come l'accelerazione della protezione. Se un interruttore di linea è scattato da un'azione di protezione della distanza, di norma, in caso di richiusura manuale o automatica dell'interruttore, viene accelerato uno dei suoi gradini (il suo tempo di intervento si riduce).
La protezione a distanza, secondo il principio di funzionamento, monitora in tempo reale i valori di resistenza della linea. Cioè, la determinazione della distanza dal sito del danno viene effettuata indirettamente: ogni valore della resistenza della linea corrisponde al valore della distanza dal sito del danno.
Pertanto, in caso di cortocircuito fase-fase sulla linea di alimentazione, la DZ confronta i valori di resistenza registrati in un dato momento dall'elemento di protezione di misura con i campi di resistenza (campi) specificati per ciascuno dei le fasi.
Se, per un motivo o per l'altro, la tensione della TN-110 kV non arriva ai dispositivi di telerilevamento, al raggiungimento di un certo valore di corrente, la protezione del carico funzionerà in modo errato, diseccitando la linea di alimentazione infatti, in l'assenza di qualsiasi danno. Per prevenire tali situazioni, i dispositivi di telerilevamento hanno una funzione per controllare la presenza di circuiti in tensione, in assenza dei quali la protezione viene automaticamente bloccata.
Inoltre, la protezione della distanza è bloccata in caso di oscillazioni nel sistema di alimentazione. Le oscillazioni si verificano quando il funzionamento sincrono del generatore è disturbato nell'una o nell'altra sezione del sistema elettrico. Questo fenomeno è accompagnato da un aumento della corrente e una diminuzione della tensione nella rete elettrica. Per i dispositivi di protezione dei relè, compreso il telerilevamento, le oscillazioni nel sistema di alimentazione sono percepite come un cortocircuito. Questi fenomeni differiscono nella velocità di variazione delle grandezze elettriche.
In caso di cortocircuito, la variazione di corrente e tensione avviene istantaneamente e, in caso di oscillazioni, con un leggero ritardo. Sulla base di questa caratteristica, la protezione a distanza ha una funzione di blocco, che blocca la protezione in caso di fluttuazione del sistema di alimentazione.
Con un aumento di corrente e una caduta di tensione sulla linea protetta, il blocco consente il funzionamento della DZ per un tempo sufficiente ad attivare uno degli stadi di protezione. Se i valori elettrici (corrente di linea, tensione, resistenza di linea) durante questo tempo non hanno raggiunto i limiti delle impostazioni di protezione impostate, l'elemento di blocco blocca la protezione. Cioè il blocco del telerilevamento permette alla protezione di funzionare in caso di danno reale, ma blocca la protezione in caso di oscillazioni nel sistema di alimentazione.
Quali dispositivi svolgono la funzione di protezione a distanza nelle reti elettriche
Fino all'inizio degli anni 2000 circa, la funzione di tutti i dispositivi di protezione e automazione dei relè, inclusa la funzione di protezione della distanza, era svolta da dispositivi costruiti su un relè di un principio di funzionamento elettromeccanico.
Uno dei blocchi più comuni costruiti sui relè elettromeccanici sono i dispositivi di protezione della distanza EPZ-1636, EShZ 1636, PZ 4M / 1, ecc.
Sono stati sostituiti i suddetti dispositivi che svolgono la funzione di più protezioni di linea a 110 kV, inclusa la protezione di linea remota.
Per quanto riguarda in particolare la protezione della distanza, l'utilizzo di dispositivi a microprocessore per la sua implementazione aumenta notevolmente la precisione del suo funzionamento. Inoltre, un vantaggio significativo è la presenza sui terminali del microprocessore della protezione della funzione di determinazione della posizione del guasto (FLO) - visualizzazione della distanza dalla posizione del guasto della linea, che è fissata dalla protezione della distanza. La distanza è indicata con una precisione di decimi di chilometro, il che semplifica notevolmente la ricerca di danni sulla linea da parte delle squadre di riparazione.
Nel caso di utilizzo di kit di protezione della distanza vecchio stile, il processo di ricerca dei guasti sulla linea diventa molto più complicato, poiché sulle protezioni di tipo elettromeccanico non è possibile fissare l'esatta distanza dalla posizione del guasto.
In alternativa, per poter determinare l'esatta distanza dal sito di guasto, vengono installate delle cabine (PARMA, RECON, Bresler, ecc.), che registrano gli eventi in ogni singolo tratto della rete elettrica.
Se si verifica un danno su una delle linee elettriche, il registrar dei processi di emergenza fornirà informazioni sulla natura del danno e sulla sua distanza dalla cabina, indicando la distanza esatta.
