Рефераты

Главная

Программирование и
комп-ры

Психология

Радиоэлектроника

Аудит

АХД экпред финансы
предприятий

Банковское дело

Биографии

Биология и химия

Биржевое дело

Финансы деньги и налоги

Философия

Физика и энергетика

Военная кафедра

Ветеринария

Валютные отношения

География и экономическая
география

Геология гидрология и
геодезия

Государство и право

Товароведение

Транспорт

Нотариат

Архитектура

Химия

Гражданское право и
процесс

Графология

Делопроизводство

Деньги и кредит

Новые и неперечисленные

Анализ работы подстанции Южная с исследованием надежности

|ик,н |40,14 |26,25 |

Теперь определим относительное сопротивление автотрансформаторов.

Согласно [4] для трансформаторов и автотрансформаторов относительное

базисное сопротивление равно:

[pic];

[pic].

Аналогичным образом определяются относительные базисные

сопротивления других автотрансформаторов и трансформаторов. Результаты

сведены в табл. 1.5.

Таблица 1.5

Относительные базисные сопротивления автотрансформаторов и

трансформаторов

|Автотрансформатор №2 |Автотрансформатор №3 |х*5 |х*6 |х*7 |

|х*3,в |х*3,с |х*3,н |х*4,в |х*4,с |х*4,н | | | |

|0,064 |0,003 |0,321 |0,13 |0 |0,21 |0,056 |0,062 |0,058 |

Теперь, зная относительные базисные сопротивления всех

элементов, можно определить токи короткого замыкания в

соответствующих точках. Схема замещения для расчета токов короткого

замыкания представлена на рис. 1.7. Тогда:

[pic].

Базисный ток Iб при базисном напряжении Uб = 230 кВ равен:

Рис. 1.7. Схема замещения для расчета токов короткого замыкания

[pic], кА.

Тогда ток короткого замыкания в точке (к-1):

[pic], кА;

[pic], МВ(А.

Для расчета тока короткого замыкания в точке (к-2) принимаем

за базисное напряжение Uб = 10,5 кВ. Все относительные базисные

сопротивления, необходимые для расчета, следует привести к этому

базисному напряжению. Тогда результирующее относительное сопротивление

линии электропередачи напряжением 220 кВ равно:

[pic].

Относительное базисное сопротивление обмотки высшего напряжения

автотрансформатора также необходимо привести к базисному напряжению

37 кВ. Тогда:

[pic].

Теперь, когда все необходимые относительные базисные

сопротивления приведены к расчетному сопротивлению, определяем

относительное результирующее сопротивление:

[pic]

Базисный ток Iб при базисном напряжении 37 кВ равно:

[pic], кА.

Ток короткого замыкания в точке (к-2) равен:

[pic], кА;

[pic], МВ(А.

В остальных точках ток короткого замыкания определяется

аналогично. Расчет приведен в Приложении 1, а результаты сведены в

табл. 1.6.

Таблица 1.6

Результаты расчета тока короткого замыкания

|к-1 |Iп(к-1) |кА |62,75 |

| |Iу(к-1) |кА |159,735 |

| |S(к-1) |МВ(А |24998 |

|к-2 |Iп(к-2) |кА |10,0 |

| |Iу(к-2) |кА |25,46 |

| |S(к-2) |МВ(А |641 |

Окончание табл. 1.6

|к-3 |Iп(к-3) |кА |45,64 |

| |Iу(к-3) |кА |116,18 |

| |S(к-3) |МВ(А |9091 |

|к-4 |Iп(к-4) |кА |12,19 |

| |Iу(к-4) |кА |31,03 |

| |S(к-4) |МВ(А |781 |

|к-5 |Iп(к-5) |кА |18,15 |

| |Iу(к-5) |кА |46,20 |

| |S(к-5) |МВ(А |330 |

1.6. Выбор и проверка электрических аппаратов

1.6.1. Проверка электрических аппаратов по номинальному току и

току короткого замыкания. Надежная работа любого объекта

электроснабжения обеспечивается только тогда, когда каждый выбранный

аппарат соответствует как условиям номинального режима, так и

условиям работы при коротких замыканиях. Поэтому электрооборудование

сначала выбираем по номинальным параметрам, а затем осуществляем

проверку на действие токов короткого замыкания.

1.6.1.1. Выбор и проверка выключателей высокого напряжения. На

подстанции «Правобережная» применяются выключатели типа У – 220 – 10,

МКП – 110 – 5, МКП – 35, ВМГ – 133 и ВМП – 10. Выключатель является

основным аппаратом на подстанции, он служит для включения и

отключения цепи в любых режимах: длительная нагрузка, перегрузка,

короткое замыкание, холостой ход, несинхронная работа. Наиболее

тяжелой операцией является отключение трехфазного короткого замыкания

и включение на существующее короткое замыкание. К выключателям

предъявляются следующие требования:

- надежное отключение любых токов;

- быстрота действия, то есть наименьшее время отключения;

- пригодность для быстродействующего автоматического повторного

включения;

- возможность пофазного (пополюсного) управления;

- легкость ревизии и осмотра контактов;

- взрыво- и пожаробезопасность;

- удобство транспортировки и эксплуатации.

Выключатели высокого напряжения выбираются по номинальному

напряжению, току, номинальному току отключения, по ударному току,

по термической устойчивости. Параметры выбора выключателей

представлены в табл. 1.7.

Таблица 1.7

Параметры выбора выключателей высокого напряжения

|1 |2 |3 |4 |5 |6 |

|У – 220 – 10 |Uном, с, |220 |Uном,, кВ |220 |Uном, с ( Uном |

| |кВ | | | | |

| | |5 | | | |

|МКП – 110 – 5 |Uном, с, |110 |Uном, кВ |110 |Uном, с ( Uном |

| |кВ | | | | |

| | | |МВ(А | | |

|МКП – 35 |Uном, с, |35 |Uном, кВ |35 |Uном, с ( Uном |

| |кВ | | | | |

| | | |МВ(А | | |

|ВМГ – 133 |Uном, с, |10 |Uном, кВ |10 |Uном, с ( Uном |

| |кВ | | | | |

| | | |МВ(А | | |

Окончание табл. 1.7

|1 |2 |3 |4 |5 |6 |

|ВМП – 10 |Uном, с, |10 |Uном, кВ |10 |Uном, с ( Uном |

| |кВ | | | | |

| | | |МВ(А | | |

На основании сравнения результатов, представленных в табл. 1.7,

с параметрами реально существующего на сегодняшний день

электрооборудования подстанции «Правобережная» видно, что часть

оборудования не подходит по ряду параметров. Поэтому я предлагаю,

на основании [1], заменить выключатели У – 220 – 10 на выключатели серии

С – 220 – 25 или ВМТ – 220Б, выключатели МКП – 110 – 5 — на выключатели У

– 110 – 2000 – 50.

1.6.1.2. Выбор и проверка разъединителей и отделителей.

Разъединитель — это контактный коммутационный аппарат, предназначенный

для отключения и включения электрической цепи без тока или с

незначительным током, который для обеспечения безопасности имеет

между контактами в отключенном положении изоляционный промежуток.

Отделитель внешне не отличается от разъединителя, но у него для

отключения имеется пружинный привод. Недостатком существующих конструкций

отделителей является довольно большое время отключения (0,4 – 0,5 с).

Проверка, установленный на подстанции разъединителей и отделителей,

представлена в табл. 1.8.

Таблица 1.8

Параметры выбора разъединителей и отделителей

|1 |2 |3 |4 |5 |6 |

|220/2000, | | | | |Uном |

|220/2000 | | | | | |

| | | |tтер, с |10 | |

Окончание табл. 1.8

|1 |2 |3 |4 |5 |6 |

|110/1000, | | | | |Uном |

|110/1000 | | | | | |

| | | |tтер, с |10 | |

|35/600, | | | | |Uном |

|35/600 | | | | | |

| | | |tтер, с |10 | |

|ОД – |Uном, с, кВ|220 |Uном, кВ |220 |Uном, с ( |

|220/1000 | | | | |Uном |

| | | |tтер, с |10 | |

Из табл. 1.8 видно, что установленное оборудование полностью

подходит по условиям эксплуатации.

1.6.1.3. Выбор трансформаторов напряжения. Трансформатор

напряжения предназначен для понижения высокого напряжения до

стандартного значения 100 В или 100/[pic] В и для отделения цепей

измерения и релейной защиты от первичных цепей высокого напряжения.

Существуют трансформаторы напряжения различного класса точности.

Погрешность зависит от конструкции магнитопровода, магнитной

проницаемости стали и от cos( вторичной нагрузки. На подстанции

«Правобережная» установлены трансформаторы напряжения НКФ – 220, НКФ –

110 и 3НОМ – 35. Трансформатор напряжения НКФ – 110 имеет

двухстержневой магнитопровод, на каждом стержне которого расположена

обмотка ВН, рассчитанная на половину фазного напряжения UФ/2. Так

как общая точка обмотки ВН соединена с магнитопроводом, то он по

отношению к земле находится под потенциалом Uф/2. Трансформаторы

напряжения НКФ – 220 состоят из двух блоков, установленных один над

другим, то есть имеют два магнитопровода и четыре ступени

каскадной обмотки ВН с изоляцией на Uф/4. Проведем выбор и

проверку трансформаторов напряжения. Результаты выбора сведем в

табл. 1.9.

Таблица 1.9

Выбор трансформаторов напряжения

|НКФ – 220 |Uуст, кВ |220 |Uном, кВ |220 |Uуст ( Uном |

|НКФ – 110 |Uуст, кВ |110 |Uном, кВ |110 |Uуст ( Uном |

|3НОМ – 35 |Uуст, кВ |35 |Uном, кВ |35 |Uуст ( Uном |

1.6.1.4. Выбор сечения проводов воздушных линий. Воздушные линии

предназначены для передачи и распределения электрической энергии по

проводам на открытом воздухе. Провода при помощи изоляторов и

арматуры прикрепляются к опорам или кронштейнам на зданиях и

сооружениях. При выборе сечения проводов необходимо учитывать ряд

технических и экономических факторов:

- нагрев от длительного выделения тепла рабочим телом;

- нагрев от кратковременного выделения тепла током короткого

замыкания;

- падение напряжения в проводах воздушной линии от прохождения

тока в нормальных и аварийных режимах;

- механическая прочность — устойчивость к механической нагрузке

(собственный вес, гололед, ветер);

- «коронирование» — фактор, зависящий от величины применяемого

напряжения, сечения провода и окружающая среда.

На подстанции «Правобережная» в основном применяются двухцепные

линии. Это сделано для того, чтобы снизить индуктивное

сопротивление линии. Уменьшение индуктивного сопротивления линии

приводит к уменьшению потерь мощности при передачи электрической

энергии, что улучшает экономические характеристики. Для защиты линии

электропередачи от прямых ударов молнии используются грозозащитные

тросы сечением 70 мм2 для линий 220 кВ и 50 мм2 для линий 110 кВ.

Выбор сечения проводов линий электропередачи проводится по

экономической плотности тока. Тогда, согласно [5]:

[pic],

(1.5)

где Iрасч – максимальный расчетный ток в линии, А;

jэк – экономическая плотность тока, А/мм2.

Согласно [5], экономическая плотность тока jэк для алюминиевых

проводов равна 1,0 А/мм2. Для окончательного выбора необходимо

проверить провод по допустимой потери напряжения:

[pic],

(1.6)

где [pic] - активная мощность, кВт;

[pic] - реактивная мощность, кВ(Ар;

[pic] - активное сопротивление линии, Ом;

[pic] - индуктивное сопротивление линии, Ом;

l – длина линии, км;

U – напряжение сети, кВ.

Проверим правильность выбора проводов, используемых на воздушных

линиях, отходящих от подстанции «Правобережная». Марки используемых

на подходящих и отходящих воздушных линиях представлены в табл.

1.10.

Таблица 1.10

Марки используемых проводов на соответствующих линиях

|ная | | | | | | | |завод| |ат | |

|АСО –|АС – |АС – |АС – |АС – |АС – |АС – |АС – |АС – |АС – |АС – |АС – |

|300 |185 |185 |185 |185 |185 |185 |185 |95 |95 |95 |95 |

Тогда, согласно формуле (1.6), потеря напряжения для линии

«Правобережная» напряжением 220 кВ равна:

[pic], В.

Теперь определим допустимую потерю напряжения в линии.

Допускается потеря напряжения в линии не более 5%. То есть:

[pic], В.

Из расчета видно, что потеря напряжения в линии меньше

допустимых величин (U ( (Uдоп, следовательно данный провод подходит.

Для остальных линий расчет проводится аналогично. Результаты расчета

представлены в табл. 1.11.

Таблица 1.11

Потери напряжения в воздушные линии

| | | | | | | |завод| |ат | |

|4278 |2980 |420 |591 |305 |7153 |1980 |31,3 |163 |93,9 |479 |

Теперь определим допустимые потери напряжения в линиях

напряжением 110 кВ и 35 кВ. При этом допускается потеря напряжения не

более 5%:

[pic], В;

[pic], В.

Из расчета видно, что выбранная марка провода на всех

воздушных линиях, кроме линии «Лебедянь», так как падение

напряжения меньше допустимого значения. Для линии «Лебедянь»

необходимо выбрать провод большего сечения, либо уменьшить

протекающий по проводам номинальный ток.

По условиям механической прочности на линиях электропередачи

напряжением более 1000 В применяются многопроволочные провода.

Необходимо выполнение условия:

[pic].

(1.7)

однако проверка по условию (1.7) для линий электропередачи

напряжением выше 1000 В как правило не производится, так как в

большинстве случаев значение Fмин.мех. оказываются меньше требуемых

по другим условиям сечений. Условием, определяющим допустимость

использования того или иного сечения проводов линий электропередачи

с точки зрения экономически приемлемого уровня потерь мощности и

электроэнергии на «корону», является ограничение максимальной

напряженности электрического поля на поверхности проводов. В [5]

приведены минимальные сечения проводов для выполнения этого условия.

Выбранные выше провода для воздушных линий напряжением 220 кВ, 110

кВ и 35 кВ превосходят минимальные допустимые значения.

Следовательно данные провода подходят.

1.7. Оценка уровня надежности подстанции «Правобережная»

Оценка уровня надежности электроэнергетических объектов является

основным в комплексе предъявляемых к ним требований. В некоторых

энергетических системах число аварий достигает нескольких десятков в

год, а годовой недоотпуск электрической энергии в результате

аварий — несколько миллиардов киловатт-часов. При такой высокой

аварийности оценка надежности отдельных видов оборудования и

установок и поиск возможных путей повышения надежности становятся

первоочередными задачами. С другой стороны, оценив ущерб, нанесенный

потребителям перерывом электроснабжения, убытки, вызванные аварийным

ремонтом, а также расходы, связанные с повышением надежности, можно

ставить вопрос об оптимальном уровне надежности

электроэнергетических установок. С внедрением новой техники проблема

надежности основного оборудования становится одной из главных.

Все электроприемники, которые получают электроэнергию с шин 110

кВ, 35 кВ и 10 кВ подстанции «Правобережная», по надежности

электроснабжения относятся к I и II категории. Поэтому необходимо

обеспечить качественное и надежное электроснабжения всех приемников.

Для качественного и надежного электроснабжения необходима безотказная

работа всех элементов, установленных на подстанции. Для упрощения

оценки сделаем следующее допущение: одновременное появление отказов

двух, а, тем более, нескольких элементов последовательного их

соединения, в отношении надежности считается невозможным;

Схема замещения подстанции «Правобережная» для оценки надежности

представлена на рис. 1.8. Оценка надежности будем проводить на основании

классического метода расчета надежности. Данный метод выбран на основании

того, что является простым и доступным для проведения расчета. Показатели

надежности отдельных элементов получены на основании расчетов,

представленных в [6], а также на основании данных полученных на

предприятии. Показатели надежности отдельных элементов представлены в табл.

1.12 и табл. 1.13.

Таблица 1.12

Показатели надежности трансформатора и масляного выключателя

|Тра|Внезапные отказы|[pic], ч. |27097,5 |

|нсф| | | |

|орм| | | |

|ато| | | |

|р | | | |

| | |[pic] |[pic] |

| | |[pic] |[pic] |

| |Вероятность |[pic] |[pic] |

| | |[pic] |[pic] |

|Вык|Внезапные отказы|[pic], ч. |7903,6 |

|люч| | | |

|ате| | | |

|ль | | | |

| | |[pic] |[pic] |

| | |[pic] |[pic] |

| |Вероятность |[pic] |[pic] |

| | |[pic] |[pic] |

Рис. 1.8. Схема замещения подстанции «Правобережная» относительно

надежности

где 1 – линия электропередачи;

2 – разъединитель;

3 – шины;

4 – масляный выключатель;

5 – отделитель;

6 – короткозамыкатель;

7 – трансформатор.

Таблица 1.13

Показатели надежности разъединителя, отделителя, короткозамыкателя и шин

|ь | | | |

| | |[pic] |[pic] |

| | |[pic] |[pic] |

|ль | | | |

| | |[pic] |[pic] |

| | |[pic] |[pic] |

|ь | | | |

| | |[pic] |[pic] |

| | |[pic] |[pic] |

|ные | | | |

| | |[pic] |[pic] |

| | |[pic] |[pic] |

Так как от подстанции «Правобережная» потребители получают

электрическую энергию напряжением 110 кВ, 35 кВ и 10 кВ, то

необходимо определить надежность их электроснабжения. Расчет

проводится на основании показателей надежности, представленных выше.

Так как расчет для приемников различного напряжения проводится

аналогично, то рассмотрим только схему электроснабжения приемников

напряжением 35. Определим суммарную интенсивность отказов цепи:

[pic], 1/ч.

Аналогичным образом находим суммарную интенсивность отказов

остальных цепей. Результаты расчета представлены в табл. 1.14.

Таблица 1.14

Интенсивность отказов цепей схемы замещения

|(э2, 1/ч. |(э3, 1/ч. |(э4, 1/ч. |(э5, 1/ч. |(э6, 1/ч. |

|2,01(10 –5 |1,79(10 –6 |2,90(10 –6 |2,90(10 –6 |3,51(10 –6 |

Эквивалентная схема замещения системы электроснабжения приемников

напряжением 35 кВ представлена на рис. 1.9. Теперь определим

суммарную интенсивность отказов схемы электроснабжения потребителей

напряжением 35 кВ:

[pic]

[pic], 1/ч.

Среднее время безотказной работы системы электроснабжения

потребителей напряжением 35 кВ:

[pic], ч.

Среднее время восстановления системы электроснабжения

потребителей напряжением 35 кВ равно:

[pic]

Рис. 1.9. Эквивалентная схема замещения системы

электроснабжения приемников напряжением 35 кВ

[pic]

[pic], ч.

Коэффициент готовности системы электроснабжения потребителей

напряжением 35 кВ:

[pic].

Вероятность безотказной работы системы на интервале времени от

0 до t0:

[pic].

Так как приемники, получающие электрическую энергию напряжением

35 кВ от подстанции «Правобережная», относятся к I и II категории

по надежности, то необходимо обеспечить резервирование. Поэтому

электрическая энергия на шины 35 кВ поступает с двух

автотрансформаторов. Определим надежность системы электроснабжения с

учетом резервирования. Система может находиться в четырех

состояниях: три работоспособные и одно — отказ.

- оба элемента работоспособны;

- первый элемент отказал, второй работоспособен;

- первый работоспособен, а второй отказал;

- оба элемента отказали.

При расчете будем считать, что система состоит из двух

параллельных ветвей. Из расчета, представленного выше, известно:

[pic], 1/ч;

[pic], ч.;

[pic], ч.

Тогда:

[pic]

[pic];

[pic]

[pic];

[pic]

[pic];

[pic]

[pic].

Тогда коэффициент готовности системы:

[pic].

Коэффициент простоя системы:

[pic].

Теперь определим интенсивность отказов системы из этих

резервированных элементов:

[pic]

[pic], 1/ч.

Среднее время безотказной работы:

[pic], ч.

Из расчета видно, что при резервировании среднее время

безотказной работы системы достигает 9248 лет, что значительно

превышает срок службы любого оборудования.

2. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА В СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

2.1. Общие сведения

2.1.1. Назначение релейной защиты. В энергетических системах

могут возникать повреждения и ненормальные режимы работы

электрооборудования электростанций и подстанций, их распределительных

устройств, линий электропередачи и электроустановок потребителей

электрической энергии. Повреждения в большинстве случаев

сопровождаются значительным увеличением тока и глубоким понижением

напряжения в элементах энергосистемы. Повышенный ток выделяет

большое количество тепла, вызывающее разрушения в месте повреждения

и опасный нагрев неповрежденных линий и оборудования, по которым

этот ток проходит. Понижение напряжения нарушает нормальную работу

потребителей электроэнергии и устойчивость параллельной работы

генераторов и энергосистемы в целом. Ненормальные режимы обычно

приводят к отклонению величин напряжения, тока и частоты от

допустимых значений. При понижении частоты и напряжения создается

опасность нарушения нормальной работы потребителей и устойчивости

энергосистемы, а повышение напряжения и тока угрожает повреждением

оборудования и линий электропередачи. Таким образом, повреждения

нарушают работу энергосистемы и потребителей электроэнергии, а

ненормальные режимы создают возможность возникновения повреждений или

расстройства работы энергосистемы.

Для обеспечения нормальной работы энергетической системы и

потребителей электроэнергии необходимо как можно быстрее выявлять и

отделять место повреждения от неповрежденной сети, восстанавливая таким

путем ненормальные условия их работы и прекращая разрушения в месте

повреждения. Поэтому возникает необходимость в создании и применении

автоматических устройств, выполняющих указанные операции и защищающих

систему и ее элементы от опасных последствий повреждений и ненормальных

режимов.

Первоначально в качестве подобной защиты применялись плавкие

предохранители. Затем были созданы защитные устройства, выполняемые при

помощи специальных автоматов — реле, получившие название релейной защиты.

Релейная защита является основным видом электрической

автоматики, без которой невозможна нормальная и надежная работа

современных энергетических систем. Она осуществляет непрерывный

контроль за состоянием и режимом работы всех элементов

энергосистемы и реагирует на возникновение повреждений и

ненормальных режимов. При возникновении повреждений защита выявляет

и отключает от системы поврежденный участок, воздействуя на

специальные силовые выключатели, предназначенные для размыкания токов

повреждения. При возникновении ненормальных режимов защита выявляет

их и в зависимости от характера нарушения производит операции,

необходимые для восстановления нормального режима, или подает сигнал

дежурному персоналу.

2.1.2. Требования, предъявляемые к релейной защите. Эти

требования делятся на две большие группы:

- требования к защите от коротких замыканий;

- требования к защитам от ненормальных режимов.

Требования к защите от коротких замыканий:

- селективность;

- быстродействие;

- чувствительность;

- надежность.

Селективность — это способность защиты отключать при коротких

замыканиях только поврежденный участок сети. Таким образом,

селективное отключение повреждения является основным условием для

обеспечения надежного электроснабжения потребителей.

Быстродействие — это способность защиты отключать повреждения с

возможно большей быстротой для ограничения размеров разрушения

оборудования, повышения эффективности автоматического повторного

включения линий и сборных шин, уменьшения продолжительности снижения

напряжения у потребителей у потребителей и сохранения устойчивости

параллельной работы генераторов, электростанций и энергосистемы в

целом.

Чувствительность — это способность защиты реагировать на повреждения в

минимальных режимах системы электроснабжения, когда изменение

воздействующей величины, то есть величины, на которую реагирует защита,

будет минимальной. Чувствительность защиты оценивается коэффициентом

чувствительности. Коэффициент чувствительности есть отношение между

значением воздействующей величины при повреждении защищаемой зоны и

установленным на защите параметром ее срабатывания. Для защит, реагирующих

на ток:

[pic],

где Iкз.min – минимальный ток короткого замыкания;

Iс.з. – ток срабатывания защиты.

Надежность — это способность защиты выполнять заданные функции,

сохраняя свои эксплуатационные показатели в заданных пределах в течение

определенного промежутка времени.

Защиты от ненормальных режимов, так же как и защиты от коротких

замыканий, должны обладать селективностью, чувствительность и надежностью.

Быстродействие от этих защит, как правило, не требуется. Часто ненормальные

режимы носят кратковременный характер и самоликвидируются, например

кратковременная перегрузка при пуске асинхронного электродвигателя. В тех

случаях, когда устранение ненормальных режимов может произвести дежурный

персонал, защита от ненормальных режимов может выполняться с действием

только на сигнал.

2.2. Виды релейной защиты

2.2.1. Токовая защита. Защита, для которой воздействующей

величиной является ток, называется токовой защитой. Этот вид защиты

в системах электроснабжения получил наибольшее распространение.

Первыми токовыми защитами были плавкие предохранители. Суть защиты

плавким предохранителем заключается в том, что при протекании

большого тока плавкая вставка разрушается и цепь разрывается. В

токовых защитах применяются электромагнитные реле максимального и

минимального тока. Реле максимального тока действует при превышении

воздействующей величины тока срабатывания реле, а реле минимального

тока — при снижении воздействующей величины менее тока срабатывания

реле. Токовые защиты делятся на максимальные токовые защиты и

токовые отсечки. Токовая отсечка — это защита, которая срабатывает

мгновенно.

2.2.2. Защита по напряжению. Для данного вида защиты

воздействующей величиной является напряжение. Защита по напряжению,

как и токовая защита, выполняется на электромагнитных реле

максимального и минимального напряжения.

2.2.3. Токовая направленная защита. Направленной называется

защита, которая действует при определенном направлении мощности

короткого замыкания. Данный вид защиты применяется в сетях с

двухсторонним питанием. Защита в этих сетях должна не только

реагировать на появление тока короткого замыкания, но для

обеспечения селективности должна также учитывать направление мощности

короткого замыкания в защищаемой линии или, иначе говоря, фазу

тока в линии относительно напряжения на шинах. Направление мощности

короткого замыкания, проходящей по линии, характеризует, где

возникло повреждение: на защищаемой линии или на других

присоединениях, отходящих от шин данной подстанции. Это

обстоятельство используется в токовой направленной защите, которая по

знаку мощности определяет, на каком присоединении возникло

повреждение, и действует только при коротком замыкании на

защищаемом участке.

2.2.4. Дистанционная защита. Данный вид защиты применяется в

сетях сложной конфигурации, например, кольцевая сеть с двухсторонним

питанием. Выдержка времени дистанционной защиты зависит от

расстояния между местом установки защиты и точкой короткого

замыкания. При этом ближайшая к месту повреждения дистанционная

защита всегда имеет меньшую выдержку времени, чем более удаленные

защиты, благодаря этому автоматически обеспечивается селективное

отключение поврежденного участка. Основным элементом дистанционной

защиты является дистанционный орган, определяющий удаленность

короткого замыкания от места установки защиты. В качестве

дистанционного органа используются реле сопротивления, непосредственно

или косвенно реагирующие на полное, активное или реактивное

сопротивление линии.

2.2.5. Дифференциальная защита. Принцип действия дифференциальной

защиты основан на сравнении величины и фазы токов в начале и

конце защищаемого участка. Данная защита обеспечивает мгновенное

отключение короткого замыкания в любой точке защищаемого участка и

обладает селективностью при коротком замыкании за пределами

защищаемой зоны. Дифференциальные защиты подразделяются на продольные

и поперечные. Первые служат для защиты как одинарных, так и

параллельных линий, вторые — только параллельных линий.

2.2.6. Высокочастотная защита. Высокочастотные защиты являются

быстродействующими и предназначаются для линий средней и большой

длины. Они применяются в тех случаях, когда по условиям

устойчивости или другим причинам требуется быстрое двухстороннее

отключение короткого замыкания в любой точке защищаемого участка.

Удовлетворяющие этому же требованию продольные дифференциальная

защита непригодна для длинных линий вследствие высокой стоимости

соединительного кабеля и недопустимого увеличения его сопротивления.

По принципу действия высокочастотная защита не реагирует на

короткие замыкания вне защищаемого участка и поэтому, так же как

и дифференциальные защиты, не имеют выдержки времени. Существует

два вида высокочастотных защит:

- направленная защита с высокочастотной блокировкой, то есть с

блокировкой токами высокой частоты, основанная на сравнении

направлений мощности короткого замыкания по концам защищаемой линии;

- дифференциально-фазные высокочастотная защита, основанная на

сравнении фаз токов по концам линии.

2.3. Элементы релейной защиты

Устройства релейной защиты, согласно [8], состоят из нескольких

реле, соединенных друг с другом по определенной схеме. Реле

представляет собой автоматическое устройство, которое приходит в

действие при определенном значении воздействующей на него входной

величины. В релейной защите применяются реле с контактами —

электромеханические, бесконтактные — на полупроводниках или на

ферромагнитных элементах. У первых при срабатывании замыкаются или

размыкаются контакты, у вторых — при определенном значении входной

величины х скачкообразно меняется выходная величина у.

Каждый комплект релейной защиты подразделяется на две части:

- реагирующая;

- логическая.

Реагирующая часть является главной, она состоит из основных

реле, которые непрерывно получают информацию о состоянии защищаемого

элемента и реагируют на повреждения или ненормальные режимы,

подавая соответствующие команды на логическую часть защиты.

Логическая часть является вспомогательной, она воспринимает

команды реагирующей части и, если их значение, последовательность и

сочетание соответствуют заданной программе, происходит заранее

предусмотренные операции и подает управляющий импульс на отключение

выключателей. Логическая часть может выполнятся с помощью

электромеханических реле или схем с использованием полупроводниковых

приборов. В соответствии с этим делением защитных устройств реле

также делятся на две группы:

- основные, реагирующие на повреждения;

- вспомогательные, действующие по команде первых и используемые

в логической части схемы.

В качестве реагирующих реле применяют:

- токовые реле, реагирующие на величину тока;

- реле напряжения, реагирующие на величину напряжения;

- реле сопротивления, реагирующие на изменение сопротивления.

Кроме того, широкое распространение получили реле мощности,

реагирующие на величину и направление мощности короткого замыкания,

проходящий через место установки защиты. Для защит от ненормальных

режимов, так же как и для защит от коротких замыканий,

используются реле тока и напряжения. Первые служат в качестве

реле, реагирующих на перегрузку, а вторые — на опасное повышение

или снижение напряжения в сети. Кроме того, применяется ряд

специальных реле, например, реле частоты, действующее при

недопустимом снижении или повышении частоты; тепловые реле,

реагирующие на увеличение тепла, выделяемое током при перегрузках.

К числу вспомогательных реле относятся:

- реле времени, служащие для замедления действия защиты;

- реле указательные, служащие для сигнализации и фиксации

действия защиты;

- реле промежуточные, передающие действие основных реле на

отключение выключателей и служащие для осуществления взаимной связи

между элементами защиты.

В настоящее время в различных устройствах релейной защиты

получили распространение интегральные транзисторно-транзисторные

логические схемы [9]. Для устройств релейной защиты и автоматики

широко применяются элементы интегральной высокопороговой транзисторно-

транзисторной логики серии К155 и К511, предназначенных для работы

в условиях повышенных электромагнитных помех.

Практика применения логических элементов показывает, что

наиболее рациональным является применение в устройствах релейной

защиты унифицированных логических элементов, реализующих

последовательно две логические операции «ИЛИ – НЕ» и «И – НЕ». Они

образуют функционально полную группу [10], то есть на основе

элементов только одного из этих типов возможно построить любую

заданную логическую схему. Однотипность логических элементов

облегчает проектирование, изготовление и эксплуатацию устройств

релейной защиты. Еще одним преимуществом унифицированных логических

элементов, включающих в себя инверторы, является наличие в их

схеме активного усилительного элемента, состоящего из одного или

нескольких транзисторов. Это исключает возможность затухания уровня

сигнала в цепочке из нескольких последовательно соединенных

элементов.

При проектировании схем с интегральными логическими элементами

типа К155 и К511 необходимо учитывать особенность режима работы

выходных каскадов этих элементов при переходе выходного сигнала от

1 к 0 и наоборот. В момент перехода возможен кратковременный

режим, когда открыты оба транзистора выходного каскада, что резко

увеличивает потребляемый элементом ток. Такие броски тока могут

вызвать резкие колебания напряжения питания элементов и вследствие

этого сбои в работе узлов схемы. Для исключения таких сбоев

непосредственно на выводах питания микросхем устанавливаются

конденсаторы, с малой собственной индуктивностью, например типа КМ

и КЛС.

3. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И АВТОМАТИКИ

3.1. Причины аварий в энергосистеме

Анализ аварийности в энергосистеме является основной задачей

расследования технологических нарушений. При этом под аварийностью

будем понимать состояние системы, которое характеризуется числом

нарушений и их последствиями за определенный период. При

эксплуатации электрооборудования ежемесячно составляются сведения о

числе нарушений за истекший период. На основании этого отчета

определяются абсолютные и относительные изменения по сравнению с

предыдущим периодом эксплуатации.

Использование методов надежности для анализа аварийности

электрооборудования в энергосистеме связано с определенными

трудностями. Данные методы направлены на оценку надежности и

эффективности серийного оборудования. При известных параметрах

надежности отдельных элементов системы эти методы позволяют оценить

надежность связей между узлами системы. Однако, причинами нарушений

являются не только неполадки в оборудовании, но и опасные внешние

воздействия на элементы системы и ошибки человека при управлении

технологическими процессами в энергосистеме. Поэтому необходимо

учитывать поведение человека и влияние внешней среды существенно

ограничивают применение теории надежности для целей анализа

аварийности в энергосистеме. Функциональная модель возникновения

аварий в энергосистеме представлена на рис. 3.1. Качественный

-----------------------

Анализ работы электрооборудования подстанции «Правобережная» с оценкой

эффективности устройств релейной защиты и автоматики

ЭО – 95

доцент, кандидат технических наук

Шпиганович Алла Александровна

экономике и организации производства — доцент, кандидат

технических наук Шпиганович Алла Александровна

профессор, доктор технических наук

Шпиганович Александр Николаевич

по охране труда —

по нормоконтролю —

[pic]

37 кВ

[pic]

230 кВ

[pic]

115 кВ

37 кВ

10,5 кВ

[pic]

Страницы: 1, 2