Релейная защита

Ответвительные и промежуточные подстанции электрических распределительных сетей напряжением 110 кВ являются одним из самых распространенных источников питания потребителей. Модернизация данных подстанций, связанная с заменой разъединителей и короткозамыкателей на полноценные выключатели и оснащением их современными микропроцессорными защитами, к сожалению, не привела к снятию проблемы их резервирования, что подтверждается рядом публикаций [1–3].
Специалисты из Новочеркасска предлагают алгоритм формирования контролируемых сигналов на основе аварийных составляющих с адаптивным торможением.

РЕЗЕРВНЫЕ ЗАЩИТЫ РАСПРЕДСЕТЕЙ 110 кВ
Пути совершенствования

Иван Нагай, к.т.н.,
Павел Киреев, инженер
Владимир Нагай, д.т.н.,
ФГБОУ ВПО «Южно-Российский государственный политехнический университет (НПИ) имени М.И. Платова»,
г. Новочеркасск

Актуальность резервирования обусловлена трудностью распознавания аварийных режимов на фоне нормальных нагрузочных режимов, пусковых режимов мощных электродвигателей, режимов включения силовых трансформаторов на холостой ход и т.д. Наличие переходного сопротивления в месте повреждения вызывает снижение тока и приводит к увеличению сопротивления короткозамкнутой цепи, что способствует смещению области аварийного режима в сторону области нагрузочного режима и может вызвать пересечение этих областей.

СХЕМА СЕТИ ПРИ НАЛИЧИИ ПОДПИТКИ

Для схем электрических сетей, представленных на рис. 1, сопротивление короткозамкнутой цепи составляет:

Z_кз = = (R_экв + R_общ) + j(X_экв + X_общ),

а ток КЗ за трансформатором –

І_кз = _экв / (Z_экв + Z_д),

где R_общ, X_общ – активная и реактивная составляющие сопротивления короткозамкнутой цепи (здесь и далее подразумевается, что символы с надсимвольной точкой или подчеркиванием обозначают векторные, комплексные величины; иные – модули соответствующих величин).

Рис. 1. Схема защищаемой сети при наличии подпитки со стороны высшего напряжения (а) и со стороны низшего напряжения (б)

Для схемы на рис. 1а:

R_общ = R_тр + R_д; X_общ = X_ТР; Z₁ = Z_G1 + Z_W1; Z₂ = Z_G2 + Z_W2,

а для схемы на рис. 1б:

R_общ = R_д; Z₁ = Z_G1 + Z_W1 + Z_ТР; Z₂ = Z_G2 + Z_W2,

где Z_G1, Z_G2 – сопротивление систем G1 и G2, Z_W1, Z_W2 – сопротивление ВЛ W1 и W2.

Междуфазные короткие замыкания (КЗ) на стороне низшего (среднего) напряжения рассматриваемых подстанций (ПС), как правило, сопровождаются горением электрической дуги между токоведущими частями, т.е. наличием переходного сопротивления в месте повреждения. Величина переходного сопротивления [4–8], определяемого параметрами столба высоковольтной электрической дуги: длиной столба дуги _д, напряженностью электрического поля E_д и сопротивлением короткозамкнутой цепи (рис. 1), может быть представлена как:

(1)

где U_Д – падение напряжения на столбе электрической дуги;
_Êэкв – эквивалентная ЭДС двух источников Ê₁ и Ê₂;
Z₁, Z₂ – сопротивление систем G1 и G2;
R_экв, X_экв, φ_экв – активная, реактивная составляющие сопротивления Z_экв и его аргумент соответственно;
Z_ТР – сопротивление трансформатора.

При наличии подпитки со стороны высшего напряжения [9] (рис.1а) принято допущение, что Ê₁ ≈ Ê₂. Токи со стороны передающей Î1 и приемной Î2 сторон транзитной ВЛ при междуфазном КЗ на стороне низшего напряжения трансформатора Т1 и наличии переходного сопротивления:

(2)

а их сопротивления соответственно: Z_rel1 = (Ê₁ – Î₁Z_G1) / Î₁ и Z_rel2 = (Ê₂ – Î₂Z_G2) / Î₂.

Амплитудно-фазовые портреты рассматриваемого режима для следующих параметров электрической сети:

• S_тр = (2,5÷16) МВА;
• Z_G1 = (2÷5)e^j75° Ом;
• Z_G2 = (2÷10)e^j75° Ом;
• Z_W1 = (2÷15)e^{j(65°÷75°)} Ом;
• Z_W2 = (2÷15)e^{j(65°÷75°)} Ом;
• 0,95Êle^{j(–5°÷5°)} ≤ Ê₂ ≤ 1,05Êle^{j(–5°÷5°)};
• 0 ≤ U_д ≤ U_ном

приведены на рис. 2.

Рис. 2. Области сопротивлений (а) (1 – Z_rel1; 2 – Z_rel2) и токов (б) (1 – I₁; 2 – I₂) со стороны передающей (1) и приемной (2) подстанций транзитной ВЛ при междуфазном КЗ на стороне низшего напряжения трансформатора и наличии переходного сопротивления

При этом за базу приняты сопротивление защищаемого трансформатора Z_ТР (его реактивная составляющая X_ТР) и ток КЗ I_kzt.

Диапазон изменения сопротивлений:

1,05 ≤ Z_rel1 / Z_ТР ≤ 1,8 и 0,9 ≤ Z_rel1 / Z_ТР ≤ 1,75;

их аргументы: 45° ≤ φI₁ ≤ 100° и 80° ≤ φI₂ ≤ 130°;

модули токов: 0,55 ≤ I₁ ≤ I_ТР ≤ 1,0 и 0,6 ≤ I₂ ≤ I_ТР ≤ 1,2.

При подпитке со стороны низшего напряжения трансформатора, что возможно при включении секционного выключателя на стороне НН (рис. 3 а, б) или наличии мощных электродвигателей (рис. 3 в, г), также происходит существенное изменение модулей и аргументов сопротивлений и токов.

Рис. 3. Амплитудно-фазовые портреты сопротивлений и токов со стороны питающей подстанции при междуфазном КЗ на стороне низшего напряжения трансформатора и наличии подпитки со стороны низшего напряжения и переходного сопротивления:
а) 1 – сопротивление Z_k / Z_ТР, 2 – ток I_k / I_ТР;
б) 3 – Z_k / Z_ТР для S_тр = 6,3 МВА, 4 – Z_k / Z_ТР для S_ТР = 25 МВА, 5 – I_k / I_ТР для S_ТР = 6,3МВА, 6 – I_k / I_ТР для S_ТР = 25 МВА– при наличии подпитки от трансформатора Т2;
в) 1 – сопротивление Z_k / Z_ТР, 2 – ток I_k / I_ТР;
г) 3 – Z_k / Z_ТР для S_ТР = 6,3 МВА, 4 – Z_k / Z_ТР для S_ТР = 25 МВА, 5 – I_k / I_ТР для S_ТР = 6,3 МВА, 6 – I_k / I_ТР для S_ТР = 25 МВА– при наличии подпитки от ЭД, напряжение на выводах которого равно U_ЭД = 0,5 U_ном

Необходимо отметить, что в первом случае напряжение со стороны источника питания неизменно, а во втором случае при выбеге ЭД происходит снижение напряжения на его выводах, что отражается и на изменении контролируемых параметров со стороны основного источника питания.

Диапазон изменения сопротивлений 1,0 ≤ Z_k / Z_ТР ≤ 1,5 и токов 0,65 ≤ I_k / I_ТР ≤ 1,0 при наличии подпитки на стороне НН от трансформатора мощностью S_ТР ≤ 63 МВА и 1,0 ≤ Z_k / Z_ТР ≤ 2,0 (0,5 ≤ I_k / I_ТР ≤ 1,0) при наличии подпитки от ЭД Р_д ≤ 5,0 МВт и снижении напряжения до 50% номинального значения, аргументы: 45° ≤ φ_z ≤ 85° и 45° ≤ φ_k ≤ 85°.

Наличие подпитки со стороны НН приводит к снижению токов КЗ (повышению сопротивления на зажимах реле сопротивлений) со стороны основного источника питания. При этом отмечается существенное уменьшение аргументов токов (сопротивлений) в сторону режимов нагрузки, что необходимо учитывать при выборе параметров срабатывания защиты дальнего резервирования.

АЛГОРИТМЫ ФОРМИРОВАНИЯ ВХОДНЫХ СИГНАЛОВ

Достаточно эффективным способом разделения областей альтернативных режимов является формирование входных сигналов на основе реактивной составляющей с торможением от активной составляющей. Алгоритмы формирования входных сигналов для режимов пуска и КЗ с учетом нагрузочной составляющей приведены ниже.

Пуск ЭД:

Аварийный режим (КЗ):

где указаны входные сигналы измерительных органов, контролирующих:

ΔI₁FAM_kp, ΔI₁FAM_k – разность активных составляющих токов пускового (аварийного) и нагрузочного режимов;

ΔI₁FRM_kp, ΔI₁FRM_k – разность реактивной составляющей токов пускового режима (аварийного режима) и активной составляющей нагрузочного режима;

ΔI₁FRAF_kp, ΔI₁FRAF_k – разность приращений (аварийных составляющих) реактивной составляющей и приращений активной составляющей токов пуска (КЗ) и нагрузки;

ΔI₁FRA_kp, ΔI1₁FRA_k – разность приращений (аварийных составляющих) реактивной составляющей тока и приращений активной составляющей токов пуска (аварийного режима) и нагрузки с учетом приращений аргументов токов;

ΔI₁FR_kp, ΔI₁FR_k – приращение реактивной составляющей токов пуска (аварийного режима) и нагрузки с учетом приращений аргументов токов;

ΔI₁FA_kp, ΔI₁FA_k – приращение активной составляющей токов пуска (аварийного режима) и нагрузки с учетом приращений аргументов токов;

IL_1kp, IL_1k, IL_1нг, φL_1kp, φL_1k, φL_1нг, ΔφL_1kp, ΔφL_1k, ΔφL_1нг – модули, аргументы и их приращения токов в режиме пуcка ЭД, нагрузочных режимах;

k_t = 0,5÷2,5 – коэффициент торможения.

Минимальное расстояние между альтернативными режимами для измерительных органов, контролирующих полные составляющие и их аварийные составляющие, можно определить как:

	(15)
	(16)

Увеличение расстояния GI* и GΔI* между рассматриваемыми режимами может быть достигнуто за счет перехода от формирования модулей входных сигналов к формированию нового вектора тока (рис. 4):

Рис. 4. Области аварийных режимов и пускового режима ЭД за трансформаторами с ответвительными ПС в плоскости «реактивная составляющая – активная составляющая тока» для измерительных органов, контролирующих полные составляющие и их приращения (аварийные составляющие): 1 – I₁L₁T_kp, 2 – ΔI₁FT_p, 3 – I₁L₁T_k, 4 – ΔI₁FT_k

КОЭФФИЦИЕНТЫ ТОРМОЖЕНИЯ

Необходимо отметить, что изменяется не только коэффициент торможения в зависимости от предшествующего режима, но и аргумент торможения активной составляющей. Расстояние между рассматриваемыми режимами увеличивается с 20% в предыдущем случае с контролем модулей токов до 40–70% с контролем векторов токов с коррекцией активной составляющей (рис. 5).

Рис. 5. Зависимости минимального расстояния между областями режимов пуска и КЗ при φt = 15 град. (а) и φt = 75 град. (б)

Выбор коэффициента торможения в области отрицательных значений более предпочтителен по сравнению с выбором коэффициента торможения в области положительных значений, что особенно проявляется при увеличении аргумента корректирующей составляющей. Это нашло отражение в зависимостях рис. 6.

Рис. 6. Зависимости минимального расстояния между областями режимов пуска и КЗ при k_t = –5 (а) и k_t = 5 (б) при изменении тока нагрузки I_нг = (0,3–0,5)I_k0

Преимущество использования аварийных составляющих по сравнению с контролем полных величин KGI = GΔI / GI составляет не менее 25–50%.

ВЫВОД

Использование предложенных алгоритмов формирования контролируемых сигналов на основе аварийных составляющих с адаптивным торможением позволяет более эффективно решать проблемы резервирования в электрических распределительных сетях.

ЛИТЕРАТУРА

1. Нагай В.И., Маруда И.Ф., Нагай В.В. Резервирование релейной защиты и коммутационных аппаратов электрических распределительных сетей / Под ред. В.И. Нагая. Ростов н/Д: Изд-во журн. «Изв. вузов. Сев.-Кавк. регион», 2009.
2. Маруда И.Ф. Релейная защита и автоматика ответвительной однотрансформаторной подстанции 110 кВ // Электрические станции. 2005. № 5.
3. Маруда И.Ф. О ближнем резервировании на подстанциях с выключателем 110 кВ в цепи трансформатора // Электрические станции. 2001. № 5.
4. Нагай В.И. Релейная защита ответвительных подстанций электрических сетей. М.: Энергоатомиздат, 2002.
5. Сарры С.В. Повышение надежности функционирования и разработка быстродействующих устройств релейной защиты элементов подстанций, выполненных по упрощенным схемам: Автореф. дис. канд. техн. наук. Новочеркасск, 1999.
6. Семенов В.А. Оценка действия дистанционных защит с учетом переходного сопротивления в месте короткого замыкания // Электрические станции. 1962. № 6.
7. Семенов В.А. Об учете сопротивления электрической дуги при анализе действия дистанционных защит // Электрические станции. 1961. № 8.
8. Шабад М.А. Защита трансформаторов распределительных сетей.– Л.: Энергоатомиздат, 1981.
9. Нагай И.В. Учет влияния подпитки на переходное сопротивление в месте повреждения за трансформаторами ответвительных подстанций // Изв. вузов. Электромеханика. 2012. № 2.