Электроснабжение сельскохозяйственных потребителей Будёновских РЭС (стр. 11 из 19)
Рис.1.26 Однолинейная схема максимальной токовой защиты
Iс.р =
,Установка реле по току должна быть не менее расчетного тока срабатывания. Установку по времени определяют по карте селективности. Защита действует на отключение.
Защиту от перегрузки выполняют токовым реле установленным в одной фазе. Это объясняется тем что перегрузки обычно бывают симметричными. Защиты работают с выдержкой времени большей, выдержки времени защит от короткого замыкания, обычно на сигнал. Схема токовой защиты от перегрузок приведена на рис.1.27.
Ток срабатывания реле:
Iс.р =
,где Кв – коэффициент возврата, зависит от типа реле.
Рис.1.27 Принципиальная схема токовой защиты от перегрузок
Газовая защита реагирует на все виды внутренних повреждений в том числе и на витковые замыкания, при которых другие применяемые стандартные виды защит могут не срабатывать. Витковые замыкания как и другие виды коротких замыканий сопровождаются местным нагревом, а во многих случаях и горением электрической дуги. Это приводит к разложению трансформаторного масла и изоляционных материалов и образованию газов, в результате чего и действует газовая защита. Основным органом газовой защиты является газовое реле. Его устанавливают между баком трансформатора и расширителем. Раньше нашей промышленностью выпускались поплавковые реле ПГ – 22, а затем чашечковые типа РГ 43. Но с начала 70-х годов на отечественные силовые трансформаторы устанавливаются более надежные газовые реле Бухгольца типа BF – 80/Q производства Германии. Кроме того, что газовые реле защищает трансформатор при внутренних коротких замыканиях оно еще реагирует на аварийное снижение уровня масла в баке трансформатора. Газовое реле Бхгольца работает как на сигнал, так и на отключение. Установка газовой защиты обязательно на трансформаторы мощностью 6,3 мВА и более [10].
После анализа выше перечисленных типов защит для трансформатора мощностью 6,3 мВА с высшим напряжением 110 кВ выбираются: для защиты от внутренних коротких замыканий и аварийного снижения масла газовая защита;
Для защиты от внешних коротких замыканий дифференциальная продольная токовая защита.
1.9.2 Релейная защита ВЛ – 110 кВ районных электрических сетей
В сельской местности электроснабжение осуществляется, как правило, по воздушным ВЛ напряжением 10 кВ, которые подключаются к подстанциям 110 и 35 кВ. За последние годы благодаря увеличению числа питающих линий и подстанций снизилась средняя протяжённость линии 10 кВ. Появилось много сравнительно коротких линий (до 10 км).
Защита линии 10 кВ сельскохозяйственных районов выполняется в соответствии с ПУЭ от многофазных к. з. И от однофазных замыканий на землю.
Защиту от многофазных к. з. предусматривают в двухфазном исполнении на одних и тех же фазах линии №2 подстанции "Красный Октябрь" с исполнением реле РТВ – I, включённым на однофазные токи (рис 1.28).
Рис 1.28 Схема минимальной защиты линии
Согласуем защиту линии с работой кварцевого предохранителя типа ПКТ трансформатора 250 кВА, подключённого к линии. Определим ток срабатывания защиты по условию
Ic.з.³
,где Кн – коэффициент надёжности, обеспечивающий надёжное срабатывание (отстройку) защиты путём учёта погрешности реле с необходимым запасом, Кн=1,4 для реле РТВ – I [11];
Кв – коэффициент возврата реле, Кв=0,6 [11];
Ксзп – коэффициент запуска, Ксзп=1,25;
Iраб. max – максимальный рабочий ток ногрузки.
Находим из табл.1 – 7 [11] номинальный ток плавкой вставки предохранителя, который равен 40 А. По типовым время токовым характеристикам предохранителя ПКТ – 10 [11] определим значение тока, для которого время плавления tпл=5с: 150 А. Ток срабатывания максимальной защиты в этом случае должен быть не менее, чем Iс.з.³1,4 In=1.4*150=210 А. С учётом имеющихся установок на реле РТВ – I и принимая nтт=100/5, ток срабатывания округлим до 500 А.
Следовательно, для обеспечения требуемого коэффициента чувствительности защиты линии К(2)ч.осн.=1,5 [9,11,13] ток через защиту, выполненную по схеме неполной звезды (рис. 1.26) при двухфазном к. з. в конце защищаемой зоны должен быть не менее 300 А.
Выбранные токи срабатывания могут обеспечить и дальнейшее резервирование, т. е. при двухфазном к. з. за трансформатором 250 кВА. На рис 1.29 построены время токовые характеристики предохранителя ПКТ – 10 Iном=40 А: типовые (кривые 1) и предельные, смещённые на 20 % вправо (кривые 1). Характеристика 2 времени срабатывания линейной защиты с реле типа РТВ – I с током срабатывания 200 А подобрано таким образом, чтобы обеспечить ступень селективности Dt между характеристиками 1 и 2 не менее 0,5 с во всём диапазоне ожидаемых токов к.з.
Рис.1.29 Схема сети (а) и карта селективности (б)
2. Разработка устройства для определения мест повреждения линии ЛЭП
2.1 Классификация и назначение устройств для определения мест повреждения воздушных ЛЭП
Воздушные распределительные сети 6 – 35 кВ работают с изолированной или компенсированной нейтралью. Значение токов замыкания на землю в этих сетях относительно не велики и во многих случаях на один или даже два порядка меньше токов нагрузки.
Для воздушных сетей 6 –35 кВ с изолированной нейтралью значение тока замыкания на землю при замыкании без переходного сопротивления может быть ориентировочно определено по эмпирической формуле [19]
Ic=2.7*lc*U*л*10-3 (2.1)
где Iс – ток замыкания, А;
Uл* - линейное напряжение, кВ;
lc – суммарная длина линии сети, км.
В компенсированных сетях ток замыкания на землю зависит , кроме того, от степени компенсации ёмкостного тока. Для этих сетей характерна так же сложная древовидная конфигурация линий.
Указанная особенность сетей 6 – 35 кВ практически исчезает возможность применения для них методов и средств определения мест однофазных замыканий на землю, используемых в сетях более высокого напряжения. В связи с этим в воздушных линиях 6 –35 кВ получили распространение переносные приборы, которые позволяют путём ряда последовательных измерений в разных точках определить место повреждения.
Известные методы и приборы для отыскания места однофазного замыкания на землю [1,2] в воздушных распределительных сетях основан на использовании процессов и явлений, происходящих в сетях при этом виде повреждений. При замыкании на землю как в повреждённой, так и в неповреждённых линиях определяется при прочих одинаковых условиях: ёмкостью проводов каждой линии по отношению к земле. В повреждённой линии от шин подстанции к месту замыкания протекает суммарный ток нулевой последовательности неповреждённых линий. Направление тока в повреждённой линии противоположно направлению токов в неповреждённой линии. Замыкание на землю вызывает искажение системы фазных напряжений. Токи нулевой последовательности, кроме основной составляющей 50 Гц, содержат составляющие высших гармоник. Основными источниками высших гармоник являются генераторы,э.д.с. которых не чисто синусоидальная, а так же силовые трансформаторы и токоприёмники, имеющие не линейную характеристику.
При замыкании на землю в сети гармонический состав тока нулевой последовательности непосредственной линии определяется гармоническим составом напряжения нулевой последовательности и параметрами данной линии. Гармонический состав тока повреждённой линии представляет собой сумму гармонических составляющих токов неповреждённой линии. В компенсированных сетях к высшим гармоникам тока нулевой последовательности повреждённого присоединения добавляются высшие гармонические составляющие тока дугогосящей катушки.
Контроль тока нулевой последовательности в линиях сети осуществляется переносными приборами путём измерения магнитного поля вблизи линии с помощью встроенных в прибор магнитных датчиков, представляющих собой индуктивную катушку с разомкнутым ферромагнитным сердечником. Контроль напряжения сети осуществляется путём измерения электрического поля с помощью штыревой антенны.
По измеряемым составляющим тока и напряжения переносные приборы делятся на две группы: приборы, работающие на частоте 50 Гц, и приборы, работающие на высших гармонических составляющих. Каждая группа в свою очередь включается как токовые, так и направленные приборы. Токовые приборы используются для сравнительной оценки токов нулевой последовательности в линиях и участках сети при замыкании на землю. Направленные приборы дают возможность определить направление протекания токов.
При применении токовых приборов в результате сравнительной оценки уровня соответствующих составляющих токов нулевой последовательности определяется повреждённая линия, показания прибора, для которой максимальны; затем по максимальным показаниям прибора на повреждённой линии определяется повреждённое ответвление и место повреждения, за которым показания прибора резко снижаются.
Направленные приборы позволяют по показаниям индикатора определить направление к месту повреждения в точке сети, если значение соответствующей составляющей тока нулевой последовательности в данной точке сети достаточно для работы прибора. Это условие выполняется обычно на сравнительно коротких ответвлениях и кольцевых участках сети.