Электрические станции, 2001, ¹ 9	51

Устройство дальнего резервирования отключения коротких замыканий

Акопян Г. С., èíæ.

Армэнерго

В Армянской энергосистеме с 1977 по 1994 г., т.е. за 17 лет, полностью повредились 19 транс­ форматоров с высшим напряжением 110 кВ, пита­ ющихся от радиальных ВЛ, и сотни ячеек 6, 10 кВ, кабельных линий и токоограничивающих реакто­ ров. Статистика повреждений трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ и ячеек 6, 10 кВ в других энергосистемах на территории б. СССР

примерно такая же, так как принципиальные решения и уровень эксплуатации примерно одинаковые. Таким образом, если не учитывать уровень эксплуатации устройств релейной защиты и коммутационных аппаратов, то основной причиной полного повреждения вышеуказанного оборудова­ ния явились недостатки принципиальных решений по резервированию отключения коротких замыканий на стороне низкого напряжения этих трансформаторов или на линиях 6, 10 кВ, особен­ но реактированных.

Принципиальная невозможность полноценно­ го дальнего (удаленного и местного), а также ближнего резервирования отключения КЗ за трансформаторами или реакторами с помощью максимальных токовых и дистанционных защит, когда к линии подключены два трансформатора разной мощности или один трехобмоточный трансформатор, или один двухобмоточный транс­ форматор с расщепленной обмоткой, или один трансформатор с реактором на стороне низкого на­ пряжения, подробно обоснована1. Заметим, что к одной ВЛ 110 кВ иногда может быть подключено до пяти трансформаторов.

С целью полноценного дальнего резервирова­ ния отключения КЗ за трансформаторами, подключенными к линиям, работающим в радиаль­ ном режиме, а также КЗ на реактированных лини­ ях 6, 10 кВ в Армянской энергосистеме в 1994 г. разработано устройство дальнего резервирования (УДР). Испытания устройства производились осу­ ществлением натурных двухфазных и трехфазных металлических и дуговых КЗ на стороне 10 кВ на двух подстанциях 110 10 кВ. После получения положительных результатов в 1995 г. было организо­ вано производство УДР в содружестве с заводом “Марс” нашей республики. В том же году было завершено внедрение УДР на всех линиях 110 и

1Рубинчик В. А. Резервирование отключения коротких замыканий в электрических сетях. М.: Энергоатомиздат, 1985.

35 кВ, а также на всех трансформаторах, питаю­ щих реактированные линии 6, 10 кВ.

За 6 лет эксплуатации в энергосистеме не было ни одного случая полного повреждения трансфор­ маторов, хотя условия для продолжения статисти­ ки прежних лет (ежегодно повреждалось 19 17 трансформаторов, т.е. более одного трансформато­ ра) имели место.

За тот же период зафиксированное число срабатываний УДР – три, против ожидаемых более шести, объясняется, по всей вероятности, недосто­ верностью информации, свидетельствующей о низком уровне эксплуатации основной релейной защиты или коммутационного аппарата.

В 1995 г. после проведения в ОРГРЭС эксплуатационных испытаний на пригодность примене­ ния в электрических сетях России устройство по­ лучило соответствующий сертификат и рекомен­ довано к применению в энергосистемах Россий­ ской Федерации Департаментом науки и техники РАО “ЕЭС России” (циркулярным письмом от 2 XI 1995 г. за ¹ 02 – 6 20).

Принцип работы УДР основан на измерении по схеме “И” тока и угла между током и напряжением с параллельным включением токовых органов трех фаз, а также угловых органов трех фаз. При превышении током любой из фаз и углом тока лю­ бой из фаз уставок срабатывания, а также наличии обоих условий в течение заданной выдержки вре­ мени устройство действует на отключение.

Устройство устанавливается на головном кон­ це линии 110 или 35 кВ, работающей в радиаль­ ном режиме, с целью резервирования отключения КЗ за трансформаторами или на стороне высокого напряжения трансформаторов и с целью резерви­ рования отключения КЗ на реактированных линиях 6, 10 кВ.

Расчеты показали, что УДР надежно резерви­ рует защиту трансформаторов понизительных подстанций, питающихся от радиальных линий, если номинальная мощность трансформатора со­ ставляет от суммарной мощности всех трансфор­ маторов, присоединенных к питающей линии: для сети 110 кВ – не менее 10%, для сети 35 кВ – не менее 5%.

Устройство содержит встроенные орган выдержки времени, выходное и указательное реле, а так­ же цепи блокировки АПВ и сигнализации при не­ исправности.

52	Электрические станции, 2001, ¹ 9

ê = 2,0 ê = 1,6

ê = 1,4 70° ê = 1,2

ê = 1,0 ê = 0,9

60°
50°
40°
0°			í
10°	20°	30°

Методика выбора уставок срабатывания УДР по току и углу тока должна учитывать:

большую выдержку времени срабатывания УДР из условия согласования с максимальной то­ ковой защитой трансформаторов (3 – 4 с);

последовательную схему включения органов, измеряющих ток и угол тока;

отстройку от бросков тока или угла тока намаг­ ничивания трансформаторов с учетом выдержки УДР при включении линии с подключенными трансформаторами;

отстройку от тока или угла тока самозапуска нагрузки при ее включении с учетом выдержки времени УДР;

коэффициент возврата органов тока и угла тока равен практически единице;

необходимость обеспечения чувствительности при КЗ в зоне, резервируемой с помощью УДР, по току и углу тока одновременно.

Опыт выбора уставок и эксплуатации УДР по­ зволил упростить методику и свести ее к простым формулам.

1. Ток срабатывания защиты

Iñ.ç 0,1Iíîì ,

ãäå Iíîì – сумма номинальных токов трансформа­ торов, питающихся от данной линии 110 или

35êÂ.

2.Угол срабатывания защиты ñ.ç = 50° 60° в зависимости от доли моторной нагрузки.

3.Коэффициент чувствительности защиты по

òîêó

K÷ = Iê.ç.ìèí Iñ.ç 1,5 ,

ãäå Iê.ç.ìèí – ток через место установки УДР при двухфазном КЗ за трансформатором наименьшей

мощности, из всех подключенных к данной линии, или при КЗ на реактированной линии 6, 10 кВ в за­ висимости от места установки УДР; Iñ.ç – ток срабатывания защиты. Коэффициент чувствительно­ сти принимается не менее 1,5 вместо 1,2, исходя из возможности.

4. Чувствительность защиты по углу тока про­

веряется по условию – ñ.ç 5°, где – угол тока, являющегося векторной суммой токов КЗ и нагрузки, который определяется расчетом, либо непосредственно по векторной диаграмме токов и напряжений, построенной в масштабе. Угол с достаточной точностью может быть определен так­ же из номограммы, построенной на рисунке, ãäå

ê = Iê.ç.ìèí Ií.ìàêñ;

Ií.ìàêñ – максимальное значение тока нагрузки ли­ нии.

В заключение отметим, что область примене­ ния УДР может быть расширена после проведения специальных исследований, а также возможность повышения чувствительности УДР при осуществ­ лении измерения аварийных составляющих тока и угла тока.

Исполнение УДР возможно также для измере­ ния реактивной мощности или аварийной состав­ ляющей реактивной мощности.

Выводы

1.Шестилетний опыт эксплуатации устройства дальнего резервирования (УДР) подтвердил прави­ льность нового принципа дальнего резервирова­ ния отключения КЗ за трансформаторами или на реактированных линиях 6, 10 кВ, эксплуатацион­ ную надежность устройства и достаточную точ­ ность упрощенной методики выбора уставок срабатывания УДР.

2.Необходимо изыскание новых принципов

дальнего резервирования отключения КЗ, в част­ ности за трансформаторами, питающимися от ли­ ний с двусторонним питанием.