Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Анализ технических решений дальнего резервирования защит ответвительных и проходных подстанций 16
1.1 Особенности построения ответвительных и проходных подстанций 16
1.2 Возможности обеспечения функций дальнего резервирования традиционными защитами 18
1.3 Особенности функционирования защит дальнего резервирования, связанные с наличием нескольких источников питания защищаемого участка сети 26
1.4 Защиты дальнего резервирования, использующие нетрадиционные алгоритмы 28
1.5 Возможности распознавания режимов удаленных несимметричных повреждений современными защитами дальнего резервирования 31
1.6 Возможности распознавания режимов удаленных симметричных повреждений современными защитами дальнего резервирования 33
1.7 Сравнение возможностей обеспечения функций дальнего резервирования защит ответвительных и проходных подстанций существующими техническими решениями 47
1.8 Особенности построения многопараметрических защит дальнего резервирования 49
1.9 Выводы 51
ГЛАВА 2 Разработка уточненных моделей, методик и программ для расчета режимов работы распределительных сетей с целью анализа функционирования резервных защит 53
2.1 Требования к расчетам электрических режимов для анализа функционирования защит дальнего резервирования 53
2.2 Анализ применимости существующих методик и программ расчета режимов работы электрических сетей с ответвительными подстанциями для целей защит дальнего резервирования 57
2.3 Методика расчета аварийных режимов работы участка электрической сети с ответвительными и проходными подстанциями 61
2.4 Сравнение результатов расчета аварийных режимов работы электрической сети, выполненных по предлагаемым и существующим методикам 69
2.5 Особенности учета переходного сопротивления в месте повреждения на основе термодинамической модели столба электрической дуги 72
2.6 Методика проведения эксперимента по определению удельной электропроводности плазмы дугового разряда 86
2.7 Исследование параметров низковольтной электрической дуги с использованием предлагаемой термодинамической модели и методики определения удельной электропроводности её плазмы 91
2.8 Расчет вольт-амперной характеристики высоковольтной электрической дуги 97
2.9 Выводы 98
ГЛАВА 3 Разработка способов построения и алгоритмов функционирования защит дальнего резервирования ответвительных подстанций, обладающих повышенной чувствительностью 100
3.1 Исследуемые схемы электрических сетей с ответвительными подстанциями 100
3.2 Определение режимов работы участка электрической сети для оценки их распознаваемости 101
3.3 Информационные признаки аварийных режимов в распределительных электрических сетях с ответвительными подстанциями 103
3.4 Критерий оценки информационных признаков 104
3.5 Оценка распознаваемости режимов работы радиальной линии 108
3.6 Оценка распознаваемости режимов работы линии с двусторонним питанием 116
3.7 Алгоритм функционирования резервной защиты повышенной чувствительности для радиальной линии с ответвлениями 123
3.8 Алгоритм функционирования резервной защиты повышенной чувствительности для линии с двусторонним питанием с ответвлениями 131
3.9 Селекция повреждений за трансформаторами разновеликой мощности 142
3.10 Выводы 146
ГЛАВА 4 Разработка микропроцессорных устройств многопараметрических защит дальнего резервирования 148
4.1 Структурная схема микропроцессорного устройства для реализации алгоритмов защит 148
4.2 Функциональная схема устройства защиты дальнего резервирования для радиальных линий 151
4.3 Функциональная схема устройства защиты дальнего резервирования для линий с двусторонним питанием 155
4.4 Реализация алгоритмов селекции поврежденного трансформатора по мощности на базе существующих органов 158
4.5 Микропроцессорное устройство МСРЗ-01ДР 165
4.6 Аппаратно-программный комплекс резервной релейной защиты 170
4.7 Выводы 177
Заключение 178
Список литературы
- Особенности функционирования защит дальнего резервирования, связанные с наличием нескольких источников питания защищаемого участка сети
- Анализ применимости существующих методик и программ расчета режимов работы электрических сетей с ответвительными подстанциями для целей защит дальнего резервирования
- Информационные признаки аварийных режимов в распределительных электрических сетях с ответвительными подстанциями
- Функциональная схема устройства защиты дальнего резервирования для линий с двусторонним питанием
Особенности функционирования защит дальнего резервирования, связанные с наличием нескольких источников питания защищаемого участка сети
Традиционно в качестве резервных защит, устанавливаемых на линиях электропередачи, применяются максимально-токовые защиты (МТЗ), дистанционные защиты (ДЗ) и токовые защиты нулевой последовательности (ТЗНП). При этом МТЗ и ДЗ предназначены для выявления междуфазных коротких замыканий, а ТЗНП – однофазных и двухфазных КЗ на землю [81, 136, 150-152, 156].
Необходимо отметить, что большинство ответвительных и проходных подстанций, выполненных по упрощенным схемам, со стороны среднего и низшего напряжений включаются в сети 6-35 кВ с изолированной нейтралью, для которых однофазные замыкания на землю не являются короткими замыканиями и не сопровождаются протеканием значительных токов. Основным условием выбора уставок последних ступеней ТЗНП, осуществляющих функции дальнего резервирования, является отстройка от токов небаланса, возникающих в фильтрах тока нулевой последовательности (ФТНП) при протекании через них значительных симметричных токов. Выбор малых уставок ТЗНП в большинстве случаев обеспечивает надежное выявление однофазных КЗ на защищаемых подстанциях [57, 63, 81]. В ряде случаев на последние ступени ТЗНП дополнительно возлагается функция выявления неполнофазных режимов работы защищаемой сети. Вопросы распознавания данных режимов описаны в [81, 85, 87, 88] и в данной работе не рассматриваются. Междуфазные короткие замыкания могут возникать как на стороне высшего, так и низшего напряжений ответвительных подстанций. Основным критерием выбора уставок последних ступеней МТЗ и ДЗ является их отстройка от максимально возможных нагрузочных режимов, которые могут характеризоваться значительным током и низким сопротивлением защищаемой сети. Чувствительность релейных защит от междуфазных КЗ обычно проверяется в режимах двухфазных КЗ, отличающихся более низкими величинами фазных токов, чем режимы симметричных КЗ. Однако, согласно [57, 63, 81], удаленные двухфазные КЗ могут с достаточной чувствительностью выявляться защитами с контролем токов обратной последовательности. В данных условиях главным показателем эффективности МТЗ и ДЗ является их чувствительность к удаленным симметричным КЗ. Возможности распознавания двухфазных КЗ защитами с контролем тока обратной последовательности подробнее описаны в параграфе 1.5.
Рассмотрим возможности выявления трехфазных коротких замыканий на шинах низшего напряжения ответвительных подстанций на примере участка радиальной сети, схема которого приведена на рисунке 1.2.
Если в качестве резервной защиты (AK1) используется МТЗ, её уставка должна выбираться из условия отстройки от максимально возможного тока нагрузки с учетом влияния режимов пуска (самозапуска) электродвигателей. Величину мощности нагрузки трансформатора в максимальном режиме можно упрощенно принять равной 0,7 его номинальной мощности [136]. Тогда ток уставки (/уст) МТЗ можно приближенно определить: = К =Kkс.0,7.Sz =К_ kс.0,7.Sz (11) уст / нг тах J IW J IW т т , кв кв 3-Umm кв V3-0,9-f/ном где кз - коэффициент запаса, кc - коэффициент самозапуска электродвигателей, кв - коэффициент возврата реле, 1нг тах - максимальный ток нагрузочного режима, S - суммарная мощность трансформаторов питаемых подстанций, Umin минимальное эксплуатационное напряжение, Uном - номинальное напряжение. Защита должна быть чувствительна к симметричным КЗ на шинах никого напряжения ответвительных подстанций при отсутствии нагрузки защищаемой сети. Согласно [81] величины сопротивлений линии и источника энергии мало влияют на величину тока КЗ на шинах низшего напряжения ответвительных подстанций с трансформаторами малой мощности из-за значительного сопротивления последних (например, сопротивление трансформатора мощностью 2,5 МВА составляет 525750 Ом, тогда как сопротивление линии и источника питания, как правило, не превышает нескольких десятков Ом). Следовательно, ток КЗ в месте установки защиты в рассматриваемом аварийном режиме (/КЗ) может быть приближенно определен:
Анализ применимости существующих методик и программ расчета режимов работы электрических сетей с ответвительными подстанциями для целей защит дальнего резервирования
Тем не менее, существуют нормальные и аварийные режимы, имеющие сходные предшествующие и текущие параметры, в которых алгоритмические модели не обеспечивают однозначного определения параметров режима всех ответвлений. Главной парой таких режимов для сети рисунка 1.2 являются:
1. Включение ВЛ при наличии симметричного КЗ на шинах низшего напряжения одной из ответвительных подстанций и значительной активной нагрузки прочих питаемых подстанций.
2. Включение В Л в работу при наличии значительной доли индуктивной (двигательной) нагрузки на питаемых подстанциях.
Параметры, фиксируемые защитой до коммутации ВЛ, в данных режимах совпадают. Для выявления возможности разделения рассматриваемых режимов указанной защитой, достаточно рассмотреть параметры, фиксируемые ей после коммутации ВЛ. Основные математические выражения для определения параметров данных режимов сети рисунка 1.2 приведены в приложении А.
На рисунке 1.13 показаны зависимости модулей и фаз тока прямой последовательности в месте установки защиты дальнего резервирования в рассматриваемых нормальных и аварийных режимах работы радиальной сети от отношения суммарной мощности трансформаторов питаемых подстанций к мощности трансформатора поврежденной подстанции S/ST при различных параметрах нагрузки. Напряжение, контролируемое защитой в рассматриваемых режимах, считалось одинаковым. Коэффициент m характеризует долю включенной нагрузки (например m = 0,6 означает, что мощность нагрузок питаемых подстанций составляла 0,6 от максимальной величины). При построении данных зависимостей, в качестве номинального тока (I ном) принимался максимальный ток нагрузки в установившемся режиме. 0,7 -S I = (1.35) ном ГТ л/3 -0,9 -U Фаза тока в месте установки защиты в режиме включения ВЛ на удаленное КЗ при максимальной нагрузке с максимальным значением cos находится в зоне фаз тока включения ВЛ в нормальном режиме при наличии максимальной нагрузки с минимальным значением cos (при питании значительной двигательной нагрузки kc = 2,5, нг max = 55) при отношениях S/ST более 6,5. Модуль тока исследуемого аварийного режима входит в зону рассматриваемого нормального режима при отношении S/ST более 12,0. Алгоритмические модели в рассматриваемом случае позволяют однозначно определить параметры режима аварийной ветви при отношении S/ST не более 12,0.
Зависимости модулей (а) и фаз (б) тока прямой последовательности в месте установки защиты дальнего резервирования в рассматриваемых нормальных (штрихпунктирные линии) и аварийных (сплошные линии) режимах работы радиальных сетей от отношения суммарной мощности трансформаторов питаемых подстанций к мощности трансформатора поврежденной подстанции при различных параметрах нагрузки Снижение доли оставшейся в работе нагрузки (кривые с m 1) в исследуемом аварийном режиме приводит к снижению модуля тока в месте установки защиты и росту его фазы, что сдвигает границы эффективного применения алгоритмических моделей. Наихудший случай – включение ВЛ при наличии удаленного КЗ и наличии нагрузки мощностью 0,6 от максимальной с максимальным значением cos. В данном случае область применимости алгоритмических моделей ограничивается отношением S/ST равным 8,5. При условии снижения доли двигательной нагрузки в защищаемой сети (при kc = 2,0, нг max = 40), наихудшим режимом является включение ВЛ при наличии удаленного КЗ и нагрузки мощностью 0,8 от максимальной с максимальным cos. В данном случае область эффективного функционирования алгоритмических моделей ограничена отношением S/ST равным 13,5. При наличии малой доли двигательной нагрузки (kc = 1,5, нг max = 35), наихудшим режимом также является включение ВЛ при наличии удаленного КЗ и нагрузки мощностью 0,8 от максимальной с максимальным cos. В данном случае область эффективного функционирования алгоритмических моделей ограничена отношением S/ST равным 28,0.
6. Защиты с контролем длительности переходных процессов. Примером подобных устройств является защита, предложенная Ломоносовым С.М., Марудой И.Ф. и Нагаем В.И. в [119]. Данная защита выявляет свободные апериодические составляющие токов переходных процессов, вызванных коммутациями в защищаемой сети, и контролирует длительность их существования. Если длительность выявленного переходного процесса оказалась больше выбранной уставки, устройство дает команду на отключение выключателя. Уставка рассматриваемого устройства должна быть отстроена от максимальной длительности переходных процессов нормальных нагрузочных режимов. Основные математические выражения по расчету уставки и коэффициента чувствительности данной защиты в сети рисунка 1.2 приведены в приложении А.
Информационные признаки аварийных режимов в распределительных электрических сетях с ответвительными подстанциями
Одним из факторов, оказывающих влияние на параметры аварийного режима, является переходное сопротивление электрической дуги в месте повреждения [81, 83, 138, 156, 159]. Электрическая дуга – один из видов самостоятельного электрического разряда, характеризующийся высокими плотностями тока и низким катодным падением напряжения в сравнении с другими видами самостоятельных разрядов (темным и тлеющим). Сопротивление электрической дуги имеет ярко выраженный нелинейный активный характер, что обуславливает возникновение в сети высших гармонических составляющих напряжения [15, 68, 81, 153, 164].
При расчете режимов коротких замыканий на шинах низшего напряжения ответвительных подстанций с трансформаторами малой мощности для нужд анализа функционирования защит дальнего резервирования, нелинейностью сопротивления электрической дуги можно пренебречь из-за наличия между местом установки защиты и местом повреждения значительного индуктивного сопротивления трансформатора, являющегося фильтром-пробкой для высших гармонических составляющих тока и напряжения. Электрическая дуга при этом обычно моделируется постоянным активным сопротивлением, величина которого может быть рассчитана по эмпирическим формулам [16, 45, 81, 136]. Функции контроля гармонического состава напряжения в месте предполагаемого повреждения с целью выявления режимов дуговых коротких замыканий могут выполнять защиты ближнего резервирования, которые должны обладать максимальной чувствительностью при невозможности обеспечения надежного дальнего резервирования. В связи с этим имеет смысл учитывать нелинейный характер сопротивления электрической дуги в месте повреждения при анализе функционирования защит ближнего резервирования [68, 81, 85].
Рядом исследователей ЮРГПУ (НПИ) [68, 81, 85, 155] в разное время проводились исследования влияния нелинейного сопротивления электрической дуги в месте повреждения на особенности функционирования релейных защит. В их работах использовались модели столба электрической дуги, базирующиеся на опытных данных о параметрах частных дуговых разрядов или эмпирических формулах, позволяющих приблизительно рассчитывать данные параметры. Недостатком подобных моделей является неучет ряда факторов, влияющих на параметры столба электрической дуги, и невозможность расчета предельных параметров столба электрической дуги, оказывающих наибольшее влияние на условия выбора уставки и проверки чувствительности релейных защит. С целью повышения точности и физической достоверности исследований влияния нелинейности параметров переходного сопротивления в месте повреждения на функционирование релейных защит, автором предложена термодинамическая модель столба электрической дуги, разработанная на основе положений классической термодинамики [50, 69] и физики низкотемпературных плазм [34, 127, 142, 153, 164] и учитывающая ряд влияющих факторов: номинальное напряжение и мощность источника электрической энергии, длину дуги, материал элементов, между которыми наблюдается её существование, состав и термодинамические параметры окружающей среды.
Электрическая дуга представляет собой тело сложной формы, состоящее из низкотемпературной плазмы. Интегральным параметром, характеризующим состояние плазмы, является степень ионизации. Расчет данного параметра является сложной математической задачей, однако при отсутствии значительных сторонних ионизирующих воздействий он однозначно определяется температурой и давлением плазмы [34, 127, 142, 153, 164]. В связи с этим для инженерных расчетов плазменных устройств были составлены справочники [20, 37, 61, 95, 144, 158] зависимостей термодинамических, электрических и оптических свойств веществ от температур и давлений, по которым можно определить конкретные свойства плазмы в интересующих условиях. Учет подобных зависимостей позволяет использовать классические законы термодинамики (первый закон термодинамики, уравнение состояния идеального газа, законы теплообмена и пр.) при составлении модели дугового разряда.
В предлагаемой термодинамической модели (рисунок 2.6) электрическая дуга, по аналогии с [15, 34, 153], представляется в виде сплошного горизонтального плазменного цилиндра радиусом rд, длинной lд и массой mд. Дуга горит между двумя электродами, которые для упрощения приняты одинаковыми и также имеющими форму цилиндров радиусом rэл, длинной lэл и массой mэл. Горение происходит в открытом атмосферном воздухе температурой Tв и давлением p. Столб дуги имеет температуру Tд, одинаковую во всем его объеме. Давление внутри столба дуги считается равным давлению окружающего воздуха p (Пинч-эффект не учитывается). Электроды также находятся в атмосферном воздухе и имеют температуру Tэл, уникальную для каждого элементарного объема материала электродов. Массы столба электрической дуги и электродов считаются постоянными (процессами диффузии вещества и выгорания электродов пренебрегаем). Длина электрической дуги lд в процессе горения также считается постоянной.
Функциональная схема устройства защиты дальнего резервирования для линий с двусторонним питанием
С целью выявления наиболее информативных признаков возникновения повреждений ответвительных подстанций, был произведен расчет режимов работы участка электрической сети рисунка 3.1,а согласно перечню, определенному в параграфе 3.2. При выполнении расчетов номинальные мощности трансформаторов (T1, T2) варьировались в диапазоне 2,5 63 МВА, номинальная мощность системы (G1) определялась суммарной мощностью трансформаторов питаемых подстанций (T1, T2), сопротивления ВЛ (W1–W3) не превышали 15% от реактивного сопротивления системы (G1), мощность нагрузок (S1, S2) изменялась в пределах 0100% номинальной мощности трансформаторов (T1, T2), cos комплексных нагрузок (S1, S2) принимался равным 0,50,8, доля двигательной нагрузки составляла (050)% (коэффициент двигательной нагрузки kд = 00,5). В качестве аварийных режимов рассматривались режимы симметричных КЗ (металлических и через переходное сопротивление rд) в точке К, режимов пуска (самозапуска) двигательной нагрузки – режимы включения трансформатора Т2 и линии W1–W3.
На рисунке 3.3 приведены области существования нормальных и аварийных режимов работы радиальной сети рисунка 3.1,а в различных плоскостях информационных признаков. Условные обозначения режимов и параметры элементов сети, использованные при построении рассматриваемых областей, приведены в таблице 3.1. Под максимальным переходным сопротивлением в месте повреждения (случай rд = rд max) при построении рассматриваемых областей понималось максимальное теоретически возможное сопротивление столба электрической дуги, определяемое по эмпирическим формулам, приведенным в [45, 81].
Режимы пуска (самозапуска) двигательной нагрузки разделены по кратности суммарной номинальной мощности трансформаторов питаемых подстанций S к номинальной мощности включаемого трансформатора ST2. Аварийные режимы разделены по кратности S к номинальной мощности трансформатора поврежденной подстанции ST1. Области существования нормальных установившихся нагрузочных режимов входят в области существования режимов включения трансформатора T2 и ВЛ W1–W3 без двигательной нагрузки (kд = 0). Плоскость признаков приращения сопротивлений защищаемого участка сети не рассматривалась по причине существенного разброса данных параметров в режимах колебания нагрузки и включения ВЛ W1–W3, исключающих возможность их использования для выявления удаленных КЗ. Дискретный сигнал положения выключателя Q контролируемой ВЛ считался равным 1 во включенном и 0 в отключенном состоянии выключателя.
- Области существования режимов работы радиальной ВЛ в плоскостях: а - модуля I и фазы I тока прямой последовательности, б - модуля I и фазы I его векторного приращения, в - активной Ir и реактивной Ix составляющих тока прямой последовательности, г - их приращений Ir , Ix , д - активного r и реактивного x сопротивлений контура протекания тока прямой последовательности, е - напряжения U и положения выключателя Q, ж - их изменений U , Q в месте установки защиты AK 1 Пересечение областей существования нормальных и аварийных режимов рисунка 3.3 подтверждает сложность выявления режимов удаленных симметричных КЗ на фоне нормальных нагрузочных режимов, особенно режимов включения трансформаторов защищаемых подстанций и контролируемой ВЛ в сеть при наличии значительной двигательной нагрузки. Разделение областей режимов включения ВЛ (В1, В2) и прочих рассматриваемых режимов в плоскости информационных признаков изменения напряжения на шинах питающей подстанции U и состояния выключателя ВЛ Q рисунка 3.3,ж позволяет сделать вывод о возможности распознавания данных режимов.
С использованием полученных областей (рисунок 3.3) была выполнена оценка распознаваемости нормальных и аварийных режимов в различных плоскостях признаков по критерию, описанному в параграфе 3.4. Относительная погрешность измерения модуля тока считалась равной 10 % [32], напряжения 6 % [31], абсолютная погрешность измерения фазы тока относительно напряжения составляла 10 (параграф 1.2). На рисунке 3.4 приведены зависимости критериев оценки комбинаций рассматриваемых информационных признаков от отношения суммарной мощности трансформаторов питаемых подстанций к мощности трансформатора поврежденной (S/ST1) при решении задачи распознавания аварийных режимов. Условные обозначения разделяемых режимов (таблица 3.1) указаны через дефис. Аналогичные зависимости критериев оценки отдельных информационных признаков приведены в приложении Е.
Согласно зависимостям (рисунок 3.4), контроль рассматриваемых комбинаций информационных признаков обеспечивает успешное разделение аварийных режимов удаленных коротких замыканий (А), нормальных установившихся нагрузочных режимов и режимов включения в сеть маломощных трансформаторов (S/ST2=5) при отсутствии их двигательной нагрузки (Н1). С ростом мощности включаемых трансформаторов и доли их двигательной нагрузки, распознаваемость аварийных режимов посредством контроля рассматриваемых признаков ухудшается.