Секционирование
1. Варианты применения РВА/TEL
В основе автоматизации аварийных режимов работы распределительных сетей
с применением вакуумных реклоузеров РВА/TEL лежит принцип автоматического секционирования воздушных линий электропередачи. Этот принцип получил
название децентрализованной системы секционирования.
Принцип децентрализованной системы секционирования заключается в том,
что воздушная линия путем установки нескольких реклоузеров делится на несколько участков. Каждый отдельный секционирующий аппарат является интеллектуальным устройством, которое анализирует параметры режимов работы
электрической сети и автоматически производит ее реконфигурацию (локализацию места повреждения и восстановление электроснабжения потребителей неповрежденных участков сети) в соответствии с заранее запрограммированным алгоритмом.
Информация о повреждении на линии обрабатывается по месту установки
реклоузера в сети – в микропроцессорном шкафу управления. Наличие телемеханики не влияет на выполнение основных функций реклоузера и носит вспомогательный характер (оперативное управление, контроль параметров сети и т.д.).
Локализация повреждения происходит децентрализовано. Преимуществом децентрализованного подхода является значительное сокращение времени поиска и
локализации поврежденного участка сети и восстановления питания неповрежденных потребителей, которое сокращается до секунд. Как следствие, снижается риск ущерба для потребителей, сокращаются затраты на поиск и локализацию
повреждения. Полностью устраняется человеческий фактор. Не требуется каких
либо каналов связи, что существенно сокращает затраты на автоматизацию линий.
Традиционные пункты секционирования, выполненные на базе ячеек КРУ,
имеют в своем составе классические защиты, выполненные на электромеханических или микропроцессорных терминалах реле. Такие защиты весьма затруднительно использовать для автоматического секционирования линий на магистральных участках сети, особенно в сетях с несколькими источниками. К классическим защитам не предъявляются требования о возможности реализации многократных АПВ, не требуются независимые уставки при различных направлениях потока мощности. Минимальная ступень cелективности классических микропроцессорных защит составляет 0,3 с, электромеханических – от 0,5 с. Всего этого недостаточно для реализации децентрализованного автоматического подхода.
При реализации автоматического секционирования предполагается необходимость согласования РЗА нескольких последовательно установленных аппаратов,
изменение настроек РЗА при изменении направления потока мощности в послеаварийных режимах. Как следствие, большая часть установленных пунктов секционирования работает не автоматически. Вакуумный реклоузер РВА/TEL коммутационный аппарат, специально разработанный для реализации принципов
децентрализованной системы секционирования воздушных распределительных
сетей 10(6) кВ. С применением вакуумных реклоузеров РВА/TEL возможны сле-
дующие основные варианты автоматического секционирования воздушных распределительных сетей:
- секционирование линий с односторонним питанием и сетевым резервом;
- секционирование линий с применением плавких предохранителей;
- разборка и сборка длинных фидеров;
- построение открытых распределительных устройств;
- подключение абонентов электрической сети;
- разграничение балансовой принадлежности между субабонентами;
- оптимизация диспетчерского управления сетью;
- резервирование потребителей от двух и более независимых
источников.
Децентрализованный принцип секционирования линий
ВП
ПС 35/10
Р
Р
Р
Р
АВР
РЗА
Р – реклоузеры;
АВР – реклоузер в качестве автоматического ввода резервного питания
2.Последовательное секционирование линий с односторонним питанием
Используется в радиальных линиях, когда невозможно обеспечить сетевое резервирование от смежных источников. Реклоузеры устанавливаются на магистрали. При возникновении повреждения на линии автоматически отключается
ближайший реклоузер и отключает весь нижестоящий участок сети.
Эффективность схемы обусловлена возможностью по количеству отключенных
потребителей точно идентифицировать поврежденный участок линии и оперативно адресно направить ремонтную бригаду. К преимуществам схемы следует
отнести увеличение надежности электроснабжения потребителей отдельных
участков по мере приближения к центру питания. В случае отсутствия ограничений по выдержке времени РЗА на головном выключателе в центре питания для
настройки защит и автоматики реклоузера используются традиционные ступенчатые принципы согласования токовых защит. При ограничениях выдержки времени на головном участке используются специальные функции РВА/TEL – малые
ступени селективности, координация последовательности зон, ввод или вывод
ступеней защит в циклах АПВ.
Алгоритм секционирования радиальной линии с односторонним питанием
R
R
ПС 35/10
3.Последовательное секционирование линий с сетевым резервом
Используется в радиальных линиях с двумя или несколькими смежными источниками питания. Возможно применение при сетевом резервировании линий
10(6) кВ от разных секций шин одного центра питания.
В данном случае дополнительно к реклоузерам на магистрали устанавливается
реклоузер в качестве пункта сетевого АВР. Рассмотрим принцип работы схемы
последовательного секционирования линий с сетевым резервом на примере сети
с двухсторонним питанием.
При возникновении повреждения на участке линии (точка К1) автоматически
отключается ближайший коммутационный аппарат ВП1.
Алгоритм секционирования радиальной линии с односторонним питанием
ВП1
R1
R2
R3
АВР
ВП2
ПС 35/10
ПС 35/10
Отключение ближайшего аппарата к месту короткого замыкания
ВП1
К1
R1
R2
АВР
ПС 35/10
R3
ВП2
ПС 35/10
По факту исчезновения напряжения автоматически включается реклоузер R2, работающий как пункт АВР. Включение происходит на короткое замыкание.
Защиты на реклоузере R1 направленные. При отрицательном направлении потока
мощности срабатывает соответствующая ступень защиты и R1 автоматически селективно отключается, раньше чем отключится реклоузер R2.
Но на R3 установлена минимальная выдержка, большая выдержка на следующем реклоузере
по мере приближения к ВП2 и т.д. Для этих реклоузеров после включения СВ направление
мощности не изменилось и группа уставок осталась прежней! Т.е. для данной схемы с таким
количеством реклоузеров выдержки времени защит на R1 иR2 будут одинаковыми! Чушь с
мягким знаком! Что делать? Видимо исходно при положительном направлении мощности
должны задаваться уставки с учетом количества реклоузеров, установленных слева от СВ.
Например, на ВП1-о,3 с, на R1-0,6 с, на R2- 0,9 с (вступают в действие при обратном направлении мощности), на R3-1,2 с, на ВП2 – 1,5 с (уставки при прямом направлении мощности, исходно завышены!). Аналогично, на ВП1-1,5с,на R1-1,2 c, на R2-0,9 с (при прямом направлении),
на R3-0,6с, на ВП2-0,3 с (при обратном направлении).
Тем самым происходит автоматическое выделение поврежденного участка и
восстановление питания неповрежденных потребителей на участке линии от R1
до R2.
Включение АВР на короткое замыкание
ВП1
К1
R1
R2
R3
АВР
ВП2
ПС 35/10
ПС 35/10
Селективное отключение R1 по настройкам обратного направления потока
мощности
ВП1
К1
R1
R2
R3
ВП2
АВР
ПС 35/10
ПС 35/10
Эффективность схемы обусловлена возможностью автоматически локализовать
повреждение в пределах одного участка и автоматически подать резервное питание не поврежденным потребителям.
Рассматриваемый вариант также позволяет обеспечить оптимальное резервирование потребителей. Посредством АВР возможно обеспечить восстановление
питания потребителей целого фидера при отключении одного из центров питания. Это особенно актуально при однотрансформаторных схемах подстанций, т.к.
фактически позволяет обеспечить секционирование от смежного источника питания.
Аварийное отключение подстанции 35/6(10) кВ
ВП1
R1
R2
АВР
ПС 35/10
R3
ВП2
ПС 35/10
Срабатывание АВР на R2 – восстановление питания потребителей фидера от
смежной подстанции
ВП1
R1
R2
АВР
ПС 35/10
R3
ВП2
ПС 35/10
Для настройки РЗА реклоузера при секционировании в сетях с сетевым резервом используются направленные защиты с разными уставками при различных
направлениях потока мощности. На нормально отключенном реклоузере (в рассмотренном примере R2) задействуется одностороннее или двухсторонне АВР.
Согласование РЗА последовательно установленных реклоузеров в нормальном и послеаварийном режимах проводится с учетом особенностей, изложенных в п.2.
4. Секционирование линий с применением плавких предохранителей
Используется при наличии в сети протяженных отпаек совместно с алгоритмом
секционирования линий с односторонним питанием или сетевым резервом. При
такой схеме секционирования дополнительно к реклоузерам на магистрали на
протяженные отпайки, повреждаемость которых достаточно высока, устанавливаются плавкие предохранители. Назначение установки предохранителя на отпайке – исключение влияния повреждений на ответвлениях на общую надежность потребителей сети. Использование предохранителей для защиты отпаек
дешевле, нежели пунктов секционирования, поэтому данный вариант нашел широкое применение в различных странах мира. Особенность алгоритма секционирования линий с плавкими предохранителями на отпайках заключается в том, что
при первом появлении повреждения, необходимо определить его характер –
устойчивое или не устойчивое. Для этого реклоузер на магистрали должен отключиться раньше, чем успеет перегореть плавкая вставка предохранителя. Если
повторное включение реклоузера (АПВ) будет неуспешным, а соответственно
повреждение устойчивое, реклоузер должен подождать пока перегорит плавкая
вставка предохранителя и тем самым локализует повреждение на отпайке. Другими словами, необходимо обеспечить «спасение» предохранителя при неустойчивых КЗ и его гарантированное «сжигаение» в случае, если КЗ устойчивое. Такой алгоритм работы реклоузеров в международной практике получил название
«fusesaving» - спасение предохранителя.
Реализация алгоритма стала возможна благодаря возможностям реклоузера работать с разными времятоковыми характеристиками в циклах АПВ.
Рассмотрим принцип секционирования сети с использованием плавких предохранителей на примере радиальной линии с односторонним питанием.
Произошло короткое замыкание за реклоузером R в точке К1. В первый момент времени настройки реклоузера находятся на характеристике первого отключения (до первого цикла АПВ). При этом характеристика первого отключения
предполагает одновременную работу двух ступеней токовой защиты (ВТХ-1,
ВТХ-2).
Времятоковая характеристика первой ступени лежит ниже времятоковой характеристики предохранителя, а ВТХ второй ступени – выше. Поскольку ВТХ
первой ступени токовой защиты лежит ниже ВТХ предохранителя, происходит
селективное отключение реклоузера R.
Алгоритм секционирования с применением плавких предохранителей
Селективное отключение реклоузера R по ВТХ-1
t, c
П
ВП1
R
ВТХ2
212
4
3
ПС 35/10
К1
2
ВТХ1
1 1
Ik
400 800 1200 1600
A
П – ВТХ предохранителя;
ВТХ-1, ВТХ-2 – времятоковые характеристики первой и второй ступени токовых защит реклоузера
АПВ реклоузера R с характеристикой второго отключения
(ВТХ-1 выведена) перегорание плавкой вставки предохранителя
t, c
П
ВП1
R
ВТХ2
212
4
3
ПС 35/10
К1
2
ВТХ1
1 1
Ik
400 800 1200 1600
A
По факту отключения реклоузер R автоматически переходит на характеристику
второго отключения, на которой ВТХ-1 первой ступени выводится. Реклоузер
производит первое повторное включение (АПВ). Если короткое замыкание было
не устойчивое, реклоузер останется во включенном состоянии и нормальное питание потребителей восстановится. В противном случае реклоузер будет ждать,
пока перегорит плавкая вставка предохранителя, т.к. на втором отключении
реклоузер работает по ВТХ только второй ступени (ВТХ-2). Сгорание плавкой
вставки предохранителя приводит к автоматическому селективному отключению
поврежденного ответвления. Потребители всех остальных участков фидера сохранили свое питание.
5.Разборка-сборка сети
В условиях значительной протяженности электрической сети, когда длина магистрального участка достигает 50 и более километров (вдольтрассовые линии
магистральных трубопроводов), для организации надежной децентрализованной
системы управления аварийными режимами необходима установка значительного числа аппаратов. Последовательно может быть установлено до 10-15 реклоузеров. Традиционное согласование по ступенчатому принципу не позволит уложиться в объективно реальные выдержки времени защит на головных выключателях (0,5-1 с).
С применением реклоузеров РВА/TEL задачу селективной локализации повреждения при такой схеме сети можно решить с использованием алгоритма разборки и последовательной сборка сети. Суть алгоритма заключается в одновременном отключении группы реклоузеров до места повреждения (разборка сети), а
затем поочередном их включении (сборка сети) до места повреждения.
ВП1
R
R
R
АВР R
R
R
R
R
ВП2
Шины НПС
10 кВ
Шины НПС
10 кВ
Рассмотрим один из вариантов реализации алгоритма «разборка-сборка сети».
Предположим, произошло короткое замыкание между реклоузерами R3 и R4:
1. Отключается головной выключатель В1, что обеспечивается соответствующим
выбором уставок токовых защит В1 и реклоузеров.
Работа выключателя В1
ПС№1
~
В1
R1
R2
R3
R4
R5 (АВР)
ПС№2
~
2. Происходит автоматическое повторное включение В1. Если повреждение неустойчивое, нормальная работа линии восстанавливается. Если повреждение
устойчивое, одновременно автоматически отключаются все реклоузеры, через
которые протекает ток короткого замыкания (R1-R3). При этом отключение
реклоузеров происходит раньше, чем срабатывание защиты В1, что обеспечивается возможностью работы с разными времятоковыми характеристиками и координацией последовательности зон в циклах АПВ. Для гарантированного отключения всех выключателей сигнал на отключение от ПО должен быть определен-
ной длительности (например, 0,1 с, а не сниматься при исчезновении тока в цепи).
Отключение реклоузеров R1-R3
ПС№1
В1
R2
R1
R3
R5 (АВР)
R4
ПС№2
~
~
3. После этого происходит автоматическое повторное включение R1 с кратковременно ускоренной ступенью защиты. Если на участке от R1 до R2 находится повреждение, ускоренная ступень защит обеспечит селективное отключение R1
раньше чем выключатель В1.
Включение реклоузера R1
ПС№1
В1
R2
R1
R3
R5 (АВР)
R4
ПС№2
~
~
4. При появлении напряжения со стороны центра питания происходит автоматическое повторное включение R2 с аналогичной ускоренной ступенью защиты.
При этом ускоренная ступень защиты на R1 выводится из действия.
Включение реклоузера R2
ПС№1
В1
R2
R1
R3
R5 (АВР)
R4
ПС№2
~
~
5. Аналогичным образом автоматически включается реклоузер R3. Его включение происходит на короткое замыкание, кратковременно ускоренная ступень защиты R3 обеспечивает селективное отключение данного аппарата. При этом
реклоузеры R1-R2 остаются включенными, т.к. на момент включения R3 их
ускоренные ступени защит выведены. Ускоренные ступени защит реклоузеров
имеют меньшую выдержку времени, чем защиты на головном участке, поэтому
выключатель В1 также остается включенным.
Включение реклоузера R3 и отключение поврежденного участка
ПС№1
В1
R1
R2
R3
R4
R5 (АВР)
ПС№2
~
~
ПС№1
~
В1
R1
R2
R3
R4
R5 (АВР)
ПС№2
~
6. После этого происходит срабатывание АВР на реклоузере R5 и его автоматическое включение. Например, по факту исчезновения напряжения на R5 со стороны рабочего источника питания (действует с заданной выдержкой времени).
Далее реклоузеры работают по аналогичному алгоритму при питании от резервного источника. Какая выдержка в этот момент на R4? До КЗ на всех реклоузерах (R1-R4)
установлены селективные защиты. На В1 – неселективная отсечка. КЗ отключил В1 неселективной защитой, после этого защиты, обтекаемые током КЗ перешли на неселективные отсечки (по факту срабатывания пусковых органов и возврата). Но R4 током не обтекался!
Значит, нужно переводить их по факту исчезновения напряжения и последующего срабатывания ПО. В этом случае и R4 будет готов к отключению без выдержки времени тока КЗ после включения АВР (напряжение с одной стороны было, потом исчезло, потом появился ток
КЗ- сработал ПО). Должно вводиться ускорение! На R5 защита с выдержкой. Если в направлении источника резервного питания (за R5) есть ещё выключатели, то и они отключатся??,
нет, т.к. напряжение от ПС2 сохранялось, а головной выключатель на ПС2 не успеет отключиться, т.к. исходная выдержка на нем 0,5 с. Затем будет производиться сборка схемы от
АПВ.
Автоматический ввод резервного питания и локализация поврежденного участка
ПС№1
В1
R1
R2
R3
R4
R5 (АВР)
ПС№2
~
~
В результате повреждение автоматически локализовано между реклоузерами
R3 и R4, а питание неповрежденных потребителей автоматически восстановлено.
На весь процесс локализации короткого замыкания в линии, в зависимости от количества установленных реклоузеров, требуется от нескольких единиц до нескольких десятков секунд. При этом алгоритм позволяет изменять количество
последовательно установленных аппаратов (уменьшать или добавлять) без изменения настроек остальных реклоузеров, что крайне важно в проектах реконструкции электрических сетей.
Комментарии
Отключение головного выключателя неселективной защитой производится с целью снижения
времени протекания тока КЗ. На остальных реклоузерах при этом стоят селективные защиты…
Неселективная защита на головном имеет выдержку 0,5 с для отстройки от отсечек, установленных на ответвлениях от магистрали. Остальные селективные – имеют выдержки на ступень
селективности больше – 1 с.
При АПВ головного выключателя и устойчивом КЗ неселективная защита на нем должна
выводиться из действия и остается селективная (с какой выдержкой - максимальной по ступенчатому принципу или с минимальной для отстройки от ускоренной защиты остальных реклоузеров). Да, по этому алгоритму ничего менять не надо, начальная выдержка 0,5 с позволяет
отстроиться от ускоренного действия защит после АПВ. Поскольку после АПВ головного на
остальных реклоузерах вводятся неселективные защиты, очевидно, по факту исчезновения
напряжения и последующего возникновения тока КЗ, что приводит к их отключению – всех, в
цепи которых протекает ток КЗ. (Если заставить их работать селективно, то будет большая
выдержка времени у ближайшего к источнику реклоузера).
По факту наличия напряжения со стороны источника питания запускается АПВ на первом
реклоузере (введено ускорение защиты после АПВ). Время АПВ минимальное, одинаковое для
всех реклоузеров. (Пуск АПВ по факту отключения защитой и наличии напряжения со стороны ИП, точнее – с любой стороны!).
При успешном АПВ первого реклоузера появляется напряжение на втором, срабатывает его
АПВ и так далее.
На ближайшем к месту КЗ реклоузере также действует АПВ и ускоренной защитой локализует повреждение.
Чтобы запитать участок сети после места повреждения действует АВР на секционном
реклоузере (после действия всех перечисленных АПВ. Зачем? Почему не локализовать участок
повреждения сразу после исчезновения напряжения на секционном реклоузере, не вводя большую выдержку времени АВР? (Возможно включение на КЗ с двух сторон. Но тогда процесс
восстановления схемы будет идти одновременно с обеих сторон СВ).
Итак, если СВ установлен со стороны резервного источника питания, то после его включения будут обтекаться током КЗ (устойчивое) ранее не отключенные защитой выключатели (R3 и т.д.). На них вводить неселективные отсечки, по какому признаку? Очевидно, по тому же: по факту исчезновения напряжения и последующего возникновения тока КЗ. На СВ –
защита с выдержкой времени, он не отключается при включении на КЗ. !
Далее реклоузеры работают по аналогичному алгоритму при питании от резервного источника.
Если СВ делит магистраль на две части (см. рис. ниже).
Действие защит и АПВ со стороны ИП1 будет аналогичным. Значит, после исчезновения
напряжения и последующем появлении тока КЗ после АВР вводятся неселективные защиты на
R2,R3,R4 и они отключаются после включения СВ, кроме секционного. На реклоузерах за СВ
со стороны ИП2 ускорения защит не производится, так как на них напряжение не исчезало. Но
выключатель ВП2 при срабатывании АВР не успеет отключиться, хотя на нем и установлена
исходно неселективная защита, действующая с минимальной выдержкой 0,4 с, а ускоренные
защиты на R2,R3,R4 рядовых реклоузерах действуют без выдержки, то он не отключится! Затем по факту наличия напряжения срабатывает АПВ ближайшего к секционному реклоузер. И
так далее. Ближайший к месту повреждения реклоузер отключается ускоренной после АПВ
защитой. ВП2 не успевает отключиться, т.к. защита имеет выдержку 0,4 с. Реклоузеры на неповрежденном участке не отключаются!
Что будет при повторном КЗ в поврежденной сети и разделенной выключателями в месте
повреждения между R3 и R4, секционный включен?
ВП1
R1
R2
Шины НПС
10 кВ
R3 R4 АВР R
R
R
R
R
ВП2
Шины НПС
10 кВ
Если на секционном выключателе всегда селективная защита, то по этому алгоритму отключается головной выключатель (остальные имеют выдержку времени), затем АПВ головного выключателя ВП2 и вывод его неселективной защиты. При устойчивом КЗ по изложенному
алгоритму отключаются все реклоузеры, по которым протекал ток КЗ. Далее идет восстановление схемы аналогичным образом.
Итак, по такому алгоритму:
1. Нет необходимости строить селективные защиты по ступенчатому принципу.
2. Нет необходимости в их направленности.
3. Ввод селективной защиты означает введение выдержки времени в защиты (одинаковой
для всех реклоузеров), отстроенных от ускоренных МТЗ.
4. Не вижу необходимости даже двукратного АПВ.
5. На головных выключателях неселективная защита должна иметь выдержку, равную ступени селективности.
Требуется
1. Вводить неселективные защиты на рядовых реклоузерах по факту исчезновения
напряжения и последующего протекания тока КЗ, превышающего заданную уставку
(или повторного появления тока КЗ в течение времени цикла АПВ).
2. На головном выключателе после АПВ нет ускорения, остается селективная защита.
Другой алгоритм
Максимальная выдержка времени селективной защиты на ближайшем к источнику питания
выключателе не является критичной.
На всех реклоузерах установлены селективные защиты с одной группой уставок по времени
(при необходимости – и по току) при направлении мощности от шин в линию, другая группа
уставок – при направлении мощности от линии к шинам ???? Знак вопроса означает, каким
образом будет задаваться выдержка времени для прямого направления мощности: с учетом
всех выключателей магистральной линии, разделенной СВ?
При том же КЗ между реклоузерами R3,R4 селективно отключается ближайший реклоузер
R3, по факту его отключения защитой действует АПВ (можно и с контролем наличия напряжения). Если КЗ устойчивое, он отключается с ускорением после АПВ.
По факту отсутствия напряжения с одной стороны и наличия – с противоположной от АВР
включается секционный выключатель с селективной защитой (группа уставок для обратного
направления мощности). Селективно отключится реклоузер R4 по той же группе уставок. Как
будет действовать защита, если КЗ трехфазное, близкое? Оперативного питания нет?
На R4 не подействует АПВ? Подействует, так как оперативное питание есть (аккумулятор).
Зачем здесь двукратное АПВ, если и при однократном включаем линию четыре раза на
устойчивое КЗ??? (Дважды отключает КЗ R3 и дважды – R4).
Требуется
1. Две группы уставок для прямого и обратного направления мощности.
2. При наличии отпаек с предохранителями для согласования с ними защит нужно заложить время-токовые характеристики срабатывания.
3. Предусмотреть трехкратное АПВ.
4. АВР (по сути – однократное АПВ).
5. Ускорение после АПВ (или введение выдержки времени после АПВ).
6. Возможность введения/выведения неселективных защит.
Когда это может эффективно работать.
1)Для линии с односторонним питанием и наличии резервного ИП.
ПС№1
~
R1
R2
R3
R4
R5
R6 (АВР)
ПС№2
~
Если общее число реклоузеров не велико и нет ограничений по максимальной выдержке
времени защит. Исходно питание от ИП1 и выставлена соответствующая группа
уставок (большая – по направлению к источнику ИП1). При КЗ на магистральной линии
происходит селективное отключение ближайшего к месту КЗ реклоузера (R3). Подействует АПВ и произведет его повторное включение на предмет проверки устойчивого
КЗ. Если КЗ устойчивое – произойдет отключение ускоренной после АПВ защитой.
Возможно двукратное АПВ. По факту исчезновения напряжения на R6 со стороны линии (и наличии – со стороны шин) срабатывает АВР с выдержкой времени, отстроенной от времени срабатывания АПВ. При этом на R6 установлена исходно максимальная выдержка, а на обтекаемых током реклоузерах в обратном направлении вводится
вторая группа уставок (с нарастанием выдержки времени от ИП1 к ИП2). Происходит селективное отключение R4, точка КЗ локализована, питание потребителей от
неповрежденных участков магистрали сохранено.
Если на отпайках установлены реклоузеры, то при КЗ на отпайке должна действовать
отсечка, отстроенная от тока КЗ за трансформатором.
2)Для магистральной линии с двусторонним питанием, секционированной реклоузером.
ПС№1
~
R1
К1
К2
R2
R3
R4(АВР)
R5
R6
R7
ПС№2
~
В нормальном режиме все защиты настроены селективно по ступенчатому принципу с
возрастанием выдержки времени при направлении мощности от шин в линию. И все
хорошо – выдержки минимальны! R3-R2-R1 соответственно 0,5-1,0-1,5 с и R5-R6-R7 0,5-1,0-1,5 с.
При КЗ в К1 селективно отключится R3, сработает АПВ (допустим, неуспешное), от
АВР включится R4 на КЗ. В данном случае хорошо бы секционный отключить ускоренной защитой без выдержки времени.
А если КЗ в К2? Отключился селективно R1, включился R2 – питание с противоположной стороны, для R2,R3 изменится направление мощности, для R5-R7 останется
по-прежнему положительным. Значит, чтобы сохранить селективность действия,
нужно исходно выбирать выдержки из наиболее худшего режима:
При питании от ИП1 на R7-0,5c, на R6-1,0, на R5-1,5c, на R4-2,0c, на R3-2,5c, на R23,0c, на R1-3,5c (для R1-R3 – первая группа уставок, для R5-R7 вторая группа).
При питании от ИП2 на R1-0,5c, на R2-1,0, на R3-1,5c, на R4-2,0c, на R5-2,5c, на R63,0c, на R7-3,5c (для R1-R3 –вторая группа уставок, для R5-R7 первая группа).
Положительное направление (первая группа): на R4-2,0c, на R3-2,5c, на R2-3,0c, на R13,5c. На R4-2,0c, на R5-2,5c, на R6-3,0c, на R7-3,5c.
Отрицательное направление (вторая группа): на R1-0,5c, на R2-1,0, на R3-1,5c, на R42,0c. На R7-0,5c, на R6-1,0, на R5-1,5c, на R4-2,0c. На R4 в данной схеме можно не переключаться по группам уставок.
Недостатки: растет выдержка времени, определяемая общим числом установленных
реклоузеров.
Как будет осуществляться резервирование отпаек? Если на отпайках установлены
выключатели, то КЗ на ВН будет отключаться их отсечкой, но вопрос резервирования
при КЗ на НН остается. В таком случае защиты на магистральной линии должны чувствовать КЗ на НН и должны быть отстроены по времени от защит, установленных
на стороне НН. Это также может привести к увеличению выдержек времени защит
на магистральной линии…
3) Разборка-сборка сети.
На головных выключателях установлена исходно выдержка 0,5 с (например, для отстройки от отсечки, если есть выключатели на отпайках). Ток срабатывания обеспечивает требуемый Кч при КЗ в конце магистрали (СВ включен). На остальных выключателях уставка по времени – 1 с. Все симметрично относительно СВ.
ВП1 R1
Шины НПС
10 кВ
R2
R3
R4
R5 R6
СВ(АВР)
R7
R8
R9
R10 R11
R12 ВП2
Шины НПС
10 кВ
1.При КЗ с выдержкой 0,5 с отключается R1. По факту исчезновения напряжения на
R2-R6 на них вводится неселективная отсечка.
2. Срабатывает АПВ на R1 и вводит выдержку времени 1 с (устанавливается программным переключателем на головном реклоузере). А можно и не вводить, т.к. на
остальных выключателях вводится защита без выдержки времени!
3. При устойчивом КЗ отключаются выключатели, обтекаемые током КЗ (R2,R3,R4).
Выключатель R1 остается включенным.
4.По факту исчезновения со стороны ИП1 напряжения с выдержкой времени, отстроенной от времени действия защиты на R1 и времени действия АПВ, включается СВ.
Это позволяет ускорить локализацию точки КЗ и восстановить схему.
5. Срабатывает АПВ на R2 по признаку наличия напряжения со стороны ИП1. Появляется напряжение на R3 и с таким же временем срабатывает АПВ на R3 и т.д.
6. После включения СВ от ИП2 протекает ток КЗ по R5 и R6. Срабатывают их неселективные отсечки и оба выключателя отключаются (неселекивная отсечка введена по
факту отсутствия напряжения и срабатывании ПО –как в режиме опробывния). По
факту появления напряжения со стороны ИП2 срабатывает первым АПВ на R6.
7.По факту появления напряжения можно вновь вводить выдержку защит 1 с на
реклоузерах, вновь включенных по АПВ.
8. Срабатывает АПВ на ближайших к точке КЗ выключателях R4,R5, которые с ускорением после АПВ отключаются. Точка КЗ локализована. При этом не отключались
выключатели за СВ со стороны ИП2 (не теряли питание потребители), сократилось
время восстановления послеаварийного режима.
9. Для выполнения функции дальнего резервирования нужны вторые ступени защит,
чувствительные по току к КЗ за трансформаторами, а по времени?
Если вторые ступени не предусматривать, то алгоритм «разборки-сборки» магистральной сети сохранится и при КЗ за трансформаторами ответвлений. Но тогда нужно на го-
ловных выключателях устанавливать выдержку времени, отстроенную от МТЗ на НН
присоединений! Их защиты должны подействовать до «разборки» схемы. Но тогда и на
остальных реклоузерах, чтобы их защиты, чувствительные к КЗ за отпайками, не срабатывали при таких КЗ, исходные выдержки времени были бы больше на ступени селективности, чем на головном выключателе. В остальном – алгоритм остается прежним:
- первые ступени не чувствуют КЗ за трансформаторами отпаек;
- запускаются токовые реле вторых ступеней;
- с меньшей выдержкой времени отключится головной выключатель, если отказала
защита на НН отпайки;
- по факту исчезновения напряжения на R2-R6 на них вводится неселективная отсечка;
- срабатывает АПВ на R1 без ускорения после АПВ;
- отключаются второй ступенью все выключатели, обтекаемые током КЗ;
- далее аналогично идет локализация повреждения и восстановление исходной схемы.
ПС№1
В1
R2
R1
R3
R5 (АВР)
R4
ПС№2
~
~
ПС№1
В1
R2
R1
R3
R5 (АВР)
R4
ПС№2
~
~
ПС№1
В1
R1
R2
R3
R4
R5 (АВР)
ПС№2
~
~
ПС№1
В1
R1
R2
R3
R4
R5 (АВР)
ПС№2
~
~
ПС№1
В1
R1
R2
R3
R4
R5 (АВР)
~
~
ПС№1
~
ПС№2
В1
R1
R2
R3
R4
R5 (АВР)
ПС№2
~
ПС№1
~
В1
R1
R2
R3
R4
R5 (АВР)
ПС№2
~
Схема сети: магистральная линия с трансформаторными отпайками и предохранителями на стороне ВН
Если КЗ на самой линии, то применяется алгоритм разборки с последующей сборкой схемы
и выделением поврежденного участка магистральной линии. Если между реклоузерами только
одна отпайка, то этот алгоритм также позволит локализовать поврежденный участок и восстановить электроснабжение других потребителей (при наличии резервного источника).
Если между реклоузерами две и более отпаек, то желательно «сжечь» предохранитель, сохранив в работе оставшуюся сеть электроснабжения. Как это можно сделать?
1. Применяем тот же алгоритм разбоки-сборки:
- неселективной защитой отключился В1, реклоузер перешел на ВТХ-2;
- от АПВ включается В1 (проверка на самоустранение КЗ);
- при устойчивом КЗ отключаются все выключатели, обтекаемые током КЗ;
- поочередно начинает действовать АПВ, но не с ускорением защит после АПВ, а с переходом на ВТХ-2;
- последним включается ближайший к поврежденному участку сети реклоузер, вновь
протекает ток КЗ, но при этом все обтекаемые током реклоузеры работают по ВТХ-2, происходит «сжигание» предохранителя поврежденной отпайки, пусковые органы защит возвращаются;
- схема электроснабжения восстановлена.
2. Другой вариант:
- также вначале отключается от НЗ выключатель В1, переходит на ВТХ-2;
- по факту срабатывания пусковых органов и последующем их возврате (в бестоковую паузу) все обтекаемые током реклоузеры переходят на ВТХ-2;
- АПВ производит включение магистрали и, если КЗ не устранилось, происходит «сжигание» предохранителя. В этом варианте процесс локализации повреждения занимает меньше
времени, чем в первом.
Если КЗ было на магистральной линии.
В этом случае, по истечении выдержки времени, заданной ВТХ-2, произойдет отключение
какого-то реклоузера, но не всех. Невозможно обеспечить одновременное формирование отключающего сигнала на всех реклоузерах, обтекаемых током. Что делать?
1.Согласовывать ВТХ-2 не только с ВТХ-П, но и между собой, как у защит с независимыми
выдержками - с увеличением времени срабатывания по мере приближения к источнику питания. Со стороны резервного источника питания можно сохранить алгоритм таким же, как и при
работе неселективных отсечек.
2.При срабатывании защиты на каком-то реклоузере (для второго варианта) будет действовать его АПВ (есть напряжение от ИП1) с ускорением после АПВ. Но тогда по факту снятия
напряжения на других реклоузерах переводить их в режим неселективной отсечки. Таким образом, все реклоузеры, обтекаемые током, отключатся. Далее действием АПВ точка КЗ будет
локализована.
3.Аналогично будут развиваться события при работе по первому варианту, но при установке двукратного АПВ. Все реклоузеры перешли на ВТХ2. Последним включается выключатель
вблизи к месту устойчивого КЗ. По истечении выдержки времени по ВТХ2 отключается какойто выключатель (может и не один). Но теперь, после работы по ВТХ2 и возврате пусковых органов все реклоузеры переходят на ускорение после АПВ. Отключившийся выключатель вновь
включается от АПВ2, отключаются все выключатели, обтекаемые током КЗ. Затем происходит
сборка магистрали: какие-то от АПВ2, а какие-то – от АПВ3!
Схема испытания
(Источником тока и напряжения является «Исток»)
В схеме используются силовые контакты выключателя
Цепи напряжения
В1А
UA
В
UB
С
В1
R1А
А
В
В
С
R1
R3А
R2А
А
В
А
В
В
С
R2
В
С
АВР
А
В
R3 В
С
UA
R4
В
BB
UC
В1В
R1В
R3В
R2В
Токовые цепи при КЗ за R3
IA
*
В1
В1С
*
R1
R1С
*
R2
R2С
*
R3
R3С
R4С
R4
R4С
R4
*
N
Токовые цепи при КЗ за R2
IA
*
N
В1
В1С
*
R1
R1С
*
R2
R2С
R3
*
R3С
*
Обеспечение функции дальнего резервирования
Рассмотренные алгоритмы сборки-разборки схемы магистральной линии касались срабатывания первых ступеней защит при КЗ на магистрали. При наличии отпаек с реклоузерами
возникает вопрос обеспечения функции дальнего резервирования при КЗ за трансформаторами отпаек. Эти функции может выполнять МТЗ (вторая ступень) магистральных реклоузеров,
чувствительная к КЗ за трансформаторами отпаек.
1. МТЗ на головной п/ст отстроена по времени от максимальной выдержки времени МТЗ
отпаек (при КЗ за трансформатором должна подействовать своя МТЗ), МТЗ на остальных
реклоузерах имеют на ступень селективности большую выдержку, чем МТЗ головного
подстанции.
2. Если произошел отказ своей защиты на отпайке, действует МТЗ на головном выключателе и гасит магистраль (так же как и первая ступень).
3. Срабатывает АПВ на головном выключателе. По факту исчезновения напряжения на всех
реклоузерах вводится цепь ускорения защит - отключатся все выключатели, пусковые органы которых сработали.
4. Далее идет сборка магистрали до момента локализации повреждения, аналогично работе
первых ступеней.
В алгоритме ввода ускорения защит после исчезновения напряжения необходимо предусмотреть «запоминание» исчезновения напряжения на время, достаточное для действия ускоренных защит и отключения выключателей (после срабатывания АПВ на головном – снова появится напряжение, появится и ток). Это касается
и тех выключателей, по которым ток КЗ не будет протекать после АПВ, а только после действия АВР, у них
тоже должна быть сформирована цепочка ускорения).
Возможный вариант схемы ускорения МТЗ после исчезновения напряжения (разборка сети)
UAB
D1
1
t1
0,1
На откл.
D3
TS
&
S
D2
UСB
D7
&
KL
R
ПО МТЗ
ПО МТЗ
D5
D4
&
0,2
t2
1
t3
0,1
Комментарии к схеме ввода МТО. Фиксация исчезновения напряжения производится элементом D1 с небольшой задержкой появления сигнала на входе элемента D3 (устойчивость
отсутствия напряжения, возможная разновременность появления сигнала от ПО МТЗ –
нельзя допустить переключение триггера при первом КЗ, т.к. напряжение тоже может
снизиться, но при этом будет сигнал от ПО МТЗ). Итак, при отсутствии напряжения и
тока КЗ срабатывает триггер TS – отключился головной выключатель при КЗ на магистрали. На всех реклоузерах по этому алгоритму вводится МТО (срабатывание ПО МТЗ и триг-
гера TS вызовет срабатывание без выдержки времени выходного промежуточного реле KL с
задержкой на возврат).
Возврат триггера (вывод цепи МТО) произойдет после срабатывания ПО МТЗ с задержкой,
например, 0,2 с, необходимой для гарантированного срабатывания МТО, либо по факту появления напряжения (КЗ самоустранилось).