В распределительных сетях России сейчас имеется значительное число подстанций, выполненных по упрощенным схемам первичной и вторичной коммутации с использованием отделителей и короткозамыкателей в качестве коммутационных аппаратов и с питанием цепей релейной защиты и автоматики от специальных блоков питания вместо аккумуляторных батарей. Наметившиеся тенденции замены отделителей и короткозамыкателей на полноценные выключатели не позволяют полностью решить проблему надежности работы ответвительных и промежуточных подстанций. В частности, замена отделителя на выключатель затрудняет резервирование при отказе данного выключателя. Это показывает, что кардинально проблему ближнего и дальнего резервирования рассмотренное мероприятие не решает. Свое видение решения проблемы дальнего резервирования сегодня предлагает Иван Владимирович Нагай.

Иван Нагай, ведущий инженер НИИ Энергетики Южно-Российского государственного технического университета (Новочеркасского политехнического института)

ДАЛЬНЕЕ РЕЗЕРВИРОВАНИЕ В СЕТЯХ 6–110 кВ.
Проблемы и решения

Проблема ближнего резервирования может быть, например, решена за счет применения отделителя и выключателя на стороне высшего напряжения (ВН), что показано в [1], использования системы ближнего резервирования с расширенной информацией о токах и напряжениях сторон ВН, среднего (СН) и низшего (НН) напряжения. Решение проблемы дальнего резервирования (ДР) наталкивается на значительно большие трудности, что обусловлено рядом факторов, представленных на рис. 1.

Рис. 1. Основные влияющие факторы на чувствительность защит дальнего резервирования ответвительных и промежуточных подстанций

Оценка влияющих факторов

Двигательная нагрузка
Наличие двигательной нагрузки на рассматриваемых ПС утяжеляет условия выбора параметров срабатывания резервных защит, т.к. это вызывает увеличение модулей токов линий и особенно их аргументов, что приводит к появлению между областью нагрузок (НР), областью аварийных режимов (КЗ) (рис. 2) области пусковых режимов (ПР) или области самозапусков электродвигателей (возникающих при действии автоматического повторного включения (АПВ) и автоматического ввода резерва (АВР)). При этом возможно пересечение областей КЗ и ПР, что не позволяет обеспечить распознавание этих режимов и, как следствие, построить чувствительную резервную защиту.

Рис. 2. Области нагрузочных режимов, пусковых режимов и аварийных режимов защищаемой сети

Области режимов защищаемой распределительной сети (рис. 2) построены в координатах активной (I_а) и реактивной (I_р) составляющих токов и могут быть описаны как:

,

,

где k_СТ, k_Д – доля статической и двигательной нагрузки;
I_*ПД – относительный пусковой ток двигателя, равный отношению его пускового тока к номинальному току;
φ_НГ, φ_ПД – аргументы тока нагрузки и пускового тока.

Минимальное и максимальное значения модулей и аргументов токов в пусковом режиме с наложением тока статической нагрузки определяются при условии, что напряжение на зажимах защит электродвигателей ≥(0,55÷0,7)U_ном, а φ_НГ min ≤ φ_НГ ≤ φ_НГ max, φ_ПД min ≤ φ_НГ ≤ φ_ПД max, k_СТ = 1 – k_Д.

Из-за сопоставимости токов нагрузки и токов КЗ за трансформаторами ответвительных (промежуточных) подстанций будет целесообразен учет комплексной нагрузки сопротивлением, зависящим от напряжения, Z_НГК = ƒ(U). Снижение напряжения на стороне высшего напряжения трансформаторов ответвительных (промежуточных) подстанций на 5–10% приводит к уменьшению модулей и аргументов токов нагрузки на 5–10% и 2–5% соответственно [1, 2].

Влияние батарей конденсаторов
Существенное значение при построении защит дальнего резервирования имеет учет влияния емкостной составляющей в токах нагрузочного и аварийного режимов [1, 2]. Данная составляющая должна учитываться при наличии высоковольтных батарей конденсаторов (БК), устанавливаемых для компенсации реактивной мощности в сети. Модуль I_*ВЛ и аргумент φ_ВЛ токов со стороны питающей подстанции за трансформатором минимальной мощности можно описать выражениями:

,

,

где α = I_C / I_КЗmin;
β = I_ВЛ / I_КЗmin;
I_КЗmin– ток КЗ за трансформатором минимальной мощности;
I_ВЛ – ток нагрузки ВЛ, за исключением тока нагрузки поврежденного трансформатора.

При этом минимальное значение тока I_*ВЛ возможно при α = 1 + β sinφ_НГ. Таким образом, наличие БК приводит к снижению тока КЗ, т.е. снижается чувствительность резервных защит. Особенно это актуально для защит, измерительные органы которых реагируют на аварийные составляющие, и направленных защит [1]. Например, отключение мощной БК эквивалентно приращению индуктивной составляющей тока при КЗ за маломощным трансформатором.

Бросок намагничивающего тока
Для выбора параметров срабатывания резервных защит от междуфазных КЗ влияние броска намагничивающего тока (БНТ), как правило, не является определяющим по сравнению с токовыми защитами нулевой последовательности. Это обусловлено затуханием токов БНТ к моменту срабатывания резервных защит, выдержка времени которых, как правило, составляет t_ср ≥ 1,5 с. Однако стремление обеспечить чувствительность резервных защит к повреждениям за трансформаторами мощностью S_mp ≤ 10 МВА потребовало снизить токи срабатывания до уровней сопоставимых с токами затухающего БНТ к моменту ее срабатывания. Это потребовало уточнения расчетных значений тока срабатывания с учетом БНТ [1, 2], который может быть представлен в виде:

где – суммарная мощность трансформаторов, включаемых на холостой ход;
I_*1Г – относительное значение тока первой гармоники;
I_m – амплитудное значение тока БНТ;
A₀ = ψ_*r + E_* – ψ_*S, ψ_*r, ψ_*S – относительное потокосцепление, соответствующее остаточной индукции B_*r и насыщения B_*S;
t_ср – время срабатывания защиты;
T_экв – эквивалентная постоянная времени сети при включении трансформаторов на холостой ход.

Переходное сопротивление
Наличие переходного сопротивления в месте повреждения приводит к снижению как модуля тока, так и его аргументов. Это отражено на рис. 2 в виде движения области аварийных режимов в сторону пусковых режимов и в предельном случае приводит к их пересечению, что затрудняет их распознавание. Переходное сопротивление при междуфазных КЗ в базисе короткозамкнутой цепи можно приближенно представить в виде:

где U_*∂ = U_∂ / U_ном, U_∂ – падение напряжение на столбе дуги, величина которого определяется напряженностью электрического поля E_∂ и длиной столба дуги l_∂; U_ном – номинальное междуфазное напряжение.

Сопротивление короткозамкнутой цепи с учетом переходного сопротивления зависит от сопротивления защищаемого трансформатора [2] и может быть представлено в виде:

,

где r_*T, x_*T – относительные активное и реактивное сопротивления защищаемого трансформатора;
φ_T – аргумент сопротивления трансформатора.

Также одним из основных факторов, ограничивающих чувствительность, являются нагрузочные режимы, токи которых могут превышать токи КЗ за маломощными трансформаторами. Например, при наличии на ВЛ трансформатора S_mp = 2,5 МВА и предельной нагрузки ВЛ, определяемой термической стойкостью проводов (ВЛ 110 кВ до 600 А), отношение токов нагрузки к токам КЗ находится в диапазоне 4–5.

Пути решения

Сейчас состояние проблемы дальнего резервирования защит трансформаторов ответвительных (промежуточных) подстанций можно отразить диаграммой, представленной на рис. 3.

Рис. 3. Зоны чувствительности традиционных и адаптивных защит

Защиты с традиционными алгоритмами (токовые и дистанционные защиты) обеспечивают резервирование трансформаторов S_mp ≥ 10 МВА. Причем их эффективность резко снижается на транзитных ВЛ из-за наличия токораспределения по концам питающих линий. Использование современных микропроцессорных резервных защит с новыми алгоритмами функционирования [3–10] позволяет существенно повысить чувствительность защит. Например, для ВЛ 110 кВ с трансформаторами минимальной мощности 2,5 МВА удается получить коэффициент чувствительности k_ч > 1,2. Перечень основных способов повышения чувствительности приведен на рис. 4.

Рис. 4. Способы повышения эффективности защит дальнего резервирования

Контроль ортогональных составляющих токов (сопротивлений) позволяет обеспечить распознавание аварийных и нагрузочных режимов при относительно малой доле двигательной нагрузки [1, 2, 4, 5]. Эффективным средством в распознавании повреждений является использование симметричных составляющих токов обратной и прямой последовательностей. При этом возможно выявление несимметричных повреждений за трансформаторами с разными группами соединений обмоток [2, 6, 7]. Влияние нагрузочного режима в данном случае минимально.

Развитием способа контроля ортогональных составляющих является контроль аварийных составляющих, в том числе фазных токов и сопротивлений. Достоинством является практическая отстроенность от нагрузочного режима, а недостатками – необходимость учета приращений контролируемых величин в цикле АПВ, АВР, коммутации батарей конденсаторов и т.д. Расширение информационной базы позволяет контролировать состояние защищаемого объекта в n-мерном пространстве, используя принцип многопараметрических защит [8–10]. При этом области аварийных режимов и области альтернативных режимов удается удалить друг от друга на расстояние, достаточное для распознавания повреждений.

Построение защит с адаптацией к режимам защищаемого оборудования позволяет также увеличить их чувствительность к повреждениям за электрически удаленными объектами, к которым относятся трансформаторы ответвительных и промежуточных подстанций. Примерами подобных защит могут служить технические решения [1, 2, 4, 5], обеспечивающие изменение уставок в зависимости от предшествующего режима электрической сети. Эффективность подобных решений возрастает с использованием информации от других концов защищаемой линии, в том числе и с ответвительных и промежуточных подстанций, что требует использования каналов связи между ними.

Выводы

1. Наличие переходного сопротивления в месте повреждения и батарей конденсаторов приводит к снижению как модулей, так и аргументов токов аварийных режимов, что должно быть учтено при построении токовых, токовых направленных защит и защит, реагирующих на аварийные составляющие токов, сопротивлений и т.д.
2. Условия отстройки от режимов пуска и самозапуска электродвигателей зачастую являются необоснованно завышенными, и поэтому в статье уточнены реальные области их существования.
3. Отстройка от нагрузочных режимов, токи которых превышают токи КЗ за маломощными трансформаторами, достигается за счет использования защит, контролирующих аварийные составляющие токов, сопротивлений, с адаптацией к режимам включения ВЛ.
4. Областью использования токовых и токовых направленных защит с регулируемыми угловыми характеристиками, защит с контролем ортогональных составляющих в целях обеспечения дальнего резервирования маломощных трансформаторов являются слабонагруженные ВЛ.
5. Областью использования защит с контролем аварийных составляющих являются сильнонагруженные радиальные и транзитные ВЛ с ответвительными подстанциями.
6. Областью использования резервных защит с контролем n-параметров в многомерном пространстве признаков являются как радиальные, так и транзитные ВЛ. При этом возможна селекция сложных видов повреждений с многократной продольно-поперечной несимметрией.

Литература

1. Нагай В.И., Маруда И.Ф., Нагай В.В. Резервирование релейной защиты и коммутационных аппаратов электрических распределительных сетей. Ростов-на-Дону: Изд-во журнала «Известия вузов. Северо-Кавказский регион», 2009. 316 с.
2. Нагай В.И. Релейная защита ответвительных подстанций электрических сетей. М.: Энергоатомиздат, 2002. 312 с.
3. Гарке В.Г., Жегалов А.А., Иванов И.Ю. и др. Развитие микропроцессорных устройств релейной защиты, автоматики и управления (МР РЗАУ) электрических систем // Релейная защита и автоматика энергосистем: сб. докл. ХХ конф., г. Москва, 1–4 июня 2010 г. М.: Науч.-инж. инф. агентство, 2010. С. 203–209.
4. Нагай В.И., Нагай В.В., Нагай И.В. Адаптивные измерительные органы аварийных составляющих резервных защит электрических распределительных сетей // Современные направления развития систем релейной защиты и автоматики энергосистем: сб. докл. Междунар. науч.-техн. конф., г. Москва, 7–10 сентября 2009 г. / М.: Науч.-инж. инф. агентство, 2009. С. 134–140.
5. Васильев Д.С., Еремеев Д.Г. Высокочувствительная защита дальнего резервирования линий электропередачи // Релейная защита и автоматика современных энергосистем: сб. докл. Междунар. конф., г. Чебоксары, 9–13 сентября 2007 г. М.: Науч.-инж. инф. агентство, 2009. С. 471–479.
6. Клецель М.Я., Стинский А.С., Шахаев К.Т., Никитин К.И. Пос-троение резервных защит, использующих закон Кирхгофа и сравнение знака мощности // Релейная защита и автоматика энергосистем: сб. докл. ХХ конф., г. Москва, 1–4 июня 2010 г. / М.: Науч.-инж. инф. агентство, 2010. С. 267–271.
7. Клецель М.Я., Стинский А.С. Алгоритмы для повышения чувствительности резервных защит трансформаторов к удаленным двухфазным КЗ // Современные направления развития систем релейной защиты и автоматики энергосистем: сб. докл. Междунар. науч.-техн. конф., г. Москва, 7–10 сентября 2009 г. М.: Науч.-инж. инф. агентство, 2009. С. 390–394.
8. Лямец Ю.Я., Нудельман Г.С., Кержаев Д.В., Романов Ю.В. Многомерная релейная защита // Современные направления развития систем релейной защиты и автоматики энергосистем: сб. докл. Междунар. науч.-техн. конф., г. Москва, 7–10 сентября 2009 г. М.: Науч.-инж. инф. агентство, 2009. С. 105–111.
9. Подшивалин А.Н., Климатова И.Г. Применение многомерной защиты: методики расчета уставок и проведение испытаний// Современные направления развития систем релейной защиты и автоматики энергосистем: сб. докл. Междунар. науч-техн. конф., г. Москва, 7–10 сентября 2009 г. М.: Науч.-инж. инф. агентство, 2009. С. 112–121.
10. Нагай И.В. Построение многопараметрических защит дальнего резервирования с повышенной распознаваемостью повреждений // Релейная защита и автоматика энергосистем: сб. докл. ХХ конф., г. Москва, 1–4 июня 2010 г. М.: Науч.-инж. инф. агентство, 2010. С. 264–266.