Высокая надежность работы электроэнергетических систем достигается применением сложных систем управления, функционирующих как в нормальном, так и аварийном режиме. В последнем случае в качестве такой системы используется релейная защита, при построении которой принято многократное резервирование. О проблемах, связанных с построением резервирования, рассуждает наш автор Владимир Нагай. В статье рассмотрены вопросы совершенствования систем ближнего и дальнего резервирования в электрических распределительных сетях напряжением 110 кВ.

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕЗЕРВИРОВАНИЯ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЯХ 110 кВ Владимир Нагай, д. т. н., профессор кафедры «Электрические станции», зам. директора НИИ Энергетики Южно-Российского государственного технического университета (НПИ), г. Новочеркасск

Объект рассмотрения
Электрические распределительные сети напряжением 6–110 кВ являются в настоящее время одними из наиболее разветвленных и протяженных, по которым осуществляется питание потребителей различного назначения. Примером распределительной сети 110 кВ может служить ее фрагмент, приведенный на рис.1.

Рис 1.

В значительной степени надежность работы этих сетей зависит от релейной защиты и автоматики, одним из видов которой являются резервные защиты, рассматриваемые ниже. Наибольшей эффективностью обладает ближнее резервирование (БР) [1], как по информационному совершенству, так и по меньшему объему отключаемых элементов сети, по сравнению с системой дальнего резервирования (ДР). При этом полностью отказаться от ДР нельзя из-за возможного отказа системы БР, а также коммутационных аппаратов, особенно на подстанциях с упрощенными схемами первичных и вторичных соединений.
ДР может считаться достаточно эффективным, если в большинстве режимов обеспечивается требуемая чувствительность защит при коротких замыканиях (КЗ) на предыдущем участке сети и в результате действия КЗ маловероятны тяжелые последствия из-за нарушения электроснабжения ответственных потребителей. Выполнение требований обеспечения чувствительности наталкивается на ряд серьезных трудностей, особенно в разветвленных электрических сетях [1,2]. Это проявляется как при однофазных и междуфазных КЗ, так и при сложных видах повреждений, например, при продольно-поперечной несимметрии (ППН).
Имеющиеся проблемы обеспечения ДР [2] не означают отказ от его применения, а лишь подчеркивают важность осуществления мероприятий, повышающих его эффективность [3,4]. В настоящее время в соответствии с ПУЭ допустимо не обеспечивать ДР при наличии БР, если первое требует сложных мероприятий или вообще технически невозможно. Такой подход к построению системы резервирования отражает существующие опыт эксплуатации и уровень техники. Однако при этом не учитываются возможности технического совершенствования релейной защиты ДР.

Проблемы построения защит БР и ДР
Основными проблемами построения системы БР являются:

• отсутствие полноценного обмена информацией между защитами разных уровней напряжения на подстанции;
• отсутствие надежного питания резервных защит;
• неработоспособность основных и низкая чувствительность резервных защит трансформаторов при ППН.

• недостаточная чувствительность токовых направленных защит нулевой последовательности (ТЗНП) ВЛ при однофазных КЗ и ППН, возможные излишние действия;
• недостаточная чувствительность защит ВЛ при междуфазных КЗ за трансформаторами ответвительных (ОП) и проходных (промежуточных) (ПП) подстанций.

Рис 2. Зависимости модулей и аргументов токов нагрузочных режимов с учетом пуска ЭД (A) и зависимости параметров короткозамкнутой цепи «ВЛ с ответвлениями – трансформатор – переходное сопротивление электрической дуги» с учетом подпитки со стороны низшего напряжения (B). (A) (B) Рис 3. Зависимости модулей и аргументов токов нагрузочных режимов с учетом комплексной нагрузки (A) и при наличии на подстанциях батарей высоковольтных конденсаторов (B). (A) (B) Рис 4. Области различных режимов продольно-поперечной несимметрии в плоскости контролируемых токов симметричных составляющих (а) и фазных токов (б) для радиальной линии с трансформаторами на ответвлении. (A) (B) БР ДР

Факторы, влияющие на распознаваемость режимов На протяженных линиях распределительных сетей, подключенных к шинам мощных питающих подстанций, напряжение нулевой последовательности при КЗ в конце зоны действия третьей и четвертой ступеней, как правило, сопоставимо с напряжением небаланса, что ограничивает их чувствительность. Построение распределительных сетей по схемам «линия – трансформатор», «параллельные линии с ОП и ПП при наличии взаимоиндукции между цепями» затрудняет в некоторых случаях выполнение селективной защиты на неповрежденной линии [5]. Зачастую в этом случае не являются эффективными мероприятия по применению блокирующих реле направления мощности (РНМ) или смещения по току. Еще более затруднено выявление ППН (разрывы фазных проводов ВЛ и их обрывы с одновременным КЗ со стороны трансформаторов питаемых подстанций), особенно на линиях при наличии взаимоиндукции между цепями. На чувствительность резервных защит от междуфазных КЗ существенное значение оказывают режимы пуска (самозапуска) электродвигателей (ЭД) и наличие переходного сопротивления (ПС) в месте КЗ [1,2], что иллюстрируется рис. 2, показывающим изменение контролируемых защитами ДР параметров в зависимости от влияния двигательной нагрузки (рис. 2, а) и ПС электрической дуги (рис. 2, б). Предельные относительные значения (за базу приняты параметры номинального нагрузочного режима) модулей I*л.п и аргументов F*S токов (рис. 2, а) со стороны питающей подстанции при условии успешности самозапусков ЭД (напряжение на их вводах U*дв=Uдв/Uн) составляют не менее 60% от номинального напряжения Uн [6]), а доля двигательной нагрузки kдЈ0,1-0,5. Напряжение на столбе электрической дуги достигает 30% от UH при КЗ на стороне низшего напряжения подстанции, и наличии подпитки с этой же стороны приводит к изменению параметров контролируемых сигналов (Z*к , I*к , F*к) до 35%. Защиты ДР от междуфазных КЗ за трансформаторами, как правило, не требовали столь пристального внимания специалистов к их работе в режиме бросков намагничивающего тока (БНТ), так как эти токи к моменту их срабатывания tср затухают [4,7,8]. Учет ДР требовался только при ускорении действия отдельных ступеней ТЗНП [7]. Однако стремление обеспечить чувствительность защиты ДР при КЗ за трансформатором ОП привело к разработке алгоритмов функционирования защит, токи срабатывания которых составляют (0,05...0,2)Iнг max', где Iнг max– максимальный нагрузочный ток защищаемой линии [2, 8, 9]. При выборе параметров защит ДР, как правило, пренебрегают влиянием изменения сопротивления узлов комплексной нагрузки (КН). Исключением являются только случаи подпитки места КЗ от мощных синхронных и асинхронных ЭД в начальный период аварийного режима. При КЗ за трансформаторами ОП приходится считаться с составляющей тока нагрузки. Учёт нагрузки постоянным (неизменным от напряжения) сопротивлением приводит к погрешностям, что обусловлено изменением напряжения в месте подключения КН при КЗ за трансформаторами смежных подстанций [2]. Учет нагрузок статическими характеристиками позволяет учесть их влияние на токи КЗ для резервных защит, действующих со значительными выдержками времени, что иллюстрируется зависимостями

модулей I_* и аргументов F_* токов со стороны питающей подстанции на рис. 3, а, где m– отношение суммарной мощности КН защищаемой линии к мощности трансформатора, за которым произошло КЗ.
В рассматриваемых сетях основными устройствами регулирования напряжения являются синхронные компенсаторы (СК) и батареи конденсаторов (БК). Причем первые, как правило, устанавливаются на крупных районных подстанциях, а вторые – в распределительных сетях, как можно ближе к потребителям энергии. При проектировании защит ДР необходимо учитывать наличие в сети компенсирующих устройств [2] (a – доля емкостного тока в токе КЗ), так как они оказывают существенное влияние не только на модули токов нагрузки (b; – доля тока нагрузки) и КЗ (I_*к), но и особенно на их аргументы, что необходимо учитывать при проверке чувствительности защиты ДР из-за снижения тока КЗ (рис. 3, б).
Как указывалось выше, еще одним видом повреждения в рассматриваемых сетях являются режимы ППН, причем как при наличии КЗ, так и без них. Необходимо отметить, что специальные защиты от данных видов повреждения практически отсутствуют, что, кстати, и не предусматривается ПУЭ. Это обусловлено как меньшим термическим воздействием на электроустановки и возможностью их более длительной работы в рассматриваемых режимах, так и дополнительными затратами при оснащении электрических сетей рассматриваемой защитой.
В некоторых случаях эти режимы могут привести к повреждениям ЭД, трансформаторов, неселективному отключению смежных ВЛ и т.д. Подобные аварии возникали в распределительных электрических сетях и приводили в некоторых случаях к повреждению трансформаторов [10]. Включение короткозамыкателя на питаемой подстанции, установленного в той же фазе, что и фаза с разрывом и КЗ, приводит к увеличению тока всего на 35%. Стремление к распознаванию ППН привело к включению дополнительной ступени (пятой) ТЗНП на воздушных ВЛ напряжением 110 кВ, недопустимо увеличивающей нагрузку на измерительные трансформаторы тока (ТТ).
Эти аргументы свидетельствуют о необходимости разработки мероприятий и устройств для своевременного выявления и ликвидации указанных режимов ППН, например, изложенных в [2,11,12], что может быть выполнено как простыми средствами, так и контролем нескольких признаков входных сигналов. Это продемонстрировано на рис.4, на котором приняты обозначения: I_*2, I_*0 – модули токов обратной и нулевой последовательностей; I_*b, I_*c– модули токов фаз без обрывов, а индексы у соответствующих областей токов обозначают вид короткого замыкания на стороне высшего напряжения (Y) и на стороне низшего напряжения трансформатора при соединении обмоток в треугольник (D). Все токи приведены к току трехфазного КЗ за рассматриваемым трансформатором I_КЗ М'. Наличие областей непересекающихся режимов позволяет выполнить однозначное их распознавание, а в пересекающихся областях, где затруднено распознавание (отмечено красными линиями на рис.4), необходимо расширение информационной базы защиты.
На ПП для реализации ТЗНП требуется установка измерительных трансформаторов напряжения (ТН) на стороне высшего напряжения, которые следует применять при необходимости учета энергии на стороне высшего напряжения подстанции. Если это требование отсутствует, то возможен отказ от их установки, при этом должны быть использованы избиратели поврежденного присоединения другого типа, не требующие контроля напряжения [11,14].

Совершенствование системы БР
Одним из вариантов построения защиты БР на ОП может быть установка дополнительной защиты на трансформаторах, контролирующей фазные токи и токи симметричных составляющих, что позволит выполнить воздействие на коммутационные аппараты высшего напряжения (короткозамыкатели и отделители) при любых видах повреждений. Для повышения надежности резервирования питание защиты может осуществляться от ТТ, а воздействие на коммутационный аппарат – через дополнительный электромагнит отключения (включения). Данная защита может быть предусмотрена для резервирования отказов защит самого трансформатора, а также должна обеспечивать работу в режимах ППН, при обрыве фазного провода, недовключении одной из фаз коммутационного аппарата. При этом может быть предусмотрено распознавание аварийного режима, что облегчит анализ аварийной ситуации.
Система БР также может быть усовершенствована, а время отключения существенно снижено, как это предложено в [13], за счет обмена информацией между защитами сторон низшего и высшего напряжения ОП и ПП. Возможно ускорение резервных защит при действии дуговых защит на стороне низшего напряжения, на ошиновке между трансформатором и комплектным распределительным устройством, при переходе однофазного замыкания на землю на стороне низшего напряжения в двойное замыкание на землю и т.д.
Вопрос повышения чувствительности ТЗНП проходных подстанций (рис. 1) может быть решен путем отказа от РНМ и использования токовых избирателей поврежденного присоединения, подключаемых к ТТ линий, трансформаторов, секционного выключателя и в некоторых случаях нейтралей трансформаторов. Выбор поврежденного присоединения осуществляе-тся по большему току [14], что позволяет отказаться от при-менения цепей напряжения, и, как следствие, возможно исключение ТН на стороне высшего напряжения, упрощающее схему первичных соединений подстанции. Этот же подход может быть использован и на радиальных линиях, питающих мощные трансформаторы (рис.1), и при наличии взаимоиндукции между цепями, когда возможно неправильное действие защиты при стремлении обеспечить ее требуемую чувствительность.

Примеры реализации защит БР и ДР
На основе рассмотренных подходов в ЮРГТУ (НПИ) разработан ряд устройств релейной защиты ближнего (типа БРУТ-03) (рис.5) и дальнего резервирования (типа КЕДР-07) (рис. 5) трансформаторов ОП и ПП. Защита БР реализует описанный выше подход, а защиты ДР реализуют алгоритмы контроля модулей и аргументов фазных токов и их ортогональных составляющих, приращений указанных токов, токов и напряжений обратной, нулевой и прямой последовательности. Область уставок адаптивного устройства КЕДР-07 формируется в зависимости не только от параметров защищаемой сети, но и от ее предшествующего режима. Устройства защиты ДР типа КЕДР имеют гибкую структуру, реализованы на современной микропроцессорной элементной базе и могут также использоваться в качестве защиты БР ответвительных и проходных подстанций.
В заключение необходимо отметить, что рассмотренные подходы к построению системы БР и ДР в распределительных сетях, содержащих ОП и ПП, позволяют повысить информационное и техническое совершенство защит, их реализующих, и обеспечить работоспособность не только при КЗ, но и при ППН.

ЛИТЕРАТУРА:

1. Рубинчик В.А. Резервирование отключений коротких замыканий в электрических сетях. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 120 с.
2. Нагай В.И. Релейная защита ответвительных подстанций электрических сетей. – М.: Энергоатомиздат, 2002. – 312 с.
3. О мерах предотвращения развития аварий, связанных с недостаточно эффективным дальним резервированием // Сборник директивных материалов по эксплуатации энергосистем. Электротехническая часть. П. 4.19. – М.: Энергоатомиздат, 1981. – С. 91–94.
4. Информационное письмо Департамента науки и техники РАО «ЕЭС России» ИП 1-96(э) от 30.09.1996 «О совершенствовании ближнего и дальнего резервирования работы устройств РЗА распределительных сетей 6–110 кВ».
5. Руководящие указания по релейной защите. Вып. 12. Токовая защита нулевой последовательности от замыканий на землю линий 110–500 кВ. Расчеты. – М.: Энергия, 1980. – 88 с.
6. Шабад М.А. Защита трансформаторов распределительных сетей. – Л.: Энергоатомиздат, 1981. – 136 с.
7. Засыпкин А.С. Релейная защита трансформаторов. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 240 с.
8. Клецель М.Я., Никитин К.И. Анализ чувствительности резервных защит распределительных сетей энергосистем // Электричество. – 1992. – N 2. – C. 19–23.
9. Нагай В.И., Чижов К.В., Сарры С.В., Котлов М.М., Ольшанский Г.Г. Совершенствование направленных максимально-токовых защит для дальнего резервирования радиальных воздушных линий с трансформаторами на ответвлениях // Электрические станции. – 1998. – N 11. – С. 39–43.
10. Сборник аннотаций информационных писем служб релейной защиты и автоматики ЦДУ, ОДУ и энергосистем. – М.: ЦДУ ЕЭС России, 1998. – 113 с.
11. Маруда И.Ф. Релейная защита линий 110–220 кВ при разрывах фаз // Электрические станции. – 2002. – N 1. – С. 40–42.
12. Нагай В.И., Нагай В.В., Сарры С.В., Лысенко В.М., Махров Б.Ф. Релейная защита с распознаванием режимов продольно-поперечной несимметрии – Сб. тез. докл. XV научн.-техн. конф. «Релейная защита и автоматика 2002». – М.: ЦДУ ЕЭС России, 2002. – С. 48–50.
13. Котлов М.М., Нагай В.И., Сарры С.В. Повышение эффективности ближнего резервирования защит подстанций 110/10/6 кВ // Электрические станции. – 1997. – N 8. – С. 68–73.
14. Маруда И.Ф. Релейная защита проходных подстанций без трансформаторов напряжения на стороне 110 кВ // Электрические станции. – 1999. – N 4. – С. 52–56.
15. Павлов А.О., Григорьев О.Н. Адаптивная защита дальнего резервирования отпаечных трансформаторов «Бреслер-0301»//Сб. тез. докл. XIV научн.-техн. конф. «Релейная защита и автоматика энергосистем 2000» – М.: ЦДУ ЕЭС России, 2000, – С.103–105.
16. Лямец Ю.Я., Ефимов Е.Б., Нудельман Г.С., Законьшек Я. Принцип информационного совершенства релейной защиты // Электротехника. – 2001. – N 2. – С. 30–34.