Открытое акционерное общество «Энергетический институт им

1
Открытое акционерное общество
«Энергетический институт им. Г.М. Кржижановского»
На правах рукописи
Ахметов Игорь Маратович
РАЗРАБОТКА РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ФАЗОПОВОРОТНОГО
УСТРОЙСТВА С ТИРИСТОРНЫМ КОММУТАТОРОМ ДЛЯ ЛЭП 220 КВ.
Специальность 05.14.02 – «Электрические станции и электроэнергетические
системы»
Диссертация на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Научный руководитель –
кандидат технических наук,
старший научный сотрудник
Лачугин Владимир Федорович
Москва – 2014 г.
2
Оглавление
Введение ........................................................................................................... 6
1. АНАЛИЗ ВОЗМОЖНЫХ ПОВРЕЖДЕНИЙ ФПУ С ТК И
РАЗРАБОТКА ТРЕБОВАНИЙ К ЕГО РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЕ ................... 12
1.1. Роль фазоповоротных устройств в обеспечении оптимизации
перетоков активной мощности по линиям электропередачи и
научно-технические проблемы построения релейной защиты ФПУ с
тиристорным коммутатором. ......................................................................... 12
1.2. Особенности схемы ФПУ с ТК и его функциональные
характеристики ............................................................................................... 16
1.3. Режимы работы ВТК для ФПУ с питанием шунтового
трансформатора от вывода средней точки сериесного
трансформатора .............................................................................................. 19
1.4. Виды повреждений и ненормальные режимы работы
фазоповоротных устройств ............................................................................ 22
1.5. Требования, предъявляемые к релейной защите
фазоповоротного устройства с тиристорным коммутатором ...................... 25
1.5.1. Общие требования, предъявляемые к релейной защите
ФПУ. ............................................................................................................... 26
1.5.2. Требования к релейной защите тиристорного
коммутатора.................................................................................................... 28
1.5.3. Селективность ............................................................................. 29
1.5.4. Чувствительность ....................................................................... 29
1.6. Применяемые комплексы защит ФПУ различного типа с РПН ....... 32
1.6.1. Комплект релейной защиты ФПУ первого типа с РПН ........... 32
1.6.2. Комплект релейной защиты ФПУ второго типа ....................... 33
1.6.3. Комплект защит ФПУ третьего типа ......................................... 33
Выводы к главе 1 ............................................................................................ 40
2. АНАЛИЗ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ФАЗОПОВОРОТНОГО
УСТРОЙСТВА С ТИРИСТОРНЫМ КОММУТОТОРОМ .......................... 41
3
2.1. Схема присоединения ФПУ к ЛЭП и его работа в
эксплуатационном режиме. ........................................................................... 41
2.2. Включение ФПУ в нормальном режиме. ........................................... 44
2.3. Отключение ФПУ в нормальном режиме его работы ....................... 51
2.3.1. Отключение ФПУ с переходом ВТК в нулевую ступень. ........ 52
2.3.2. Отключение ФПУ от тиристоров............................................... 54
2.3.3. Отключение ФПУ от тиристоров с выдержкой времени. ........ 56
2.3.4. Отключение ФПУ без прерывания тока в ЛЭП. ....................... 58
2.4. Внешние короткие замыкания ............................................................ 60
2.4.1. Расчёт аналитическим методом. ................................................ 63
2.4.2. Расчёт методом имитационного моделирования. ..................... 65
2.4.3. Расчёт методом симметричных составляющих. ....................... 70
2.5. Внутренние короткие замыкания ....................................................... 77
2.5.1. Короткое замыкание в точке между вентильной
обмоткой сериесного трансформатора и токоограничивающим
реактором ........................................................................................................ 77
2.5.2. Короткое замыкание в точке между
токоограничивающим реактором и ВТК ...................................................... 80
Выводы к главе 2 ............................................................................................ 85
3. МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ СТРУКТУРЫ КОМПЛЕКСА
РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ФАЗОПОВОРОТНОГО УСТРОЙСТВА С
ТИРИСТОРНЫМ КОММУТАТОРОМ И ВЫБОРА ПАРАМЕТРОВ
СРАБАТЫВАНИЯ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ................................................. 86
3.1 Общий принцип построения РЗ ФПУ с тиристорным
коммутатором. ................................................................................................ 86
3.2. Комплекс защит ФПУ с тиристорным коммутатором. ..................... 88
3.2.1. Дифференциальная защита сериесного трансформатора. ........ 91
3.2.2. Дифференциальная защита шунтового трансформатора. ........ 93
3.2.3. Дифференциальная защита ВТК ................................................ 95
3.2.4. Дифференциальная защита сетевой обмотки сериесного
трансформатора. ............................................................................................. 98
4
3.2.5. Методика расчёта параметров срабатывания и проверки
чувствительности дифференциальной защиты ФПУ ................................... 99
3.2.6. Пример расчёта ......................................................................... 108
3.2.7. Анализ возможности применения комплекса РЗА ФПТ
для ФПУ с ТК. .............................................................................................. 111
3.3. Моделирование включения ФПУ ..................................................... 116
3.3.1. Включение Q6T (холостой ход) ............................................... 116
3.3.2. Включение Q6T (нулевая ступень) .......................................... 118
3.3.3. Включение Q5T ........................................................................ 119
3.4. Резервные защиты ............................................................................. 120
3.4.1. Методика расчёта параметров срабатывания и проверки
чувствительности максимальной токовой защиты .................................... 121
3.4.2. Пример расчета параметров срабатывания и проверки
чувствительности измерительных органов МТЗ сетевой обмотки
сериесного трансформатора. ....................................................................... 125
3.5. Технологические защиты .................................................................. 127
3.5.1. Технологические защиты трансформаторов ........................... 127
3.5.2. Технологическая защита ВТК .................................................. 128
Выводы к главе 3. ......................................................................................... 130
4. КОНТРОЛЬ СОСТОЯНИЯ ФАЗОПОВОРОТНОГО
УСТРОЙСТВА С ТИРИСТОРНЫМ КОММУТАТОРОМ ........................ 131
4.1. Плановое диагностирование тиристоров с отключением ФПУ
и выводом ВТК из работы ........................................................................... 135
4.2. Контроль состояния тиристорного плеча моста .............................. 137
4.3. Контроль состояния каждого тиристора в плече моста. ................. 139
4.4. Рекомендации по настройке резервных защит элементов,
окружающих ФПУ. ...................................................................................... 150
Выводы к главе 4 .......................................................................................... 152
Заключение ................................................................................................... 153
Список литературы ...................................................................................... 156
5
Приложение 1. Схемы ФПУ с различными тиристорными
коммутаторами ............................................................................................. 167
Приложение 2. Характеристики рассматриваемого ФПУ ......................... 173
Приложение 3. Примеры расчёта дифференциальных защит
зон №2 – 4 ..................................................................................................... 180
Приложение 4. Методика выбора параметров срабатывания
контроля исправности токовых цепей ........................................................ 189
Приложение 5. Методика выбора параметров срабатывания ДЗ и
ТЗНП. ............................................................................................................ 197
Приложение 6. Выбор параметров срабатывания дифференциальной
токовой отсечки ............................................................................................ 211
Приложение 7. Выбор датчика тока УКСТ ................................................ 214
Приложение 8. Расчёт выходных частот УКСТ ......................................... 221
6
Введение
Актуальность темы.
Вопросы практической реализации управляемых линий переменного
тока в последние годы находят все большее распространение. Статические
компенсаторы,
объединенные
регуляторы
перетоков
мощности
и
фазоповоротные устройства (ФПУ) успешно работают в электросетевых
компаниях различных стран мира.
В настоящее время на американском и европейском континентах
успешно работают десятки мощных ФПУ на линиях электропередачи (ЛЭП)
переменного тока классов напряжения 60 кВ – 500 кВ. Наблюдается
тенденция к увеличению объёмов внедрения ФПУ. Работа ФПУ, состоящего
из сериесного трансформатора – подключаемого вторичной обмоткой
последовательно с ЛЭП, и шунтового – подключаемого между первичной
обмоткой сериесного трансформатора и ЛЭП, основана на компенсации
сдвига фазового угла в ЛЭП с помощью изменения коэффициента
трансформации шунтового трансформатора и осуществляется с помощью
изменения
величины
коэффициента
трансформации
шунтового
трансформатора с помощью устройства регулирования под нагрузкой (РПН).
В ОАО «ЭНИН» разрабатывается первое в России ФПУ, состоящее из
сериесного и шунтового трансформаторов с тиристорным коммутатором, что
вносит свою специфику в разработку устройств релейной защиты и
автоматики (РЗА) по сравнению с РЗА ФПУ, выполненных на основе
использования устройств РПН. Отсутствие в мировой практике ФПУ с
тиристорным коммутатором свидетельствует об актуальности, как для
отечественной, так и для зарубежной электроэнергетики исследований по
разработке комплекса релейной защиты ФПУ, а также – разработки методики
выбора ее параметров срабатывания.
7
Следовательно, поскольку устройство защиты ФПУ разрабатывается
впервые, и нет примеров её реализации в таком исполнении ФПУ, также,
актуальной является задача определения на ранней стадии ухудшения
изоляционных свойств и определения предаварийных режимов работы ФПУ
с целью снижения нагрузки на устройства релейной защиты, обеспечивая
повышение надёжности распознавания повреждений
Степень разработанности проблемы. Структура фазоповоротного
устройства с тиристорным коммутатором (ФПУ с ТК) по соединению
электромагнитного оборудования соответствует широко применяемым во
всем мире фазоповоротным устройствам с механическим коммутатором.
Однако, в отличии от последних, ФПУ с тиристорным коммутатором для
переключения
высоковольтных
бесконтактные
выводов
переключатели,
трансформаторов
построенные
с
применяют
применением
полупроводниковых однооперационных тиристоров.
Существуют работы, посвященные теме диссертации, построенные на
исследовании фазоповоротных устройств с механическими коммутаторами.
Однако предложенные решения не учитывают специфику работы ФПУ с ТК.
Отсутствие практической реализации силовой схемы ФПУ с ТК,
диктует
необходимость
создания
комплекса
релейной
защиты,
учитывающего все особенности работы ФПУ с ТК, а также методики выбора
параметров срабатывания основных и резервных защит.
Целью диссертационной работы является создание релейной
защиты ФПУ с ТК, методики выбора её параметров срабатывания и
структуры системы контроля состояния ФПУ.
Основные задачи исследования. Для достижения поставленной цели,
необходимо решить следующие задачи:

Исследовать
особенности
повреждений
ФПУ
коммутатором в различных режимах его работы.
с
тиристорным
8

Разработать требования к релейной защите ФПУ с тиристорным
управлением на основе анализа особенностей повреждений в ФПУ и в
примыкающей к нему электрической сети.

Исследовать и разработать структуру системы контроля состояния
ФПУ.

Разработать устройство контроля состояния тиристоров.

Разработать методику выбора параметров срабатывания устройств
релейной защиты для ФПУ с ТК.
Научная новизна работы.
1.
реагируют
Установлены особенности повреждений ФПУ, на которые не
существующие
защиты
фазоповоротных
устройств
с
механическим коммутатором.
2.
Разработан комплекс релейных защит для фазоповоротного
устройства с тиристорным управлением.
3.
Исследовано функционирование системы контроля состояния
высоковольтного тиристорного коммутатора (ВТК), включающей устройство
контроля тиристоров, что позволяет детектировать предаварийный режим
работы тиристорного коммутатора.
4.
Показано, что использование микропроцессорных терминалов
(МПТ) позволяет совместить комплекс РЗ и функционирования системы
контроля состояния ФПУ с тиристорным коммутатором.
Основные методы научных исследований. Решение поставленных
задач базировалось на использовании методов теории электрических цепей и
теории электромагнитных переходных процессов в электрических сетях.
Достоверность
соответствием
полученных
разработанной
результатов
автором
методики
подтверждается
выбора
параметров
срабатывания РЗ требованиям Правил устройства электроустановок (ПУЭ) и
руководящих указаний по защите
понижающих трансформаторов и
автотрансформаторов, а также совпадением результатов, полученных в
9
диссертации с данными, полученными с применением других методов
расчёта.
Практическая ценность работы. Выполнены исследования и
разработана методика выбора параметров срабатывания релейной защиты
фазоповоротных устройств с тиристорным управлением, которые позволили
разработать проект РЗА ФПУ для ВЛ 220 кВ Восход – Татарская с выбором
количественных значений параметров срабатывания.
Разработанное устройство контроля состояния тиристоров позволяет
осуществить неразрушающий контроль состояния тиристоров ФПУ, не
выводя тиристорный мост, в котором он установлен, из работы.
Предложенная структура системы контроля состояния ФПУ позволяет
достоверно определять состояние не только каждого из тиристоров
высоковольтного тиристорного коммутатора (ВТК), но и отдельных
элементов ФПУ.
Разработка ФПУ, для которого разрабатывалась релейная защита,
изложенная в данной работе, внесена в программу инновационного развития
ОАО «ФСК ЕЭС» до 2016 г. с перспективой до 2020 г.
Использование результатов работы. Результаты выполненных
автором исследований и разработок использованы для создания комплекса
РЗА для фазоповоротного устройства с тиристорным управлением в проекте
установки ФПУ в ВЛ 220 кВ Восход - Татарская – Барабинская для ПС 220
кВ «Восход».
Основные научные положения, выносимые на защиту:
1. Результаты исследования и разработки комплекса РЗ ФПУ с
тиристорным коммутатором.
2. Методика выбора параметров срабатывания релейной защиты ФПУ
с тиристорным коммутатором.
3. Структура системы контроля состояния ФПУ с тиристорным
коммутатором.
10
Личный вклад соискателя.
Постановка
задач,
разработка
теоретических
и
методических
положений, математических методов, проведение исследований, анализ и
обобщение результатов, разработка и патентование «Устройства контроля
состояния тиристоров» и «Многофункционального устройства регистрации
процессов на линии электропередачи».
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы
докладывались и обсуждались на VI международной молодежной научной
конференции
«Тинчуринские
чтения»
(г.
Казань.
2011
г.);
VII
международной молодежной научной конференции «Тинчуринские чтения»
(г. Казань. 2012 г.); Седьмой региональной научно-технической конференции
студентов, аспирантов и молодых ученых (с международным участием)
«ЭНЕРГИЯ 2012» (г. Иваново. 2012 г.); XVIII Международной научнопрактической конференции студентов и молодых ученых «Современные
техника и технологии» СТТ- 2012 (г. Томск. 2012 г.); Научно-практической
конференции «Повышение эффективности энергетического оборудования» (г.
Санкт-Петербург. 2012г.); I-III Конференциях молодых специалистов ОАО
«ЭНИН» (г. Москва. 2009, 2010, 2012); XXXV Сессии Всероссийского
научного семинара Академии наук РФ «Кибернетика электрических систем»
по
тематике
«Электроснабжение
промышленных
предприятий»
(г.
Новочеркасск, 19 - 22 ноября 2013 г.); IX международной молодежной
научной конференции «Тинчуринские чтения» (г. Казань. 2014 г.); XXII
конференции «Релейная защита и автоматика энергосистем РЗА 2014» (г.
Москва. 2014).
Опубликованные работы.
Результаты исследований и разработок, проведенных автором,
отражены в 7 опубликованных печатных работах, в том числе из них четыре
– в журналах, рекомендованных ВАК РФ, «Электро. Электротехника.
Электроэнергетика. Электротехническая промышленность», «Известия вузов.
Электромеханика» и «Известия РАН. Энергетика».
11
Получены патенты на одно изобретение и одну полезную модель.
Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения,
четырех глав, заключения, списка литературы из 89 наименований и 8
приложений. Общий объём диссертации составляет 222 страницы, из них
основной текст – 155 страниц, список литературы – 11 страниц, приложение
– 56 страниц.
12
1. АНАЛИЗ ВОЗМОЖНЫХ ПОВРЕЖДЕНИЙ ФПУ С ТК И
РАЗРАБОТКА ТРЕБОВАНИЙ К ЕГО РЕЛЕЙНОЙ
ЗАЩИТЕ
1.1. Роль фазоповоротных устройств в обеспечении
оптимизации перетоков активной мощности по линиям
электропередачи и научно-технические проблемы
построения релейной защиты ФПУ с тиристорным
коммутатором.
По данным [3], [4] активная мощность, передаваемая по линиям 220 кВ,
составляет 70 – 130 МВт в зависимости от марки провода. Средняя по
величине передаваемая мощность по линиям 500 кВ составляет 900 МВт.
При передаче электроэнергии по цепи 220 кВ и параллельно с ней
работающей
ЛЭП
500
кВ
мощность
ограничивается
пропускной
способностью линии более низкого напряжения. Таким образом, ЛЭП 500 кВ
оказывается недогруженной, в то время как ЛЭП 220 кВ работает при
предельно допустимых значениях передачи мощности.
Для того, чтобы решить данную проблему, на практике применяют
такие
устройства
объединенные
гибких
регуляторы
линий,
как
перетоков
статические
мощности,
компенсаторы,
вольтодобавочные
трансформаторы (ВДТ) и фазоповоротные устройства (ФПУ). Все эти
устройства успешно работают в электросетевых компаниях различных стран
мира [1].
Создание управляемых электропередач, оснащённых элементами
современной силовой электроники, на базе которых построены различного
рода статические преобразователи предусматривается технологией FACTS,
однако, несмотря на это, все известные ФПУ построены с использованием
регуляторов напряжения.
13
Работа ФПУ основана на компенсации сдвига фазового угла в линии
электропередачи (ЛЭП) [5]. Основное преимущество этих устройств
заключается в обеспечении быстродействия управления работой ФПУ при
плавном регулировании этого угла.
Мощность P в цепи (рисунок 1.1), содержащей ЛЭП и ФПУ,
определяется [6] по выражению:
P
U1 U 2
 sin(   )
X ЛЭП
,
(1.1)
где U1, U2 – напряжения по концам ЛЭП;
ХЛЭП – индуктивное сопротивление ЛЭП;
 - угол между векторами напряжений U1 и U2;
φ - угол между векторами напряжений U'1 и U2.
Рисунок 1.1. Схема ЛЭП с ФПУ
Перетоки мощности при перераспределении по параллельным ветвям
ЛЭП [7], [8] в схеме рисунок 1.2 определяются выражениями
P1 
U1 U 2
 sin(   );
X ЛЭП1
P2 
U1 U 2
 sin(  ).
X ЛЭП 2
Рисунок 1.2. Схема двух ЛЭП с ФПУ
(1.2)
14
Из анализа векторных диаграмм (рис.1.3) следует, что для обеспечения
принудительного перераспределения мощности по параллельным ветвям
ЛЭП с помощью ФПУ необходимо, чтобы вектор U'1. отставал от вектора U2.
φ+
U1

U2
U'1
Рис.1.3. Векторная диаграмма напряжений линии с установленным
ФПУ
Физически это объясняется тем, что при росте нагрузки в первой ветви
угол между напряжениями U1 и U'1 растет, и при заданном направлении
мощности вектор напряжения U1 должен опережать U'1.
Таким образом, для того чтобы обеспечить равенство углов по
параллельным ветвям 1 и 2, необходимо с помощью ФПУ повернуть угол
между напряжениями U'1 и U2 до такой величины, чтобы было достигнуто
искомое равенство углов между напряжениями U1 и U2.
В настоящее время в мировой электроэнергетике (в том числе на
американском и европейском континентах) успешно работают десятки
мощных высоковольтных ФПУ на ЛЭП переменного тока с номинальным
напряжением от 60 кВ до 500 кВ и наблюдается тенденция к увеличению
объёмов внедрения ФПУ [9].
В мире, как и в России, активно ведутся работы по разработке и
исследованию ФПУ на основе полупроводниковых приборов (тиристоров).
ОАО
«ЭНИН»
проводит
научно-исследовательские
и
опытно-
15
конструкторские
разработки по созданию первого
образца
ФПУ с
тиристорным управлением [11], [12].
В области релейной защиты ФПУ с тиристорным коммутатором
имеется ряд научно-технических проблем:
1. Устройства РЗА для фазоповоротных устройств с тиристорным
коммутатором ранее не разрабатывались. В связи с этим следует выполнить
анализ
эффективности применения
трансформаторов
с
комплексов РЗА фазоповоротных
механическим
коммутатором
для
определения
возможности их использования для ФПУ с ТК и на основе этого анализа –
провести
разработку
принципов
построения
и
выбора
параметров
функционирования РЗА ФПУ с ТК.
2. Для выбора параметров срабатывания и проверки чувствительности
основной и резервной защиты ФПУ необходимо разработать методику
расчёта
токов
и
напряжений
при
коротких
замыканиях с
учётом
функциональных особенностей и режимов работы ФПУ с ТК. Схема ФПУ
сложная, её трудно рассчитать, можно смоделировать, однако расчёт
значений токов КЗ в установившемся режиме займёт большое количество
времени, либо потребует использования дорогостоящего оборудования
(такого как, например, комплекс RTDS). Поэтому, прежде всего необходимо
разработать эквивалентную схему ФПУ при такой сложной конфигурации,
которая позволит, используя доступные исследователю методы инженерных
расчётов, достаточно просто получать значения токов короткого замыкания в
установившемся режиме. При этом необходимо доказать, что предлагаемая
схема
корректна.
Для
этих
проанализировать известные
целей
методы
необходимо
расчёта
рассмотреть
токов КЗ
и
и сравнить
полученные результаты. Такая работа проведена в главе 2.
3. С целью повышения надежности работы ФПУ актуальным является
прогнозирование
ухудшения
изоляционных
свойств
защищаемого
16
оборудования до возникновения аварийной ситуации. Одним из способов
решения этой проблемы может служить интеграция функций релейной
защиты и системы контроля состояния параметров ФПУ. Этим достигается
не только сокращение аварийности,
но и возможность повышения
информационного обеспечения релейной защиты при распознавании вида и
характера повреждений.
1.2. Особенности схемы ФПУ с ТК и его функциональные
характеристики
Наиболее
перспективной
схемой,
реализующей
продольно
–
поперечное регулирование выходного напряжения ФПУ и обеспечивающей
рабочее
напряжение
ЛЭП,
не
превышающее
допустимое
значение
наибольшего рабочего напряжения для ЛЭП с номинальным напряжением
220 кВ при углах фазового сдвига более 20 оэл., является схема (рисунок 1.5.
ФПУ с питанием первичной (сетевой) обмотки шунтового трансформатора от
средней точки вторичной (сетевой) обмотки сериесного трансформатора [9].
Первичные обмотки шунтового трансформатора, соединенные в звезду,
подключены к средним точкам сетевых обмоток сериесного трансформатора,
включенных в рассечку линий электропередачи [18].
Вторичная
(вентильная)
обмотка
каждой
фазы
шунтового
трансформатора выполнена в виде N гальванически не связанных секций,
причём все они имеют разные коэффициенты трансформации и разное число
витков. Отношение числа витков w1:w2:w3:…wN секций каждой фазы
вторичной обмотки шунтового трансформатора соответствует выражению
2N-1, где N – порядковый номер секции (N = 1,2,3…N).
17
При указанном соотношении числа витков секций вторичной обмотки
шунтового трансформатора обеспечивается дискретно – непрерывное
изменение угла фазового сдвига и вольтoдобавочного напряжения ФПУ. При
N=4 вторичная обмотка каждой фазы шунтового трансформатора будет
иметь по четыре отдельные секции с соотношением числа витков согласно
выражению 2N-1, w1:w2:w3:w4 = 1:2:4:8.
Число ступеней регулирования угла фазового сдвига при отношении
числа витков секций вторичной обмотки согласно выражению 2N-1 можно
определить следующим образом:
N 1
K c   2m ,
m 0
где m = 0, 1, 2, 3… N-1.
(1.3)
Рисунок 1.5. Функциональная схема ФПУ с тиристорным управлением для N секций вторичной
обмотки шунтового трансформатора
18
19
1.3. Режимы работы ВТК для ФПУ с питанием шунтового
трансформатора от вывода средней точки сериесного
трансформатора
Режимы работы ФПУ с ТК целесообразно рассмотреть на примере
разрабатываемого ОАО «ЭНИН» ФПУ с четырьмя вторичными обмотками
шунтового трансформатора (рисунок 1.6).
Высоковольтный тиристорный коммутатор, входящий в состав ФПУ, в
отличии
от
устройства
РПН
в
ФПТ,
выполняет
здесь
функции
бесконтактного коммутатора переменного тока [18].
Каждая фаза ВТК включает 4 последовательно включённых моста
переменного тока ТК1_А(В, С), ТК2_А(В,С), ТК3_А(В,С) и ТК4_А(В,С) по
числу вторичных обмоток шунтового трансформатора.
Каждый тиристорный мост в установившемся режиме работы может
находиться в одном из трех состояний:
1. Режим 11 – напряжение на вентильной обмотке не изменяется
(вторичная обмотка шунтового трансформатора Т1 отключена от первичной
обмотки сериесного трансформатора Т2);
2. Режим 01 – к напряжению на вентильной обмотке сериесного
трансформатора
прибавляется
напряжение
соответствующей
обмотки
шунтового трансформатора соответствующей фазы;
3. Режим 10 – из
трансформатора
напряжения
вычитается
вентильной
напряжение
обмотки
соответствующей
сериесного
обмотки
шунтового трансформатора соответствующей фазы.
Как показано на рисунке 1.7, на закрашенные тиристорные ключи
поданы импульсы управления. При этом тиристорные ключи находятся в
проводящем состоянии.
20
Рисунок 1.6. Функциональная схема ФПУ
Ua1=Ua
а)
Ua1=Ua+Ub1y1
Ua1=Ua–Ub1y1
б)
в)
Рисунок 1.7. Режимы работы тиристорных мостов ФПУ
а – режим 11, б – режим 01, в – режим 10
21
Согласно [22], [23], переключение тиристорных коммутаторов ФПУ в
каждой фазе возможно лишь в определенные промежутки времени. Данные
промежутки времени определяются соотношением мгновенных значений
токов и напряжений в тиристорных мостах.
Как видно из рисунка 1.7 во всех мостах, вне зависимости от ступени
регулирования, два плеча будут проводить ток.
Поэтому вопрос обеспечения исправного состояния тиристоров
является актуальным как в переходном, так и в установившемся режиме.
ФПУ – трехфазное устройство, и, как показано на рисунке 1.9, при
условии симметрии токов и напряжений в линии, переключение всех фаз
тиристорного коммутатора в один момент времени невозможно.
Во время перехода с одной ступени на другую по окончании
коммутации в одной из фаз разрешенных интервалов в других фазах (или в
одной из них) может уже не быть. Поэтому по истечении заданного времени
(не более 200 мс) система управления возвращает тиристорный коммутатор в
исходное состояние.
Рисунок 1.9. Несовпадение разрешенных временных интервалов в трех фазах
тиристорного коммутатора ФПУ
22
В течение этого времени сохранится несимметричный режим работы
ФПУ, и, следовательно, ЛЭП. РЗА не должна реагировать на этот
несимметричный режим. Система управления регулирования, защиты и
автоматики (СУРЗА) ВТК выполнят как функции контроля состояния, так и
функции технологической защиты ВТК.
Сведения, приведённые выше, свидетельствуют о необходимости
координации действий СУРЗА ВТК и РЗА ФПУ, а также возможной
переоценки
параметров
срабатывания
действующих защит
линий
и
окружающих ФПУ элементов.
1.4. Виды повреждений и ненормальные режимы работы
фазоповоротных устройств
Рассмотрение особенностей конструкций фазоповоротных устройств
различного вида, как уже разработанных, так и разрабатываемых, дает
основания предполагать, что изменение типа коммутационного устройства
ФПУ с РПН на вентильный тиристорный коммутатор обусловит вероятность
возникновения аварийных и предаварийных режимов, присущих его работы.
Поскольку ФПУ состоит из двух трансформаторов, ему свойственны те
же
аварийные
и
предаварийные
режимы,
которые
присущи
трансформаторам, а именно:
 однофазные и многофазные КЗ в обмотках и на выводах
трансформатора;
 витковые замыкания в обмотках;
 наличие токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ и
перегрузкой;
 неполнофазный режим;
23
 понижение уровня масла.
Поскольку для ФПУ с ТК аварийные режимы, обусловленные
механическими переключениями устройства РПН отсутствуют, аварийные
режимы коммутатора будут обусловлены прежде всего электрическими
повреждениями.
К возможным повреждениям ВТК относятся:
 внешние короткие замыкания (на входе или выходе ВТК);
 внутренние короткие замыкания ВТК;
 неисправности тиристоров и узлов управления тиристорами
(отказ источника питания драйверов моста ВТК, драйверов моста
и узлов контроля тиристоров системы охлаждения тиристоров
ВТК, а также их недопустимая перегрузка по току).
Отдельного внимания заслуживает вопрос неправильной коммутации
тиристоров в мосте.
Допустим, при переключении моста из одного состояния (например, из
состояния 11) в другое (например, в 01), один из тиристорных ключей не
отключился (рисунок 1.10). Поскольку напряжение соответствующей
вторичной обмотки шунтового трансформатора неизменно, образуется
контур протекания тока через обмотку шунтового трансформатора, затем
через оставшийся в проводящем состоянии ключ 1, и, наконец, через
открытый ключ 3.
Ток в данном контуре будет ограничиваться только сопротивлением
вторичной
обмотки
шунтового
трансформатора
токоограничивающего реактора (при его наличии).
и
сопротивлением
24
Рисунок 1.10. Неправильная коммутация тиристорного моста.
Данный вид короткого замыкания, является витковым коротким
замыканием 100 % витков одной из секций вторичной обмотки шунтового
трансформатора.
Такой режим возможен в случаях:
 неправильной коммутации тиристоров (неисправность управления
тиристорами);
 неисправных тиристорах (пробой тиристорного плеча).
Поскольку напряжение вторичных обмоток шунтового трансформатора
превышает максимально допустимое напряжение тиристора, тиристорное
плечо моста выполнено в виде последовательно соединённых тиристоров.
Количество тиристоров, соединённых последовательно выбрано так, что
выход из строя двух тиристоров не приводит к потере управляемости плечом
моста.
Режим работы ВТК, при котором один тиристор вышел из строя
является предаварийным. В этом режиме допускается нормальная работа как
коммутатора, так и всего ФПУ. Однако об это режиме следует немедленно
25
сообщать обслуживающему персоналу. Выход из строя двух тиристоров в
одном плече моста не должен приводить к потере управляемости ТК, однако
данное плечо моста должно быть выведено из работы как можно быстрее.
Задача определения предаварийного режима работы ФПУ должна
выполняться
системой
контроля
состояния
ФПУ.
Для
повышения
надёжности работы она должна иметь связь с комплексом релейной защиты.
Релейная защита ФПУ должна различать только аварийные режимы
работы ФПУ.
Использование ВТК позволит в значительной степени увеличить
управляемость и скорость коммутации и повысить надёжность работы всего
ФПУ. Кроме того, ФПУ с тиристорным коммутатором может оставаться в
рабочем состоянии даже при частично повреждённом ВТК, когда одно плечо
моста вышло из строя. Такой режим работы ФПУ следует считать
предаварийным и требующим привлечения внимания обслуживающего
персонала.
1.5. Требования, предъявляемые к релейной защите
фазоповоротного устройства с тиристорным коммутатором
Требования должны быть составлены в соответствии с действующими
нормативными документами [24], [25], [26]. Требования следует разделить
на:
 Общие требования к РЗ отдельных элементов ФПУ, таких как
трансформаторы,
тиристорный
коммутатор
и
токоограничивающие реакторы;
 Требования, предъявляемые к РЗ ФПУ, как объекта нового,
специфического
и
требующего
особенностей его работы.
учёта
специфических
26
Требования, предъявляемые к релейной защите ФПУ с ТК, составлены
в соответствии с действующими нормативными документами [24], [25], [26],
и включают в себя общие требования к ФПУ всех типов, а также требования,
обусловленные особенностями работы ФПУ с ТК.
1.5.1. Общие требования, предъявляемые к релейной защите ФПУ.
Согласно [24] релейная защита ФПУ должна быть оснащена
устройствами релейной защиты следующих элементов:
 сериесного трансформатора Т1;
 шунтового трансформатора Т2;
 высоковольтного тиристорного коммутатора;
 токоограничивающих реакторов (при их наличии);
 соединительных проводов (шин);
 выключателей присоединения ФПУ к ЛЭП.
Для защиты сериесного и шунтового трансформаторов целесообразно
предусмотреть следующие устройства РЗА:
 основную токовую защиту;
 газовую защиту;
 резервную защиту;
 защиту от перегрузки;
 технологические защиты (защита от понижения уровня масла,
защита от потери охлаждения и т. п.).
Резервные защиты трансформатора должны выполняться в виде
ступенчатых защит (токовых направленных нулевой последовательности и
дистанционных). Дистанционные защиты должны блокироваться при
неисправности цепей напряжения и качаниях мощности.
27
Резервные защиты трансформатора должны выполнятся в виде
ступенчатых токовых защит от междуфазных КЗ с пуском по напряжению и
удовлетворять
требованиям
согласования
их
характеристик
с
характеристиками резервных защит ЛЭП прилегающей сети.
Согласно [27] резервная защита трансформаторов должна обладать
достаточной
чувствительностью
в
пределах
всей
зоны
дальнего
резервирования.
Поскольку основными элементами ВТК являются тиристоры, основная
защита ВТК должна быть достаточно быстродействующей, для того, чтобы
отключение повреждённого участка производилось до того, как тиристоры
выйдут
из
строя.
Поэтому
основной
защитой
ВТК
должна
быть
технологическая защита, реагирующая на:
 неисправность системы питания собственных нужд ВТК;
 неисправность системы оперативного постоянного тока;
 неисправность тиристоров;
 неисправность узлов системы управления;
 неисправность системы охлаждения тиристоров.
Резервную защиту ВТК следует выполнять на основе двух комплектов
токовой защиты и двух комплектов дифференциальной защиты.
Согласно [24] для защиты токоограничивающих реакторов должен
быть предусмотрен отдельный комплект защиты, однако допускается не
выполнять их защиту, если они входят в зону действия других защит. Для
защиты ошиновки, ограниченной выключателями ПС, на которой установлен
ФПУ, и вводами сетевых обмоток сериесного и шунтового трансформаторов
ФПУ, должен быть предусмотрен отдельный комплект дифференциальной
(токовой) защиты ошиновки.
28
1.5.2. Требования к релейной защите тиристорного коммутатора
Проведенный в пункте 1.4 анализ режимов работы ВТК указывает на
необходимость учёта ограниченных возможностей тиристоров при токах,
превышающих номинальные характеристики этих тиристоров. Это связано с
тем, что при протекании больших токов происходит нагрев тиристора до
недопустимых значений, и его запирающие свойства снижаются [21].
Такая зависимость приведена в паспорте тиристора Т 293-2500,
который
используется
в
рассматриваемом
ФПУ
с
тиристорным
коммутатором и имеет вид, показанный на рисунке 1.11.
Рисунок 1.11. Зависимость допустимой амплитуды тока тиристора
Т294-2500 (ITSM, кА) от числа импульсов (np) синусоидальной формы (10 мс,
50 Гц),
где VR – повторяющееся импульсное напряжение тиристора;
Tj – температура кристалла полупроводника.
В
фазоповоротных
устройствах,
использующих
тиристорный
коммутатор, повышению быстродействия уделяется особое внимание. Для
этого
максимальной
целесообразно
иметь
токовой
защите
токозависимую
фазоповоротного
устройства
характеристику
параметров
срабатывания, согласованную с параметрами тиристоров.
29
Устройства релейной защиты должны иметь связь с технологическими
защитами
шунтового
и
сериесного
трансформаторов,
а
также
с
технологической защитой ВТК.
1.5.3. Селективность
«Селективность есть свойство релейной защиты формировать
команды отключения только поврежденного участка или минимального
числа участков электрической сети вблизи места повреждения, с тем,
чтобы свести к минимуму недоотпуск энергии потребителям» [28].
В случае возникновения аварийного режима работы и, следовательно,
необходимости отключения повреждённого элемента, необходимо выводить
из работы ФПУ. Это связано прежде всего со сложностью взаимосвязей
оборудования ФПУ.
Учитывая, последовательное подключение ФПУ к ЛЭП, необходимо
обеспечить возможность восстановления электропитания при отключении
ФПУ. Время, при котором линия разомкнута, необходимо минимизировать
путём оперативного включения выключателя, шунтирующего сетевую
обмотку, которой в нормальном режиме находится в отключённом
состоянии.
1.5.4. Чувствительность
«Чувствительность есть свойство релейной защиты реагировать на
возможные повреждения на защищаемом участке и достаточно быстро их
отключать,
с
тем,
чтобы
сохранялась
работоспособность
как
отключенных, так и оставшихся в работе элементов сети» [28].
Для того, чтобы чувствительность была удовлетворительной, при
внутренних
коротких
замыканиях,
согласно
[27],
коэффициент
30
чувствительности всех защит должен быть не меньше 2 для основных защит,
и 1,5 – для резервных защит.
1.5.5. Специфические требования к РЗ ФПУ
Сопротивление
фазоповоротного
устройства
будет
зависеть
от
значения ступени регулирования. Поэтому, величина тока короткого
замыкания, определяет выбор параметров срабатывания защит ФПУ и
элементов
ЛЭП,
окружающих
ФПУ,
будет
зависеть
от
ступени
регулирования ФПУ.
Для примера рассмотрим сеть, в которой установлено ФПУ (рисунок
1.12)
ПС1
ФПУ
ПС2
Рисунок 1.12. Схема установки ФПУ в ЛЭП.
Учитывая, что ФПУ устанавливается на одной из ПС и минимальные и
максимальные токи короткого замыкания будут изменяться в зависимости от
сопротивления ФПУ. В диапазоне, зависящем от ступени регулирования,
защиты
ЛЭП
смежных
присоединений
должны
учитывать
ступень
регулирования как при выборе параметров срабатывания защит, так и при
расчёте коэффициента чувствительности этих защит.
Шунтовой
механическим
трансформатор
коммутатором
фазоповоротного
выполнен
в
виде
устройства
с
двухобмоточного
31
трансформатора с множеством ответвлений. Таким образом, коммутатор
такого ФПУ (устройство РПН) есть не что иное, как устройство коммутации
ответвлений одной обмотки. В отличие от устройства РПН, тиристорный
коммутатор ФПУ – это устройство последовательного подключения секций
вторичных обмоток двухобмоточного трансформатора.
Таким
образом,
применение
тиристорного
коммутатора
вместо
механического в составе ФПУ, исключает необходимость выполнения
защиты от механических повреждений управляющего устройства РПН
(непосредственно двигателя), контроля за возникновением дуги и связанного
с этим режима работы ФПУ, но при этом возникает необходимость контроля
замыкания одной из вторичных обмоток шунтового трансформатора, которая
представляется витковым замыканием шунтового трансформатора при
рассмотрении его как двухобмоточного трансформатора.
Надёжность работы ФПУ с тиристорным коммутатором будет
обусловлена, в большей степени, надёжностью оборудования ВТК которая, в
свою очередь, обусловлена надежностью работы тиристоров, их системы
управления, системы охлаждения и другого оборудования.
Согласно правилам устройства электроустановок [24], необходимо
обеспечить защиту каждого элемента отдельно и при необходимости вывести
повреждённый элемент из работы. Однако, в силу сложных связей между
элементами ФПУ вывести из работы, например, токоограничивающие
реакторы невозможно. Отключение одного из ключевых элементов ФПУ (как
ВТК, так и трансформаторов) приведёт к нарушению принципа работы
фазоповоротного устройства.
Предлагаемый
комплекс
защиты
должен
иметь
возможность
использования его с ФПУ с любым числом вторичных обмоток шунтового
трансформатора.
Вышесказанное
свидетельствует
о
необходимости
учёта
специфических особенностей ФПУ как при расчётах токов короткого
32
замыкания, так и при построении комплексов релейной защиты и систем
контроля состояния ФПУ.
1.6. Применяемые комплексы защит ФПУ различного
типа с РПН
1.6.1. Комплект релейной защиты ФПУ первого типа с РПН
Для ФПУ первого типа, (как, например, в Казахстане, на ПС Ульке [15],
[29]) установлены следующие виды основных защит:
• продольная дифференциальная токовая защита АТ;
• газовая защита АТ;
• продольная дифференциальная токовая защита ВДТ;
• газовая защита ВДТ.
В качестве резервных защит установлены:
• дистанционная защита от междуфазных КЗ в сети 500 кВ;
• дистанционная защита от междуфазных КЗ в сети 220 кВ;
• токовая защита АТ с комбинированным пуском по напряжению от
междуфазных КЗ, включённая со стороны 500 кВ АТ;
• токовая защита от перегрузки АТ;
• токовая направленная защита нулевой последовательности от КЗ на
землю в сети 500 кВ;
• токовая направленная защита нулевой последовательности от КЗ на
землю в сети 220 кВ;
• защита от замыканий на землю в цепи обмотки напряжением 38,5 кВ
АТ и ВДТ с контролем напряжения и тока нулевой последовательности.
Данный комплект защит охватывает все зоны этого ФПТ, а раздельное
выполнение дифференциальной защиты увеличивает надёжность её работы.
33
Представленный комплект защит удовлетворяет требованиям нормативных
документов [24], однако для построения комплекса релейной защиты ФПУ с
тиристорным коммутатором требуется совершенно другая структура и зоны
действия защит.
1.6.2. Комплект релейной защиты ФПУ второго типа
В комплект релейной защиты ФПУ второго типа [20], [30 – 33] входят:
• дифференциальная токовая защита на первичной стороне шунтового
трансформатора;
• дифференциальная токовая защита на вторичной стороне шунтового
трансформатора;
• резервная защита от коротких замыканий на землю;
• газовая защита каждого трансформатора.
1.6.3. Комплект защит ФПУ третьего типа
Схема дифференциальной токовой защиты шунтового трансформатора
представлена на рисунке.1.11.
Для её реализации используются два устройства. При этом оба эти
устройства охватывают лишь часть ФПУ и реализуют раздельную защиту
шунтового трансформатора, охватывающую при этом и выводы сериесного
трансформатора.
Дублирование
предполагается.
зон
дифференциальной
защиты
при
этом
не
34
Рис.1.11. Схема дифференциальной токовой защиты на первичной и
вторичной сторонах шунтового трансформатора
Сумма токов, формируемых в схеме сравнения защиты на первичной
стороне, вычисляется следующим образом:
Iисточника+ Iнагрузки+ Iвозбуждения = 0, где
Iисточника – вектор тока вторичной обмотки сериесного трансформатора
со стороны источника,
Iнагрузки – вектор тока вторичной обмотки сериесного трансформатора со
стороны нагрузки, и
Iвозбуждения – вектор тока, протекающего в первичной обмотки шунтового
трансформатора.
35
Схема дифференциальной защиты на вторичной стороне шунтового
трансформатора представлена также на рисунке 1.11. Она идентична
описанной выше.
Зоны покрытия двух представленных дифференциальных защит
охватывают всё ФПУ. Однако, как видно из рисунка 1.11, рассматриваемый
комплект защиты предусматривает дифференциальную защиту сериесного
трансформатора, однако не предусматривает дифференциальную защиту
шунтового трансформатора (она разделена на две части).
Таким образом, дважды (то есть разными комплектами) охватывается
только сетевая обмотка сериесного трансформатора.
Следует рассмотреть возможность применения данной защиты как
основной для ФПУ с ТК. Для этого необходимо рассчитать её параметры
срабатывания и проверить чувствительность, а поскольку для этого
необходимо провести расчёты токов короткого замыкания, необходимо
определить токи, протекающие по всем ветвям ФПУ, в том числе в
 сетевой обмотке сериесного трансформатора;
 во вторичной обмотке шунтового трансформатора (в фазе ФПП);
 первичной обмотке шунтового трансформатора.
Расчёт токов следует проводить в различных режимах работы сети, в
которой установлено ФПУ при КЗ в точках К1, К2, К3, К4 (функциональная
схема ФПУ, с установленными выключателями и расположением точек КЗ,
приведена на рисунке 1.12) при различных ступенях регулирования.
36
Рисунок 1.12. Расположение точек короткого замыкания в ФПУ с
тиристорным коммутатором, разработанная в ОАО «ЭНИН».
Предварительный анализ токов короткого замыкания, проведённый в
ОАО «ЭНИН», показал, что при нулевой ступени регулирования ФПУ с
тиристорным коммутатором, токи, протекающие в тиристорах при внешнем
коротком замыкании в точке К1 (рисунок 1.13), достигают следующих
значений:
ITA6T = 10,275 кА;
ITA7H = 20,55 кА.
37
Рисунок 1.13. Токи ITA6T и ITA7H при КЗ в точке К1.
Таким образом, максимальное значение ударных токов, протекающих в
тиристорах
при
нулевой
ступени
регулирования
составит
величину I TAуд7 H  I TA6Т * 2 * 2 равную 58,1 кА.
Таким образом, необходимо разработать комплекс РЗ ФПУ с
тиристорным
коммутатором,
удовлетворяющий
предъявленным
выше
требованиям.
Для наиболее мощных тиристоров отечественного производства,
производимых
Саранским
заводом
ОАО
«Электровыпрямитель»,
максимально допустимые токи составляют 46 кА для первого полупериода и
примерно 20 кА для установившегося режима (см. рисунок 1.13). Очевидно,
что при протекании такого тока тиристоры выйдут из строя.
С целью ограничения токов короткого замыкания, протекающих в
тиристорах,
ОАО
«ЭНИН»
было
предложено
установить
токоограничивающие реакторы [36]. Для ограничения токов в режиме при
нулевой
ступени
регулирования
реакторы
устанавливаются
между
38
вентильной обмоткой сериесного
трансформатора
и
ВТК,
а
также
последовательно тем обмоткам шунтового трансформатора, сопротивление
которых недостаточно для ограничения тока при нарушениях режимов.
Поэтому расчёт токов КЗ следует проводить также и при КЗ в точке К5.
Схема расположения всех точек КЗ с учётом токоограничивающих реакторов
приведена на рисунке 1.14.
Рисунок 1.14. Схема расположения точек для расчёта токов короткого
замыкания.
Токи, полученные в результате расчётов КЗ в указанных на рисунке
1.14 точках, позволят провести оценку эффективности функционирования
комплекса релейной защиты ФПУ с тиристорным коммутатором с учётом
39
разработки необходимой
методики
выбора
параметров срабатывания
релейных защит.
Поскольку фазоповоротное устройство с тиристорным коммутатором в
России разрабатывается впервые, необходимо составить такую схему
подключения ФПУ в сеть, чтобы она не зависела от типа сети и окружающих
её элементов. При этом коммутация силовых выключателей ФПУ не должна
оказывать негативное влияние на работу устройств релейной защиты.
40
Выводы к главе 1
Проведён
анализ
необходимости
применения
фазоповоротных
устройств в электрических сетях. Выявлены основные особенности схем
построения
фазоповоротных
устройств
различной
конструкции,
что
позволило провести анализ режимов работы тиристорного коммутатора.
Выявлены виды повреждений и ненормальные режимы работы
фазоповоротного устройства с тиристорным коммутатором, что позволило
предъявить требования к релейной защите фазоповоротных устройств с
тиристорным коммутатором.
Анализ применяемых комплексов РЗ ФПУ различного исполнения
показал различные подходы к решению задачи обеспечения надёжной
защитой. Наиболее близкое к рассматриваемому ФПУ с ТК является ФПУ с
сериесным трансформатором, также имеющем вывод средней точки и
использующее устройство РПН для переключения ступеней регулирования.
Для установления возможности применения известных комплексов
защиты
необходимо
провести
анализ
повреждений
ФПУ
с
ТК,
отсутствующих у ФПУ с РПН и требующих дополнительной защиты.
Необходимо разработать такую схему включения ФПУ в произвольную
сеть, чтобы её коммутация не оказывала негативного влияния на работу
устройств релейной защиты.
41
2. АНАЛИЗ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ФАЗОПОВОРОТНОГО
УСТРОЙСТВА С ТИРИСТОРНЫМ КОММУТОТОРОМ
Существует три режима работы фазоповоротного устройства:
1. Нормальный режим работы ФПУ;
2. Предаварийный режим работы ФПУ;
3. Аварийный режим работы ФПУ.
Для нормального режима работы ФПУ следует проанализировать режим
предварительного включения, режим нормальной эксплуатации и режим
рабочего отключения ФПУ от ЛЭП.
При этом рассмотрение этих режимов следует начать с анализа
присоединения ФПУ к произвольной ЛЭП и его работы в эксплуатационном
режиме.
2.1. Схема присоединения ФПУ к ЛЭП и его работа в
эксплуатационном режиме.
Для присоединения ФПУ к ЛЭП предложено установить два
выключателя – на входе и выходе ФПУ. С целью обеспечения удобства
обслуживания ФПУ предлагается между шунтовым трансформатором и ЛЭП
установить дополнительный выключатель.
Согласно пункту 3.2.4 ПУЭ [24], устройства релейной защиты должны
обеспечивать наименьшее возможное время отключения КЗ в целях
сохранения бесперебойной работы неповрежденной части системы. Добиться
поставленной цели можно при помощи двух факторов: снижения времени
реагирования устройств релейной защиты, иначе говоря, повышением
быстродействия
комплекса
релейной
защиты,
и
схемотехническим
42
расположением выключателей фазоповоротного устройства. Для этого
предлагается установить выключатель, шунтирующий сетевую обмотку
сериесного трансформатора и подключённый параллельно ему (а по
существу дублирующий его) разъединитель.
При этом разъединитель следует использовать только в случае вывода
шунтирующего выключателя в ремонт. Нормальное положение этого
разъединителя при работе ФПУ – разомкнутое, а при выводе из работы
шунтирующего выключателя – замкнутое.
Схема присоединения фазоповоротного устройства к ВЛ 220 кВ
показана на рисунке 2.1. Замкнутое состояние разъединителя соответствует
рабочим режимам ФПУ
Рисунок 2.1. Схема присоединения ФПУ к ВЛ 220 кВ,
43
где Т1 – сериесный трансформатор;
Т2 – шунтовой трансформатор;
ВТК – высоковольтный тиристорный коммутатор;
Q4T – шунтирующий выключатель ФПУ;
Q5T, Q6T – выключатели присоединения ФПУ к ЛЭП;
Q4T – выключатель присоединения шунтового трансформатора;
QS11, QS12 – разъединители, шунтирующие ФПУ;
LW1H – LW4H – токоограничивающие реакторы;
ТА1Н – ТА8Н – трансформаторы тока, установленные на стороне
низкого напряжения;
ТА13Т, ТА15Т, ТА17Т – трансформаторы тока, установленные на
стороне высокого напряжения.
Рабочее
положение
выключателей
и
разъединителей
в
эксплуатационном режиме работы ФПУ представлены в таблице 2.1:
Таблица 2.1. Рабочее положение выключателей и разъединителей.
Выключатель
Положение
Разъединитель
Положение
QS11T, QS12T
Отключено
Q4T
Отключено
QS9T, QS10T
Включено
Q5T
Включено
QS13T, QS15T
Включено
Q6T
Включено
QS14T, QS16T
Включено
Q7T
Включено
QS17T, QS18T
Включено
При
этом
в
эксплуатационном
режиме
работы
ФПУ
СУРЗА
периодически и/или по запросу информирует обслуживающий персонал о
текущем состоянии ФПУ.
При поступлении запроса от обслуживающего персонала команды на
изменение ступени регулирования фазоповоротное устройство переводит
ФПУ
в
заданную
переключения [41].
ступень
согласно
установленным
алгоритмам
44
2.2. Включение ФПУ в нормальном режиме.
Для обеспечения надёжной работы релейной защиты фазоповоротного
устройства и минимизации влияния коммутационных процессов на работу
устройств РЗА следует рассмотреть процессы включения и отключения ФПУ
с ТК. Поскольку ФПУ имеет внутреннюю связь двух трансформаторов,
применять
стандартные
правила
включения
трансформаторов
не
представляется возможным. Поэтому необходимо разработать такие правила
коммутации высоковольтных выключателей, которые учитывали специфику
работы ФПУ с ТК.
Поэтому, перед началом работы следует проверить работоспособность
тиристоров ВТК, убедиться в их исправном состоянии. При этом указанная
проверка не должна влиять на работу сети. Данный вопрос был рассмотрен в
[37].
До того, как ФПУ начнёт работать в эксплуатационном режиме,
считаем, что сеть включена и выключатель Q4T замкнут, а выключатели Q5T,
Q6T и Q7Т – разомкнуты.
Установка фазоповоротного устройства с тиристорным коммутатором
планируется на ВЛ 220 кВ «Восход» - «Татарская» со стороны ПС «Восход».
Параметры схемы замещения сети представлены в Приложении 2. Для
примера ПС 1 – это подстанция «Восход», а ПС 2 – это подстанция
«Татарская». Все дальнейшие расчёты будут приведены для этого ФПУ.
Поскольку перед каждым включением, согласно требованиям [24]
необходимо убедиться в исправном состоянии всех элементов устройства,
важным
является
проверка
работоспособности
не
только
силовых
трансформаторов ФПУ, но и коммутирующего оборудования, в том числе
тиристоров ВТК.
45
Поэтому сборка ФПУ по схеме 2.1 начинается с включения
выключателя Q7T (рисунок 2.2), осуществляющего подключение шунтового
трансформатора с первичной обмоткой w1 к средней точке сериесного
трансформатора. Затем включается один из выключателей Q5T или Q6T.
Включать необходимо тот выключатель, к которому подходит цепь с
большим эквивалентным сопротивлением до ближайшего генератора. Это
позволит оперативно отключить линию при помощи шунтирующего
выключателя Q4T.
Примем, что выключатель Q5T установлен со стороны ПС большей
мощности. Тогда выключателем Q6T одна из половин обмотки (в частности,
w2.2) сериесного трансформатора ФПУ и первичная обмотка w1 шунтового
трансформатора ФПУ подключаются к ЛЭП со стороны, ПС Татарская.
Рисунок. 2.2 Схема с подключением ФПУ к сети со стороны ПС
Татарская
Поскольку тиристоры ВТК закрыты, то оба трансформатора будут
находиться в режиме холостого хода и ток, протекающий через них, будет
существенно
ограничиваться
сопротивлением
цепи
намагничивания
46
трансформаторов, на несколько порядков превышающим сопротивление как
самой ЛЭП, так и примыкающей электрической сети.
При расчётах токов, протекающих в ФПУ целесообразно использовать
упрощённую схему сети, состоящую из двух источников ограниченной
мощности, учитывающих сопротивления энергосистем. Для составления этой
схемы ООО "Институт "Энергосетьпроект" на собственной имитационной
модели сети провел серию опытов КЗ.
Для составления расчётной модели сети были получены данные о
максимальных токах КЗ и напряжении в точках до и после ФПУ.
Полученные данные позволили установить такие параметры расчётной
схемы, как Eсист1, Есист2, Хсист1, Хсист2.
Со стороны ПС Восход:
Есист1 = 138,281 кВ угол 0оэл.;
Xсист1 = 0,413 + j6,714 Ом;
Xсист0 = 0,297 + j6,185 Ом;
Xсист1_полн = 6,72669 Ом;
X сист0_полн = 6,1921 Ом.
Со стороны ПС Татарская:
Е сист2 = 137,409 кВ угол -9 о.эл.;
Xсист1 = 25,46 + j101,307 Ом;
Xсист0 = 22,37 + j147,227 Ом;
Xсист1_полн = 104,457 Ом ;
X сист0_полн = 148,917 Ом,
где Xсист1 – сопротивление прямой последовательности в каждой фазе;
Xсист0 – сопротивление нулевой последовательности при однофазном
коротком замыкании.
Расчётная схема приведена на рисунке 2.3.
47
Рисунок 2.3. Расчётная схема с установленным ФПУ
При расчётах следует учитывать, что сопротивления системы 1 и
системы 2, также, как и их эквивалентные напряжения для двухмашинной
модели чаще всего оказываются неравными друг другу.
Поскольку опыт холостого хода сериесного трансформатора проходит
при подаче напряжения на полную обмотку, а в данном случае оно будет
подано только на половину обмотки, его эквивалентное сопротивление
намагничивания уменьшится вдвое и может быть рассчитано, согласно [35] и
[38] по выражению
U ном *100%
I ххC * I ном
X u0 
Пусть
IххС – ток холостого хода сериесного трансформатора;
Uном – номинальное напряжение холостого хода;
Iном – номинальный ток.
Тогда
X u0 
U ном * 100% 127 * 103 * 100%

 474,6 кОм
I ххC * I ном
0.034 * 787
Xc 
X u 0 474,6

 237,3 кОм
2
2
Хш по выражению (2.1) равен
(2.1)
48
Xш 
U ном * 100% 127 * 103 * 100%

 612,1 кОм
I ххш * I ном
0.076 * 273
Для расчёта тока, протекающего через половину сетевой обмотки,
согласно [39] или [40], составим систему из трёх уравнений
I с  I Хсист1  I Хсист 2

Е сист1  Х сист1 * I Хсист1  ( X c  X ш ) * I с
Е
 сист 2  Х сист 2 * I Хсист 2  ( X c  X ш ) * I с
(2.2)
Решая эту систему уравнений получим
Iс 
E сист1 * Х сист 2  E сист 2 * Х сист1
1  (Х с  Х ш ) * (Х сист 2  Х сист1 )
Для
рассматриваемого
ФПУ
(2.3)
ток,
протекающий
в
сериесном
трансформаторе будет равен
Iс 
138 *103 *104  137 *103 (  9 o ) * 6,727
1  237,3  474,6 *10 3 * (104  6,727)
I с  0,19(  0,5 o ) А.
Напряжение на вентильной обмотке сериесного трансформатора будет
равно
U с  I c * X c  0,19 * 237,3 * 10 3  45,9(  0,5o ) кВ;
U ш  I c * X ш  0,19 * 474,6 * 10 3  91,6(  0,5 o ) кВ.
Подача таких импульсов управления на тиристоры, при которых
устанавливается нулевая ступень регулирования, переводит сериесный
трансформатор в режим короткого замыкания, при этом шунтовой
трансформатор останется режимом холостого хода.
На рисунке 2.4 показана схема замещения ЛЭП с установленным ФПУ,
находящемся в рассматриваемом режиме работы.
49
Рисунок 2.4. Работа ФПУ в режиме включения. Нулевая ступень.
Поскольку ток Ic протекает через шунтовой трансформатор, он будет
также
ограничиваться
сопротивлением
намагничивания
шунтового
трансформатора.
Ток Iвент будет равен
обм
I вент
 Iс
nc
;
2
фаз
обм
I вент
 I вент
* 3  Iс
Сопротивление
nc * 3
.
2
сериесного
трансформатора
в
данном
случае
рассчитывается исходя из опытов короткого замыкания [35]
2
X сер
U кз U ном
U
U

*
 кз * ном ;
100%
S
100 I ном
X сер
12% 44,12

*
 6,732 Ом.
100% 104 / 3
(2.4)
Учитывая, что последовательно вентильной обмотке сериесного
трансформатора установлен токоограничивающий реактор, сопротивление
сериесного трансформатора определяется как сумма сопротивлений самого
трансформатора и токоограничивающего реактора, приведённого к стороне
сети.
X *сер  X сер  X LW 4 * n c2  6,732  1.5 * 2 2  12,732 Ом
Тогда ток, протекающий в тиристорах равен
50
Iс 
E сист1 * Х сист 2  E сист 2 * Х сист1
n
* c
1  (Х с  Х ш ) * (Х сист 2  Х сист1 ) 2
(2.5)
Ic = 0,290 А
Значение
этого
тока
достаточно
для
того,
чтобы
проверить
работоспособность тиристоров, а возникающее перенапряжение является
допустимым для нормальной работы.
Наконец,
выключателем
Q5T
производится
включение
другой
половины (w2.1) обмотки сериесного трансформатора (рисунок 2.5) к ЛЭП со
стороны ПС Восход. Таким образом, ФПУ подготовлено к включению в
работу, и последующее отключение шунтирующего выключателя Q4T
позволяет осуществить передачу мощности через ФПУ при его совместной
работе с ЛЭП.
Рисунок 2.5. Схема с ФПУ, сетевая обмотка сериесного
трансформатора которого включена параллельно выключателю Q4T, и
включенными выключателями Q5T – Q7T
Проведённые выше расчёты показали, что такой способ включения
ФПУ
способствует
проведению
предварительного
диагностирования
тиристоров ВТК (при этом является единственным способом включения, при
51
котором через тиристоры будет протекать ток прежде, чем ФПУ будет
полностью подключено к ЛЭП). При этом не нарушается режим работы сети,
а передача электроэнергии по ЛЭП с установленным ФПУ не прерывается.
Однако при таком включении броски намагничивающего тока могут
вызвать ложные срабатывания устройств релейной защиты. Для этого
необходимо будет провести моделирование такого включения и в случае,
если это подтвердится, принять соответствующие меры по недопущению
ложного срабатывания (например, при помощи блокировки по второй
гармонике)
2.3. Отключение ФПУ в нормальном режиме его работы
Для того, чтобы найти оптимальный алгоритм отключения ФПУ,
предлагается проанализировать различные варианты отключения. При этом,
основной задачей является недопущение перехода ФПУ в аварийный режим
работы.
Если ФПУ будет работать на ненулевую ступень регулирования, и
будет
включен
шунтирующий
выключатель
Q4T
(при
включенных
выключателях Q5T-Q7T), сетевая обмотка сериесного трансформатора
окажется
в
режиме
короткого
замыкания.
Поскольку
шунтовой
трансформатор останется подключённым к ЛЭП, напряжение на его
первичной обмотке будет равно напряжению сети. Напряжение на сетевой
обмотке будет равно соответствующему напряжению, добавляемому в ЛЭП
при нормальной работе ФПУ на данную ступень. Ток КЗ будет
ограничиваться
сопротивлением
шунтового
сопротивлением
токоограничивающих
реакторов
сериесного трансформатора.
трансформатора,
и
сопротивлением
52
Поэтому, при рассмотрении алгоритмов отключения ФПУ, необходимо
исключить возможность включения шунтирующего выключателя Q4T
прежде перевода ФПУ в нулевую ступень регулирования.
2.3.1. Отключение ФПУ с переходом ВТК в нулевую ступень.
Порядок действий:
1. Получение от обслуживающего персонала ПС команды на
выключение ФПУ.
2. Установка нулевой ступени регулирования.
3. Сообщение обслуживающему персоналу ПС о готовности к
отсоединению от линии.
4. Отсоединение ФПУ от линии.
4.1 Включение выключателя Q7T.
4.2 Отключение выключателей Q5T и Q6T.
4.3 Отключение выключателя Q7T.
5. Выключение системы охлаждения (СО) ВТК.
6. Выключение питания собственных нужд.
На
основании
указанного
порядка
действий
коммутационной
аппаратуры была построена диаграмма зависимости тока в линии от действия
выключателей, показанная на рисунке 2.7.
53
а)
b)
Рисунок 2.7. Зависимость тока ЛЭП (a) от команд управления
выключателей (b).
На участке 1 СУРЗА переводит ФПУ в нулевую ступень регулирования.
Шунтовой трансформатор оказывается в режиме холостого хода.
Затем подаются сигналы на отключение выключателей Q5T, Q6T и
одновременно на включение шунтирующего выключателя Q4T (участок 2).
54
На участке 3 ток в линии спадает до нуля (принимаем время
отключения выключателей 40 мс).
На участке 4 выключатель Q4T зашунтирует ФПУ и восстановит
питание сети.
Затем с тиристоров снимутся импульсы управления и отключится
выключатель Q7T.
Таким образом ФПУ с тиристорным коммутатором не переходит в
аварийный режим работы, однако время отсутствия протекания тока в линии
составляет 60 мс.
2.3.2. Отключение ФПУ от тиристоров.
Порядок действий:
1. Получение от обслуживающего персонала ПС команды на
выключение ФПУ.
2. Установка нулевой ступени регулирования.
3. Сообщение обслуживающему персоналу ПС о готовности к
отсоединению от линии.
4. Отсоединение ФПУ от линии.
4.1 Включение выключателя Q4T.
4.2 Отключение выключателей Q5T и Q6T.
4.3 Отключение выключателя Q7T.
5. Выключение системы охлаждения (СО) ВТК.
6. Выключение питания собственных нужд.
На
основании
указанного
порядка
действий
коммутационной
аппаратуры была построена диаграмма зависимости тока в линии от действия
выключателей, показанная на рисунке 2.8.
55
а)
b)
Рисунок 2.8. Зависимость тока ЛЭП (a) от команд управления
выключателей (b).
На участке 1 СУРЗА снимает импульсы управления с тиристоров ВТК.
Шунтовой трансформатор оказывается в режиме холостого хода.
Одновременно подаются сигналы на отключение выключателей Q5T,
Q6T и на включение шунтирующего выключателя Q4T.
56
На участке 2 тиристоры выключились и сериесный трансформатор
перешёл в режим холостого хода, а ток в линии ограничился индуктивностью
намагничивания сериесного трансформатора.
На участке 3 значение тока в ЛЭП снизится до нуля (выключатели Q5T,
Q6T отключились)
На участке 4 выключатель Q4T зашунтирует ФПУ и восстановит
питание сети. После чего отключится выключатель Q7T.
Несмотря на то, что ФПУ при такой коммутации выключателей не
переходит в аварийный режим работы, время отсутствия протекания тока в
линии составляет 80 мс, что на один период больше времени первого
варианта.
2.3.3. Отключение ФПУ от тиристоров с выдержкой времени.
Порядок действий:
1. Получение от обслуживающего персонала ПС команды на
выключение ФПУ.
2. Установка нулевой ступени регулирования.
3. Сообщение обслуживающему персоналу ПС о готовности к
отсоединению от линии.
4. Отсоединение ФПУ от линии
4.1 Включение выключателя Q4T и отключение выключателя Q7T.
4.2. Отсчёт времени задержки отключения тиристоров ВТК.
4.3 Снятие импульсов управления с тиристоров ВТК. Отключение
выключателей Q5T и Q6Т.
5. Выключение системы охлаждения (СО) ВТК.
6. Выключение питания собственных нужд.
57
На
основании
указанного
порядка
действий
коммутационной
аппаратуры была построена диаграмма зависимости тока в линии от действия
выключателей, показанная на рисунке 2.9.
а)
b)
Рисунок 2.9. Зависимость тока ЛЭП (a) от команд управления
выключателей (b).
На участке 0 ФПУ переводится в 0 ступень.
58
Затем, на участке 1 включается шунтирующий выключатель Q4T и
отключается выключатель Q7T.
СУРЗА вводит временную задержку на отключение тиристоров на 80
мс.
На участке 2 отключатся выключатель Q7T. Шунтовой трансформатор
окажется отключённым от линии.
На участке 3 тиристоры выключились и сериесный трансформатор
перешёл в режим холостого хода, а ток в линии ограничился индуктивностью
намагничивания сериесного трансформатора.
Одновременно с этим подаются сигналы на отключение выключателей
Q5T и Q6T.
Через 20 мс включится выключатель Q4T, который зашунтирует ФПУ
и ток в линии снова станет равным номинальному значению.
Несмотря на то, что ФПУ при такой коммутации выключателей не
переходит в аварийный режим работы, остаётся сравнительно небольшой (по
сравнению с уже рассмотренными вариантами) отрезок времени, при
котором отсутствует протекание тока в линии. Данная величина составляет
20 мс.
2.3.4. Отключение ФПУ без прерывания тока в ЛЭП.
Данный способ является наиболее благоприятным и надёжным.
Диаграмма сигналов управления выключателями и ВТК представлена на
рисунке 2.10
Порядок действий:
1. Получение от обслуживающего персонала ПС команды на
выключение ФПУ.
2. Установка нулевой ступени регулирования.
3. Сообщение обслуживающему персоналу ПС о готовности к
отсоединению от линии.
59
4. Отсоединение ФПУ от линии.
4.1 Включение выключателя Q4T. Отключение выключателя Q7T.
На данном этапе важно убедиться, что все тиристоры ВТК находятся в
непроводящем состоянии. В противном случае шунтовой трансформатор
останется подключённым к сериесному трансформатору и продолжит питать
его вентильную обмотку. При этом напряжение вентильной обмотки,
трансформируется на сетевую обмотку, которая уже будет зашунтирована.
Ток, протекающий в сетевой обмотке сериесного трансформатора, будет
ограничиваться
только
индуктивностями
шунтового
и
сериесного
трансформаторов, с учётом токоограничивающих реакторов.
4.2 После успешного включения выключателя Q4T необходимо
произвести снятие импульсов управления с тиристоров ВТК.
4.3 Отключение выключателей Q5T и Q6Т.
5. Выключение системы охлаждения (СО) ВТК.
6. Выключение питания собственных нужд.
Рисунок 2.10. Диаграмма команд управления выключателями при
отключении.
60
Таким образом, при данном способе отключения ФПУ, также, как и в
предыдущих вариантах, не переходит в аварийный режим работы, ток в
линии не прерывается, и линия остаётся в работе.
Следовательно, самым надёжным вариантом следует признать вариант
с отключением ФПУ без прерывания тока в ЛЭП. Рекомендуется
использовать его в процессе эксплуатации ФПУ.
2.4. Внешние короткие замыкания
Поскольку
сериесный
трансформатор
установлен
в
сеть
последовательно, ток, протекающий в вентильной обмотке, а значит и ток,
протекающий в тиристорах, будет пропорционален току, протекающему в
линии.
Это справедливо как для нормального режима работы ФПУ, так и при
внешних коротких замыканиях.
При протекании тока, превышающего длительно допустимые значения
тока тиристора, сработает технологическая защита ВТК, которая снимет
импульсы управления с тиристоров. При этом, время срабатывания
технологической защиты ВТК зависит от тока в тиристорах.
Наиболее худшим вариантом является ситуация при внешнем КЗ
непосредственно на выводе ФПУ, когда ток максимален.
При этом вентильная обмотка сериесного трансформатора окажется
отключённой от ВТК, то есть для сериесного трансформатора ток,
протекающий в сетевой обмотке будет ограничиваться индуктивностью
намагничивания сериесного трансформатора также, как при режиме
холостого хода (которым, по существу, и будет являться данный режим).
Таким образом, сопротивление ФПУ будет состоять не только из
эквивалентного
сопротивления
сериесного
трансформатора,
но
и
сопротивления индуктивности намагничивания, которая имеет величину
61
порядка сотен килоом (см. пункт 2.4). Это будет означать, что ток короткого
замыкания будет ограничиваться этим сопротивлением, а значит его
величина не будет превышать номинальных значений для линии.
Если линия, где установлено ФПУ имеет дифференциально-фазную
защиту, то средства защиты РЗА смогут отреагировать на данное событие.
Однако,
если линия
защищена, к примеру,
токовой защитой или
дифференциальная защита не сработала, то должна будет сработать
резервная защита с противоположного конца ЛЭП. Резервная защита с
данного конца ЛЭП не будет реагировать на данное короткое замыкание, так
как для
защиты со стороны ПС1
будет включено сопротивление
намагничивания сериесного трансформатора, а для ПС2 до места КЗ
окажется сопротивление самой ЛЭП.
Поскольку ЛЭП окажется разомкнутой, то необходимо зашунтировать
сетевую обмотку сериесного трансформатора для того, чтобы позволить
сработать резервной защите линии.
Зависимость изменения тока в ЛЭП с ФПУ в нормальном и аварийном
режимах работы сети приведена на рисунке 2.10.
Рисунок 2.10. Зависимость изменения тока в ЛЭП с ФПУ при
различных режимах работы сети,
где IКЗ – ток короткого замыкания при установленном ФПУ;
I’КЗ – ток короткого замыкания при отключенном ФПУ;
Iном – ток, протекающий до момента возникновения КЗ.
62
Участок 0 (рисунок 2.10) соответствует току нагрузки ЛЭП, участок 1 –
началу аварийного процесса, сопровождающегося наличием тока короткого
замыкания в ЛЭП при введенном в работу ФПУ, участок 2 – закрытому
состоянию тиристоров ВТК после снятия импульсов цепи управления, а
участок 3 – отключенному состоянию выключателей Q5T и Q6T. Участок 4
соответствует интервалу времени с включенным выключателем Q4T. При
этом ток в линии увеличится до величины, превышающей его значение на
участке 1, что обусловлено исключением сопротивления ФПУ из контура
протекания тока.
Поскольку время отключения выключателя меньше времени его
включения, сначала ток в линии снизится до нуля (примерно 40-60 мс), а
после этого замкнётся выключатель Q4T и ток в линии вырастет до значения
тока КЗ (но уже без ФПУ). Только после этого, средства токовой защиты
линии смогут обнаружить короткое замыкание на линии.
Если ток, протекающий в тиристорах будет таким, что технологическая
защита ВТК не сработает (как в результате выхода из строя технологической
защиты ВТК, так и в следствие протекания допустимого уровня тока в
тиристорах), а устройства РЗА ФПУ подадут команду на отключение, то
ФПУ будет отключено по сценарию отключения ФПУ в штатном режиме.
Вышесказанное
свидетельствует
о
необходимости
проведения
количественной оценки токов, протекающих в ФПУ.
Рассмотрим три различных способа расчёта токов, протекающих в
ФПУ. Для всех предложенных способов примем допущения:
 фазоповоротное устройство установлено в линию ограниченной
длины;
 эквивалентные генераторы обладают конечной мощностью.
63
2.4.1. Расчёт аналитическим методом.
Рассмотрим схему сети с установленным ФПУ, представленную на
рисунке 2.11 и запишем основные соотношения токов и напряжений.
Рисунок 2.11. Расчётная схема сети с установленным ФПУ.
Ea1, Eb1, Ec1 – эквивалентные напряжения фаз A, B и C
энергосистемы 1;
Ea2, Eb2, Ec2 – эквивалентные напряжения фаз A, B и C
энергосистемы 2;
Хсист1 – эквивалентное сопротивление системы 1;
Хсист2 – эквивалентное сопротивление системы 2;
Хлэп – эквивалентное сопротивление линии;
Xc – эквивалентное сопротивление сериесного трансформатора;
Xш – эквивалентное сопротивление шунтового трансформатора;
К1 – точка короткого замыкания, расположенная непосредственно на
выводе ФПУ со стороны энергосистемы 2;
64
К2 – точка короткого замыкания, расположенная в конце линии
соединяющей две энергосистемы;
К3 – точка короткого замыкания, расположенная непосредственно на
выводе ФПУ со стороны энергосистемы 1.
На основании методов [39], аналогичных описанных в [42] составлены
системы уравнений, описывающих процессы в ФПУ.
 Ea1  U da  I a _1 * X сист1  I a * X load  0;

 Eb1  U db  I b _1 * X сист1  I b * X load  0;
E  U  I * X
 I c * X load  0;
dc
с _1
сист1
 c1
(2.6)

U da 


U M _ A    Ea1  2   I a _1 * X сист1  I a _ 2 * X ш  * nш ;






U db 

  I b _1 * X сист1  I b _ 2 * X ш  * nш ;
U M _ B    Eb1 
2 




U 


U M _ C    Ec1  dc   I c _1 * X сист1  I c _ 2 * X ш  * nш ;

2 


(2.7)
U da  U M _ B  U M _ C  I a _ 4 * X c * nc ;

U db  U M _ C  U M _ A  I b _ 4 * X c * nc ;
U  U
 U M _ B  I c _ 4 * X c  * nc ;
M _A
 dc
(2.8)
 I a _1  I a _ 2  I a ;

 I b _1  I b _ 2  I b ;
I  I  I ;
 c _1 c _ 2 c
(2.9)
I a _ 3  Ib _ 4  Ic _ 4 ;

Ib _ 3  I c _ 4  I a _ 4 ;
I  I  I ;
a_4
b_ 4
 c_3
(2.10)
 I a _ 2  I a _ 3 * nш ;

 I b _ 2  I b _ 3 * nш ;
I  I * n ;
c_3
ш
 c_2
(2.11)
65
nc

I


I

I

*
;
a
_
4
a
_
1
a

2

nc

 I b _ 4  I b _1  I b * ;
2

nc

 I c _ 4  I c _1  I c * 2 .
(2.12)
nc – коэффициент трансформации сериесного трансформатора;
nш – коэффициент трансформации шунтового трансформатора равный
nш  nш' * k
,
(2.13)
где n 'ш - коэффициент трансформации шунтового трансформатора при
первой ступени регулирования, k – номер ступени регулирования;
Таким образом, получена система из 21 уравнения с 21 неизвестным,
что, в соответствии с [43] доказывает возможность нахождения всех этих
неизвестных. И хотя решение этих уравнений позволит определить все
необходимые значения токов и напряжений, достаточных для определения
токов короткого замыкания в ФПУ, решение такой сложной системы
уравнений может занять значительно времени и отнять много сил. К
сожалению, данный метод расчёта не может показать динамику развития
процессов, поэтому расчёты токов короткого замыкания целесообразно
проводить другими методами, например, с применением имитационного
моделирования или метода симметричных составляющих.
2.4.2. Расчёт методом имитационного моделирования.
Расчёты, выполненные имитационным моделированием, позволяют
подробно рассмотреть процессы, происходящие в ФПУ как в нормальном
(нагрузочном) режиме, так и в аварийных режимах работы.
Современные
средства
моделирования,
такие
как
RTDS,
Matlab/Simulink [44] и многие другие, позволяют построить подробную
модель как энергосистем [45], так и отдельных объектов, которым является
66
ФПУ [46]. Далее будет описана методика проведения компьютерного
моделирования в программе Matlab/Simulink.
Моделирование можно разделить на два этапа.
Этап
1.
Составление
схемы
фазоповоротного
устройства
с
использованием характеристик трансформаторов и ВТК.
На этом этапе доказывается, что полученная модель фазоповоротного
устройства адекватна. Для этого необходимо провести опыты короткого
замыкания каждого трансформатора в отдельности и при необходимости
доработать схему. Затем необходимо собрать схему фазоповоротного
устройства и подключить её к схеме сети. Пример схемы, которая
использовалась в расчётах, показан на рисунке 2.12.
Этап 2. Непосредственно моделирование токов короткого замыкания.
Поскольку рассматриваемое ФПУ имеет ограниченное количество
ступеней регулирования, целесообразно рассматривать процессы при
крайних (+15; -15) и нулевой ступенях регулирования. Таким образом, можно
не только найти искомые токи короткого замыкания, но и проверить
работоспособность устройств защиты.
Начать моделирование необходимо с нормального режима работы (при
отсутствии аварийных процессов). Требуется убедиться, что схема работает
правильно, а токи, протекающие в ФПУ соответствуют расчётным. Фазовый
сдвиг при работе на нагрузку не выходит за пределы установленных
значений.
Поскольку параметры срабатывания дифференциальных защит ФПУ
зависят от токов, протекающих в четырех точках ФПУ (на входе и выходе
ФПУ,
в
средней
точке
сериесного
трансформатора,
а
также
ток,
протекающий в ВТК), при моделировании следует рассматривать именно эти
точки.
Рисунок 2.12. Схема ФПУ для расчётов в программе
Matlab/Simulink
67
68
Одним из наиболее опасных для ФПУ видов КЗ является короткое
замыкание на выводах ФПУ. Это обусловлено тем, что ток, протекающий в
сетевой обмотке сериесного трансформатора, трансформируется в ток,
протекающий в вентильной обмотке, и, соответственно, протекает в
тиристорах
ВТК.
Учитывая
коэффициент трансформации сериесного
трансформатора и соединение вентильных обмоток в треугольник, в
тиристорах ВТК будет протекать удвоенный ток сети (при коэффициенте
трансформации
сериесного
трансформатора
обстоятельство
накладывает
определенные
равного
требования
nc 
как
2
3
.
на
Это
сами
тиристоры (максимально допустимый ток), так и на время отключения ФПУ.
Параметры фазоповоротного устройства, для которого проводится
моделирование, указаны в Приложении 2.
Расчёты токов короткого замыкания следует проводить для всех
ступеней регулирования.
В таблице
2.2
представлены результаты моделирования
токов
трёхфазного короткого замыкания на выводе ФПУ (в точке К1).
Таблица 2.2. Значения токов внешнего короткого замыкания в точке К1,
в зависимости от ступени регулирования.
№ Ступени
I(3)
0
±1
±2
±3
±4
±5
±6
±7
±8
±9
±10
±11
±12
±13
7055
6890
6770
6507
6492
6272
6039
5758
5963
5896
5840
5652
5445
5330
69
№ Ступени
I(3)
±14
±15
5182
5057
На рисунке 2.13 представлена поясняющая диаграмма зависимости
Ток в ЛЭП, А
тока короткого замыкания от ступени регулирования.
Ступень регулирования
Рисунок
2.13.
Диаграмма
зависимости
тока
КЗ
от
ступени
регулирования ФПУ.
Как видно из диаграммы, наименьший ток короткого замыкания будет
протекать при максимальной ступени регулирования ФПУ, поскольку ток
ограничивается как сериесным, так и шунтовым трансформатором. При этом
максимальный ток короткого замыкания будет протекать при нулевой
ступени
регулирования,
когда
сопротивление
ФПУ
минимально
(ограничивается только сопротивлением сериесного трансформатора и его
токоограничивающими реакторами).
Достоверность полученных результатов подтверждается расчётами,
проведённми методом симметричных составляющих.
Данный способ расчётов токов КЗ в установившемся режиме
предъявляет повышенные требования к вычислительному комплексу. Так для
традиционных персональных компьютеров, время расчёт каждого режима
может достигать 30 минут и более. Учитывая необходимость расчётов
70
каждой ступени регулирования расчёт данным методом займёт несколько
рабочих дней.
Однако этот метод несомненно подходит для анализа переходных
процессов в ФПУ. Поэтому данный метод отлично зарекоммендовал себя в
качестве проверки правильности работы устройств РЗА.
Расчёт токов установившегося режима рекомендуется проводить
широко известным методом симметричных составляющих. Он позволяет
оценить уровни токов короткого замыкания в установившемся режиме.
2.4.3. Расчёт методом симметричных составляющих.
Согласно
[35]
в
электрических
устройствах,
выполненных
симметрично, применение метода симметричных составляющих [39] в
значительной мере упрощает анализ несимметричных процессов, так как при
этом
симметричные
симметричными
составляющие
токов
составляющими
связаны
законом
напряжений
Ома
с
одноимённой
последовательности.
Схема замещения сети с установленным ФПУ [47] для прямой (ПП),
обратной (ОП) и нулевой последовательностей (НП) представлена на
рисунке 2.14.
Схема
замещения
линии
представлена
в
виде
эквивалентного
сопротивления (Xлэп1 и Xлэп2), которое, согласно [35], рассчитывается
исходя из длинны линии и марки провода по следующему выражению:
Хлэп =L*Х0,
где Хлэп - сопротивление линии (Ом);
L - длина линии (км);
Х0 - удельное сопротивление провода (Ом/км).
(2.14)
71
а)
б)
в)
Рисунок 2.14. Схема замещения сети с установленным ФПУ прямой (а),
обратной (б) и нулевой (в) последовательностей
Фазоповоротное
устройство
представлено
в
виде
реактивного
сопротивления, одинакового для токов ПП и ОП, и отличного от них
сопротивления НП. Активным сопротивлением ФПУ можно пренебречь в
виду его малого значения.
Ток, протекающий через ФПУ, будет ограничиваться сериесным
трансформатором,
токоограничивающими
трансформатора
(LW4),
токоограничивающими
шунтовым
реакторами,
реакторами
сериесного
трансформатором,
установленными
и
последовательно
72
первым трём его вторичным обмоткам в случаях, когда они принимают
участие в работе.
X ФПУ  X c   X ш  X LW 4  *
nc2
,
3
(2.15)
где X c - эквивалентное сопротивление сериесного трансформатора,
приведённое к сетевому напряжению;
nc
- коэффициент трансформации сериесного трансформатора;
X LW 4 - эквивалентное сопротивление токоограничивающего реактора,
установленного между фазами ВТК и вентильными обмотками сериесного
трансформатора;
Xш
- эквивалентное сопротивление шунтового трансформатора,
учитывающее
ступень
регулирования,
а
также
токоограничивающие
реакторы, установленные последовательно его вторичным обмоткам.
X ш  X ш (k )  L1 * X LW 1  L2 * X LW 2  L3 * X LW 3 ,
(2.16)
где X ш (k ) - эквивалентное сопротивление шунтового трансформатора
при соответствующей ступени регулирования;
X LW1 LW 3 - эквивалентное сопротивление суммы токоограничивающих
реакторов, участвующих в формировании текущей ступени регулирования;
L1, L2, L3 – бинарные коэффициенты, принимающие значения от 0 до 1
в зависимости от ступени регулирования (таблица 2.3).
Таблица 2.3. Зависимость значений коэффициентов L1 – L3 от ступени
регулирования
№ Ступени
1
2
3
4
5
6
7
8
9
L3
0
0
0
1
1
1
1
0
0
L2
0
1
1
0
0
1
1
0
0
L1
1
0
1
0
1
0
1
0
1
73
№ Ступени
10
11
12
13
14
15
L3
0
0
1
1
1
1
L2
1
1
0
0
1
1
L1
0
1
0
1
0
1
Как известно, [35] в схемах с симметрией отдельных элементов схемы
замещения прямой, обратной и нулевой последовательностей связаны только
граничными условиями в месте КЗ, при учёте которых можно составить
расчётные выражения для токов отдельных последовательностей.
Расчёт токов КЗ произведём методом наложения [48], [49]. При этом в
месте КЗ действуют два взаимно противоположных напряжения ±Uk(н),
равных по модулю напряжению предшествующего нагрузочного режима.
Рассматривается случай металлического короткого замыкания.
На основе расширенной схемы сети с установленным ФПУ (рисунок
2.14) ПП составим эквивалентные схемы замещения ПП относительно места
КЗ с учётом использования метода наложения при внешнем коротком
замыкании фазоповоротного устройства (рисунок 2.15).
а)
б)
Рисунок 2.15. Расчёт по методу наложения.
(а) Нагрузочный режим, (б) аварийный режим.
Где Хэкв1, Хэкв2, Хэкв0 – эквивалентные сопротивления ПП, ОП и НП
относительно места КЗ;
74
X (n) - сопротивление, на которое необходимо отдалить место реального
КЗ для нахождения токов ПП при любом несимметричном КЗ, используя
значения токов трёхфазного КЗ. При этом:
 при замыкании между тремя фазами: X (3)  0 ;
 при замыкании между двумя фазами: X ( 2 )  X экв 2 ;
 при замыкании на землю одной фазы: X (1)  X экв 2  X экв0 ;
 при замыкании на землю двух фаз: X (1)  X экв 2 // X экв0 ;
напряжение предшествующего нагрузочного режима:
U к( н )  U к( н )  нагр ,
где  нагр - угол нагрузки, равный нулю.
Расчёт токов, протекающих в фазах ВТК и токоограничивающих
реакторов, при внешнем КЗ на выводах ФПУ (К1), в конце линии (К2) и на
входе ФПУ (К3) приведён ниже.
Внешнее короткое замыкание на выводах ФПУ (точка К1)
Рассмотрим трёхфазное короткое замыкание на выводах ФПУ в точке
К1. Найдём установившийся ток короткого замыкания, протекающий в
сетевой обмотке сериесного трансформатора.
После возникновения КЗ схема распадается на два независимых
участка. Первый участок – с фазоповоротным устройством, оказывается
подключенным к системе 1. Второй участок – через сопротивление линии к
системе 2.
Тогда в соответствии с [48], [49] сопротивление ФПУ будет
рассчитываться по выражению (2.15, 2.16) в соответствии с параметрами
ФПУ, представленными в приложении 2.
75
В таблице 2.4 приведены расчёты токов трёхфазного КЗ для двух
методов – имитационного и метода симметричных составляющих.
Таблица 2.4. Токи внешних КЗ, рассчитанные различными методами
расчёта.
№
Ступени
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
L3 L2 L1
0
0
0
0
1
1
1
1
0
0
0
0
1
1
1
1
0
0
1
1
0
0
1
1
0
0
1
1
0
0
1
1
0
1
0
1
0
1
0
1
0
1
0
1
0
1
0
1
Ток, А
Метод
симметричных
составляющих
7037
6885
6733
6471
6458
6239
6007
5726
5935
5870
5784
5630
5423
5309
5161
4984
Метод
имитационного
моделирования
7055
6890
6770
6507
6492
6272
6039
5758
5963
5896
5840
5652
5445
5330
5182
5057
Относительная
погрешность
методов, %
0,35
0,82
0,82
0,78
0,78
0,78
0,79
0,71
0,68
1,20
0,62
0,63
0,61
0,62
1,67
0,35
На рисунке 2.16 представлена диаграмма, показывающая токи КЗ в
точке К1.
Достоверность результатов,
составляющих,
подтверждается
полученных методом
использованием
симметричных
схемы
замещения,
составленной в соответствии с методикой, описанной в [49]. Главным
достоинством данного метода является простота расчётов и малые
трудозатраты при составлении схемы замещения.
Ток в ЛЭП, А
76
Ступень регулирования
Рисунок 2.16. Результаты расчёты токов трёхфазного короткого
замыкания в точке К1 двумя разными методами.
Достоверность результатов, полученных методом имитационного
моделирования, подтверждается одинаковостью полученных значений при
различных методах расчёта. Как видно из рисунка 2.20 и таблицы 2.7,
погрешности расчётов двух разных методов относительно друг друга не
превышают 2%. Достоинством данного метода является возможность
моделирования различных режимов работы как ФПУ с сетью, так и
различных устройств релейной защиты. Полученный результат может быть
представлен
в
виде
осциллограмм
токов
и
напряжений
во
всех
интересующих точках. Недостатками этого метода является высокие
временные затраты, а также необходимость построения расчётной схемы,
включающей в себя как силовые элементы с точным указанием их
параметров, так и системы управления коммутатором, что в ряде случаев
может потребовать дополнительных трудозатрат.
Разработанную модель имитационного моделирования рекомендуется
применять для расчётов в цифровых симуляторах реального времени, таких
как RTDS [31], имеющего уникальный пользовательский интерфейс,
eMegaSym
[50]
канадского
производителя
«Opal-Rt
Technologies»,
использующего возможности MatLab/Simulink и т.п., позволяющих не только
моделировать переходные процессы и различные режимы работы ФПУ в
77
сети, но и корректировать параметры срабатывания устройств релейных
защит ФПУ.
Таким образом, для расчётов установившихся значений токов
короткого замыкания рекомендуется применять метод симметричных
составляющих. Принимая во внимание время то, что время срабатывания
релейной защиты много меньше времени, за которое система перейдёт в
установившийся
релейной
режим,
защиты
для
проверки
рекомендуется
работоспособности
применять
метод
устройств
имитационного
моделирования, как более точный в расчётах переходных процессов, по
сравнению с методом симметричных составляющих.
Таким образом, применяя принцип синтезирования различных методов
при расчётах токов короткого замыкания, можно добиться оптимальных
результатов.
2.5. Внутренние короткие замыкания
2.5.1. Короткое замыкание в точке между вентильной обмоткой
сериесного трансформатора и токоограничивающим реактором
Сложность
расчётов
токов
внутренних
коротких
замыканий
заключается в том, что эквивалентной схемы замещения, охватывающей
ФПУ во всех режимах его работы, нет. Поэтому, при трёхфазном коротком
замыкании в точке К4 (рисунок 1.14) расчётная схема замещения ФПУ может
быть представлена как совокупность двух отдельных схем:
1) Схема
замещения
трансформатора.
при
коротком
замыкании
шунтового
78
2) Схема
замещения
при
коротком
замыкании
сериесного
трансформатора.
При этом, КЗ сериесного трансформатора является, по существу,
нормальным режимом его работы при нулевой ступени регулирования. В
данном случае отличие будет только в том, что ток, протекающий в обмотках
сериесного трансформатора, будет ограничиваться только сопротивлением
сериесного трансформатора (без токоограничивающих реакторов).
Ток,
протекающий
сопротивлением
через
шунтового
токоограничивающих
реакторов
тиристоры,
будет
трансформатора,
LW1
–
LW3,
ограничиваться
сопротивлением
установленных
последовательно вторичным обмоткам шунтового трансформатора (при
работе
ФПУ
на
ненулевую
ступень
регулирования),
а
также
токоограничивающим реактором LW4 (рисунок 1.14)
Схема замещения ФПУ представлена на рисунке 2.17.
Рисунок 2.17. Схема замещения ФПУ при трёхфазном КЗ в точке К4.
Ток в месте
короткого замыкания
рассчитывается
рассчитанному в п.2.5.
Согласно [39], исходная система уравнений:
аналогично
79
 I с  I Хсист1  I Хсист 2

 Есист1  ( Х сист1  Х с1 ) * I Хсист1  ( X LW 1 LW 3  X LW 4  X ш ) * I с
Е
 сист 2  ( Х сист 2  Х с 2 ) * I Хсист 2  ( X LW 1 LW 3  X LW 4  X ш ) * I с
(2.17)
Решая эту систему уравнений получим:
I КЗ 
Eсист1 * ( Х сист 2  Х с 2 )  Eсист 2 * ( Х сист1  Х с1 )
1  ( X LW 1 LW 3  X LW 4  Х ш ) * ( Х сист 2  Х с 2  Х сист1  Х с1 )
(2.18)
Параметры схемы замещения приведены в приложении 2.
Основные
вышеизложенной
результаты
методики
расчётов,
и
проведённые
проверенные
при
на
основе
помощи
метода
имитационного моделирования при внутренних КЗ в точке К4, приведены в
таблицах 2.5 – 2.7.
Таблица 2.5. Трёхфазное КЗ
Ветвь
6359,7
Фаза,
о
эл
90,07
Трёхфазное КЗ
B
Модуль, А
фаза,
о
эл
6359,7
-29,93
Q7T (I3)
1104,4
-89,93
1104,4
Q5T (I1)
1003,6
-80,35
Q6T (I2)
202,6
34,60
LW4 (I5)
935,5
-159,05 935,5
А
Модуль, А
Фаза
С
Модуль, А фаза, оэл
6359,7
-149,93
150,07
1104,4
30,07
1003,6
159,65
1003,6
39,65
202,6
-85,40
202,6
154,60
80,95
935,5
-39,05
ВТК (I4)
Таблица 2.6. Однофазное КЗ, фазы А
Ветвь
Фаза
ВТК (I4)
Однофазное КЗ, фазы А
А
B
С
Модуль, А фаза, Модуль, А
фаза, Модуль, А фаза, оэл
о
о
эл
эл
6273,5
80,99
753,7
51,04
586,1
-134,83
80
Ветвь
Q7T (I3)
Однофазное КЗ, фазы А
А
B
С
Модуль, А фаза, Модуль, А
фаза, Модуль, А фаза, оэл
о
о
эл
эл
1089,4
-99,01 130,8
-129,21 102,3
45,04
Q5T (I1)
1062,0
-110,11 153,8
-79,06
181,4
28,59
Q6T (I2)
209,8
157,95
-23,91
88,2
9,42
LW4 (I5)
180,8
-109,60 753,7
51,04
586,1
-134,83
122,4
Таблица 2.7. Двухфазное КЗ, фазы ВС
Ветвь
Двухфазное КЗ, фазы ВС
А
B
С
Модуль, А фаза, Модуль, А
фаза, Модуль, А фаза, оэл
о
о
эл
эл
1048,5
184,93 5899,9
-9,03
4943,7
175,53
Фаза
ВТК (I4)
Q7T (I3)
182,3
-31,23
1024,6
170,95
858,5
-4,45
Q5T (I1)
331,6
-11,63
1067,8
162,54
738,7
-20,07
Q6T (I2)
171,1
9,30
159,3
92,42
247,4
-130,95
LW4 (I5)
1048,5
148,93
237,6
-84,70
927,6
-19,17
Как видно из таблиц 2.5 – 2.7, наибольшие токи короткого замыкания
протекают в фазах ВТК. Величины этих токов не превышают величины токов
короткого замыкания при внешнем трёхфазном КЗ за ФПУ (п.2.6.3. главы 2).
2.5.2. Короткое замыкание в точке между токоограничивающим
реактором и ВТК
Методика расчётов коротких замыканий в точке К5 (рисунок 1.14)
аналогична той, что описана выше для точки К4 (раздел 2.6.1.). При этом,
следует
помнить,
что
эквивалентное
сопротивление
сериесного
81
трансформатора дополнительно ограничено эквивалентным сопротивлением
токоограничивающего реактора LW4H.
Схема замещения ФПУ представлена на рисунке 2.17.
Рисунок 2.18. Схема замещения ФПУ при трёхфазном КЗ в точке К5.
Ток в месте короткого замыкания рассчитывается по следующим
выражениям
 I с  I Хсист1  I Хсист 2

 Е сист1  ( Х сист1  Х с1 ) * I Хсист1  ( X LW 1 LW 3  X ш ) * I с
Е
 сист 2  ( Х сист 2  Х с 2 ) * I Хсист 2  ( X LW 1 LW 3  X ш ) * I с
I КЗ 
(2.16)
Eсист1 * ( Х сист 2  Х с 2 )  Eсист 2 * ( Х сист1  Х с1 )
1  ( X LW 1 LW 3  Х ш ) * ( Х сист 2  Х с 2  Х сист1  Х с1 )
Параметры схемы замещения.
Сериесный трансформатор.
Эквивалентное сопротивление сериесного трансформатора следует
рассчитывать также, как и в случае с КЗ в точке 4. Однако следует учесть,
что ток, протекающий через сериесный трансформатор, ограничен не только
сопротивлением
самого
трансформатора,
токоограничивающего реактора.
но
и
сопротивлением
82
X сер  X LW 4 * nc2
Тогда сопротивление X 1c  X 2 c 
,
2
при
этом
Хсер
–
эквивалентное
сопротивление
сериесного
трансформатора;
ХLW4 – эквивалентное сопротивление токоограничивающего реактора
LW4;
nc – коэффициент трансформации сериесного трансформатора.
Шунтовой трансформатор.
При
расчётах
эквивалентного
сопротивления
шунтового
трансформатора следует руководствоваться теме же принципами, что и при
расчётах для точки К4. То есть шунтовой трансформатора следует принимать
как двухобмоточный.
Сопротивление
намагничивания
шунтового
трансформатора
рассчитывается аналогично описанному в п.2.7.1.
X u0 
U ном *100% U ном *100%

I ххШ * I ном
0.076 * I ном
При расчётах двухфазных КЗ, однофазных и двухфазных КЗ на землю
следует
учитывать,
что
изменяется
не
только
режим
работы
трансформаторов, но и сама топология схемы. По этой причине построить
адекватную однолинейную схему замещения не представляется возможным.
Расчёт токов при таких КЗ был проведён с использованием метода
имитационного моделирования, описанного в п.2.6.2 и доказавшего свою
достоверность. Основные результаты моделирования приведены в таблице
2.8 – 2.10.
Расчёт произведён для максимального режима работы сети при КЗ в
точке К5 и работе ФПУ в 15-ой ступени регулирования.
83
Таблица 2.8. Трёхфазное КЗ
Ветвь
10451,1
фаза,
о
эл
90,14
Трёхфазное КЗ
B
Модуль, А
фаза,
о
эл
10451,1
-29,86
Q7T (I3)
1814,5
-89,86
1814,5
Q5T (I1)
1612,08
-84,84
Q6T (I2)
251,85
56,08
LW4 (I5)
1423,28
-168,46 1423,28
А
Модуль, А
Фаза
С
Модуль, А фаза, оэл
10451,1
-149,86
150,14
1814,5
30,14
1612,08
155,16
1612,08
35,16
251,85
-63,92
251,85
176,08
71,54
1423,28
-48,46
ВТК (I4)
Таблица 2.9. Однофазное КЗ, фазы А
Ветвь
Однофазное КЗ, фазы А
А
B
С
Модуль, А фаза, Модуль, А
фаза, Модуль, А фаза, оэл
о
о
эл
эл
10376,6
81,00
1049,6
58,70
832,0
-124,57
Фаза
ВТК (I4)
Q7T (I3)
1801,6
-99,00
Q5T (I1)
1694,4
Q6T (I2)
LW4 (I5)
182,1
-121,48
144,9
55,30
-106,33 221,8
-85,27
199,4
31,13
247,7
141,73
-30,08
89,7
-10,31
224,07
-109,09 1049,6
-121,30
832,00
-124,57
131,1
Таблица 2.10. Двухфазное КЗ, фазы ВС
Ветвь
Фаза
Двухфазное КЗ, фазы ВС
А
B
С
Модуль, А фаза, Модуль, А
фаза, Модуль, А фаза, оэл
о
о
эл
эл
1533,8
156,13 9639,3
-7,72
8177,2
175,27
ВТК (I4)
Q7T (I3)
266,5
-23,99
1673,6
172,27
1419,8
-4,72
84
Ветвь
Q5T (I1)
Двухфазное КЗ, фазы ВС
А
B
С
Модуль, А фаза, Модуль, А
фаза, Модуль, А фаза, оэл
о
о
эл
эл
399,2
-11,84 1619,8
166,04
1221,0
-14,65
Q6T (I2)
149,6
10,17
187,0
62,46
302,57
-140,57
LW4 (I5)
1533,8
156,13
352,9
-48,00
1220,2
-17,08
Как видно из таблиц 2.8 – 2.10, КЗ внутри ФПУ вызывает не только
многократное превышение тока ФПУ, но и уменьшение токов, протекающих
в неповреждённых фазах линии.
Также изменяется угол сдвига между фазами, что хорошо видно на
примере тока, протекающего через выключатель Q5T.
Разброс тока также может отличаться в несколько раз. Например, при
двухфазном КЗ, ток в ВТК в фазе А равен 1533,8 А, что примерно
соответствует его номинальному значению, в то время как в фазах В и С он
составляет соответственно 9639,3 А и 8177,2 А соответственно.
Угол сдвига между фазами также не одинаковый, что также
накладывает свои ограничения на разрешённые временные интервалы
коммутации тиристоров.
85
Выводы к главе 2
1. Отключения ФПУ при внешних коротких замыканиях с целью
обеспечения надёжности работы ВТК приводят к шунтированию сетевой
обмотки сериесного трансформатора и вызывают повышение уровня тока как
в повреждённой ЛЭП, так и в смежных присоединениях. Это потребует
принятия мер по корректировке применяемых методов выбора параметров
срабатывания устройств РЗ указанных смежных присоединений.
2. Исследован
и
оптимизирован
способ
коммутации
силовых
выключателей ФПУ, при котором происходит надёжные переключения.
3. Проведённый анализ различных методов моделирования показал
целесообразность применения метода симметричных составляющих для
расчёта установившихся значений токов и напряжений при коротких
замыканиях, а метод имитационного моделирования – для расчётов токов
короткого замыкания в переходном режиме. Синтез двух методов расчёта
позволяет быстро и оперативно рассчитывать требуемые значения токов и
напряжений в различных режимах работы ЛЭП.
4. Разработана эквивалентная схема замещения ФПУ с ТК для расчета
токов и напряжений в установившемся режиме работы ЛЭП при помощи
метода симметричных составляющих, учитывающая специфику работы ФПУ
(как при внутренних, так и при внешних КЗ).
86
3. МЕТОДИКА ВЫПОЛНЕНИЯ СТРУКТУРЫ
КОМПЛЕКСА РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ ФАЗОПОВОРОТНОГО
УСТРОЙСТВА С ТИРИСТОРНЫМ КОММУТАТОРОМ И
ВЫБОРА ПАРАМЕТРОВ СРАБАТЫВАНИЯ РЕЛЕЙНОЙ
ЗАЩИТЫ
3.1 Общий
коммутатором.
принцип
построения
РЗ
ФПУ
с
тиристорным
В настоящее время методика выбора параметров срабатывания
комплекса релейной защиты ФПУ с тиристорным управлением отсутствует.
Существующие методики выбора параметров срабатывания релейной
защиты фазоповоротных трансформаторов, как устройств наиболее схожих с
рассматриваемым
ФПУ,
могут быть применены только к ФПУ с
механическим переключением [51].
В данной главе приведена методика выбора параметров срабатывания
комплекса релейной защиты фазоповоротного устройства с тиристорным
коммутатором [52], использующая микропроцессорные терминалы, для
которых расчетно-экспериментальными методами определены значения
коэффициентов, используемых в выражениях для определения параметров
срабатывания.
Методика разработана для следующих защит, рекомендуемых к
установке на ФПУ с тиристорным коммутатором:
 дифференциальной защиты;
 дифференциальной отсечки;
 максимальной токовой защиты ФПУ;
 токовой отсечки;
 технологических защит.
87
Предполагается, что полные погрешности измерения трансформаторов
тока, используемых для защит в установившемся режиме, не превышают
10% при максимальном токе внешних КЗ и 50 % при КЗ в зоне защиты.
При проектировании релейной защиты фазоповоротного устройства,
являющегося объектом энергосистемы, в настоящее время руководствуются
общими техническими требованиями к микропроцессорным устройствам
защиты
и
автоматики
энергосистем
[53],
Правилами
устройства
электроустановок [24], руководящими указаниями по защите понижающих
трансформаторов и автотрансформаторов [27], и прочими нормативными
документами.
При исследовании и разработке РЗ ФПУ следует учитывать все
особенности его работы. Так, например, в нормальном режиме шунтовой
трансформатор может работать как на нагрузку (с ненулевой ступенью
регулирования), так и на холостой ход (при этом вторичные обмотки
шунтового трансформатора оказываются, по существу, разомкнутыми). Оба
этих режима являются нормальными для шунтового трансформатора, а
значит, РЗ ФПУ не должна на них реагировать.
Данная методика была разработана при участии ООО «ИЦ «Бреслер».
По результатам работы были сформулированы требования и внесены
предложения
по
микропроцессорных
созданию
терминалов
комплекса
релейной
специализированных
защиты
фазоповоротного
устройства. Данный комплекс включает в себя не только терминалы защиты,
но и терминалы автоматики управления, являющиеся, по существу,
неотъемлемой частью комплекса РЗ ФПУ. Каждый терминал защиты
содержит [54]:

дифференциальную токовую защиту (ДЗТ);

максимальную токовую защиту (МТЗ) ошиновки;

максимальную токовую защиту (МТЗ) ввода;

токовую защиту нулевой последовательности (ТЗНП) на стороне
высшего напряжения (ВН);
88

МТЗ на стороне низшего напряжения с пуском по напряжению;

устройство резервирования отказа выключателя (УРОВ) со
стороны ВН;

защиту от перегрузки;

пуск автоматики охлаждения;

защиту от потери охлаждения;
3.2. Комплекс защит ФПУ с тиристорным коммутатором.
Проведённый в главе 1 анализ особенностей повреждения ФПУ с
тиристорным коммутатором показал, что основные силовые части ФПУ
должны быть оборудованы устройствами основных и резервных защит от
всех видов повреждений.
Зарубежный опыт построения релейной защиты [55] показал, что
использование дифференциальной защиты ФПТ в качестве основной защиты
удовлетворяет требованиям чувствительности [51]. Поэтому, для защиты
сериесного трансформатора, целесообразно, в качестве основной защиты
также
использовать
и
дифференциальную
защиту
трансформаторов.
Согласно [24] все силовые устройства, в том числе трансформаторы, следует
оборудовать
резервными
защитами,
в
качестве
которых
хорошо
зарекомендовали себя токовые защиты.
Для защиты ФПУ с тиристорным коммутатором автором был составлен
рекомендуемый комплект защит [56], отвечающий требованиям [24] и [57] и
состоящий из:
• дифференциальной защиты (ДЗТ);
• дифференциальной отсечки (ДО);
• максимальной токовой защиты (МТЗ);
• токовой отсечки (ТО);
• токовой защиты нулевой последовательности (ТЗНП);
89
• защиты от перегрузки (ЗП);
• защиты от потери охлаждения (ЗПО);
• защиты от обрыва фаз (ЗОФ);
• технологической защиты (ТЗ).
Поскольку фазоповоротное устройство состоит из трех основных
частей (сериесного и шунтового трансформаторов и ВТК), необходимо,
согласно [24], выполнить дифференциальную защиту каждого из них.
Учитывая то, что шунтовой трансформатор подключается к средней точке
сетевой обмотки сериесного трансформатора, являющейся частью линии,
необходимо обеспечить отдельную дифференциальную защиту этой зоны,
что повысит надёжность работы как ФПУ, так и линии, в которую оно
установлено.
Как было показано в главе 1, а также в [58], при внешних коротких
замыканиях токи,
протекающие
через
тиристоры
ВТК,
необходимо
ограничивать. При работе ФПУ на некоторую ступень регулирования ток,
протекающий в тиристорах, ограничивается как сопротивлением шунтового
трансформатора, так и токоограничивающими реакторами (при их наличии) в
соответствующей вторичной обмотке шунтового трансформатора.
Для рассматриваемого ФПУ три токоограничивающих реактора
установлены
в
трансформатора
наименее
(для
мощных
защиты
вторичных
тиристоров
при
обмотках
шунтового
ненулевой
ступени
регулировании) и один токоограничивающий реактор между вентильной
обмоткой сериесного трансформатора и ВТК (для защиты тиристоров при
нулевой ступени регулирования).
Дифференциальную защиту этих реакторов целесообразно выполнять
не отдельно, а в составе дифференциальной защиты соответствующих
трансформаторов.
Рассмотрим
возможность
установки
защит
фазоповоротного
трансформатора (87P, 87S) [31], [59], [60], применительно к ФПУ с
90
тиристорным коммутатором [61]. Зоны действия этих дифференциальных
защит показаны на рисунке 3.1.
Рисунок 3.1. Зоны действия защит 87P, 87S, установленных на ФПУ с
тиристорным коммутатором.
Как следует из анализа рисунка 3.1, в зону действия представленных
комплексов защит не будут входить токоограничивающие реакторы LW1H –
LW3Н, что противоречит требованиям ПУЭ [24]. Помимо этого, данный
комплект защит будет не чувствительным к замыканиям шунтового
91
трансформатора, связанным с неправильной коммутацией мостов ВТК. Это
подтверждается проведённым моделированием [70] и свидетельствует о
необходимости разработки нового комплекса РЗ ФПУ с тиристорным
коммутатором.
Предлагаемая
дифференциальная
защита
ФПУ
с
тиристорным
коммутатором разделена на четыре зоны, что позволяет достоверно и
надёжно реагировать на повреждения во всех точках ФПУ. Первые три зоны
действия дифференциальных защит охватывают по одному элементу ФПУ,
что
удовлетворяет
требованиям
ПУЭ.
Четвёртая
зона
действия
дифференциальной защиты охватывает только сетевую обмотку сериесного
трансформатора и, в отличие от предыдущих защит, реагирует на замыкания
в средней точке. Ниже подробно рассмотрены каждая из защит.
Применение многозонности в построении дифференциальной защиты
ФПУ увеличивает чувствительность и повышает надёжность всего комплекса
релейной защиты.
3.2.1. Дифференциальная защита сериесного трансформатора.
Дифференциальную
соответствии
с
[27],
защиту
следует
сериесного
выполнять
так,
трансформатора,
чтобы
все
в
обмотки
трансформатора входили в зону действия данной защиты. Для этого к
микропроцессорному
терминалу
защиты
следует
подключить
трансформаторы тока на входе и выходе ФПУ (ТА5Т и ТА6Т) и
трансформатор тока на вторичной стороне сериесного трансформатора
(ТА7Н).
Таким образом, в зону действия данной защиты войдут как сам
сериесный трансформатор, так и токоограничивающий реактор LW4H
(рисунок 3.2).
92
Рисунок 3.2. Зона действия ДЗТ Сериесного трансформатора (№1).
Поскольку сериесный трансформатор рассматривается защитой как
трёхобмоточный
трансформатор,
он,
согласно
[27]
является
трансформатором 9 группы, а значит необходимо или предпринять ряд мер
по компенсации группы соединения обмоток трансформатора путём
соответствующего соединения трансформаторов тока, или, в соответствии с
[28] выполнить цифровое выравнивание токов плеч. Данная защита будет
чувствительна к коротким замыканиям в точках К1, К3-К5.
93
3.2.2. Дифференциальная защита шунтового трансформатора.
Дифференциальную
защиту
шунтового
трансформатора,
в
соответствии с [27], аналогично дифференциальной защите сериесного
трансформатора, следует выполнять так, чтобы все обмотки трансформатора
входили в зону действия данной защиты (рисунок 3.3). Для этого к
микропроцессорному терминалу защиты следует подключить трансформатор
тока, установленный в средней точки сериесного трансформатора (ТА13Т) и
трансформаторы тока,
установленные
в каждой
вторичной обмотке
шунтового трансформатора (ТА1Н – ТА4Н).
Рисунок 3.3. Зона действия ДЗТ шунтового трансформатора (№2).
94
Предполагается, что силовые трансформаторы ФПУ устанавливаются
на открытой местности, а ВТК располагается в закрытом распределительном
устройстве.
Таким образом, использование трансформаторов тока, расположенных
на выводе ВТК, будет не только удобным в эксплуатации, но и позволит
включить в зону дифференциальной защиты шунтового трансформатора
токоограничивающие реакторы LW1 – LW3, установленные последовательно
с соответствующими вторичными обмотками шунтового трансформатора.
Поскольку шунтовой трансформатор является трансформатором 12
группы, данная защита может быть выполнена в виде трёх, не связанных
между собой, однофазных защит.
В соответствии с [62] это означает, что компенсации вторичных
обмоток ТТ не требуется.
Как видно из рисунка 3.3, в зону действия этой защиты входят помимо
шунтового трансформатора, ещё и токоограничивающие реакторы LW1H –
LW3H, установленные последовательно с соответствующими вторичными
обмотками шунтового трансформатора.
Несмотря на то, что шунтовой трансформатор совместно с ВТК
представляют
собой
двухобмоточный
трансформатор
с
переменным
коэффициентом трансформации, согласно [24] шунтовой трансформатор
должен иметь собственную, отдельную ДЗТ, а значит эту защиту следует
выполнять как защиту многообмоточного трансформатора.
Данная защиты будет чувствительна к коротким замыканиям только в
зоне, показанной на рисунке 3.3, а именно – средней точке ФПУ (за
исключением КЗ непосредственно в средней точке сетевой обмотки
сериесного трансформатора), замыканиям между ТА1Н-ТА4Н и шунтовым
трансформатором (на которые не реагируют ни одна другая защита, в том
числе 87Р и 87S). При витковых замыканиях во вторичной обмотке
шунтового трансформатора с наиболее низким напряжением данная защита
95
будет иметь требуемую чувствительность только при использовании
функции торможения.
3.2.3. Дифференциальная защита ВТК
Задача обеспечения надёжной работы высоковольтного тиристорного
коммутатора должна решаться изготовителями оборудования выбором
ограничителей перенапряжений (ОПН), алгоритмов отключения тиристоров,
разработкой системы управления, регулирования, защиты и автоматики ВТК
(СУРЗА ВТК).
Несмотря на то, что ВТК является частью фазоповоротного устройства,
это – самостоятельный объект, а значит он согласно [24], должен иметь
собственную
дифференциальную
защиту.
Подобная
проблема
была
рассмотрена также в [63].
Протекание в ВТК тока через ТА1Н – ТА4Н зависит от подключённых
вторичных обмоток шунтового трансформатора. При этом максимальной
ступени (+15 или -15) соответствует протекание тока через все четыре ТТ, а
минимальной ступени регулирования (+1 или -1) соответствует протекание
тока только через ТА1Н.
Стоит
заметить,
что
при
работе
ФПУ
на
нулевой
ступени
регулирования контур тока, протекающего в ВТК (пропорционального току
линии), включает трансформаторы тока ТА7Н и ТА5Н.
Таким образом, дифференциальная защита ВТК, подключенная к ТА5Н
и ТА7Н, будет чувствительна к коротким замыканиям на выводах ВТК, а
также к однофазным замыканиям на землю внутри ВТК.
Подключение дифференциальной защиты ВТК к ТА8Н вместо ТА7Н
позволит включить в зону действия данной защиты токоограничивающий
реактор LW4H (рисунок 3.4).
Одновременное срабатывания дифференциальной защиты ВТК и
дифференциальной защиты сериесного трансформатора будет однозначно
96
свидетельствовать об аварии в зоне, ограниченной трансформаторами тока
ТА7Н и ТА8Н, которые охватывают токоограничивающий реактор LW4H.
Это позволит избежать установки отдельной дифференциальной защиты
этого реактора.
Рисунок 3.4. Зона действия дифференциальной защиты ВТК (№3).
Однако
такая
защита
окажется
нечувствительной
к
коротким
замыканиям в мостах ВТК, которые возможны, например, при выходе из
строя силовых тиристоров.
97
Таким образом, соответствующее повреждение силовых тиристоров
вызовет
протекание
тока
короткого
замыкания
вторичной
обмотки
шунтового трансформатора. При этом ток, втекающий в ВТК и ток,
вытекающий из него, останутся неизменными, а ток, протекающий в
повреждённых
тиристорах
увеличится
до
значений,
превышающих
номинальные. Сумма ампер-витков шунтового трансформатора останется
неизменной, а значит его дифференциальная защита также не будет
чувствительна к данному типу КЗ. Следовательно, для защиты от такого рода
аварий целесообразно использовать технологическую защиту ВТК без
выдержки времени.
Технологическая защита ВТК функционально схожа с максимальной
токовой защитой и отличается тем, что при срабатывании она не
воздействует на выключатели, как это обычно происходит в РЗА, а снимает
импульсы управления с тиристоров, обеспечивая тем самым режим х.х.
шунтового и сериесного трансформаторов. Стоит заметить, что тиристоры, в
соответствии с [58] отключаются только тогда, когда ток в них снизится до
тока удержания, то есть практически до нуля.
Это обеспечит быстрое и плавное отключение ВТК, и как следствие –
отключение ФПУ. Однако, с другой стороны, поскольку сериесный
трансформатор установлен последовательно в ЛЭП, работа его на холостой
ход приведёт к увеличению его сопротивления до величины сопротивления
индуктивности намагничивания, что можно рассматривать как режим работы
сети, в котором установлено ФПУ, близкий к х.х.
Для восстановления работы линии следует замкнуть шунтирующий
выключатель Q4T.
Данная защита будет чувствительна к замыканиям в зоне действия
защиты, а также замыканиям на выводах токоограничивающих реакторов
LW1-LW3 со стороны ВТК.
98
3.2.4. Дифференциальная защита сетевой обмотки сериесного
трансформатора.
Поскольку дифференциальная защита сериесного трансформатора
выполнена в виде защиты трёхобмоточного трансформатора, средняя точка
его сетевой обмотки не входит в зону действия защиты. Следовательно,
поскольку фазоповоротное устройство является устройством, установленным
в сеть продольно, согласно [24] необходимо, чтобы основная защита
реагировала на все возможные виды короткого замыкания. Для этого
необходимо установить такую защиту, которая была бы чувствительной к
замыканиям в данной точке. Зона действия предлагаемой ДЗТ ограничена
только этой обмоткой. При этом, исключение из расчёта первичной обмотки
шунтового трансформатора, в отличие от защиты 87P (см. рис.3.1) увеличит
селективность защиты ФПУ. Такая зона представлена на рисунке 3.5.
Необходимость
установки
данной
защиты
определяется
её
чувствительностью к коротким замыканиям в средней точке сериесного
трансформатора.
99
Рисунок 3.5. Зона охвата сетевой обмотки сериесного трансформатора (№4).
Как видно из рисунка 3.5, зона действия данной защиты частично
перекрывается как зоной действия дифференциальной защиты сериесного
трансформатора, так и зоной действия дифференциальной защиты шунтового
трансформатора.
3.2.5. Методика расчёта параметров срабатывания и проверки
чувствительности дифференциальной защиты ФПУ
100
Поскольку дифференциальная защита сериесного трансформатора
выполнена аналогично ДЗТ не двухобмоточного, а трёхобмоточного
трансформатора, а он является трансформатором 9 группы, то, согласно [62],
при расчёте тока срабатывания защиты, необходимо, прежде всего,
произвести компенсацию групп соединения трансформаторов тока.
Традиционно для компенсации группы соединения трансформаторов
тока применялись методы, основанные на соединении вторичных обмоток
трансформаторов тока в схему, зависимую от схемы соединения обмоток
силового трансформатора [27]. Так, для сетевых обмоток сериесного
трансформатора вторичные обмотки ТТ соединяют в схему «треугольник», а
вторичные обмотки ТТ, установленные за вентильной обмоткой – в схему
«звезда». Однако такой способ соединения не позволяет определять токи
нулевой последовательности.
В современной практике для компенсации группы соединений всё
большее распространение получает способ цифрового выравнивания [28].
Данный
способ
возможен
при
использовании
микропроцессорных
терминалов защиты или при использовании специализированных устройств
компенсации
групп
соединения
[64].
Поскольку
МПТ
используют
оцифрованное значение токов, выравнивание сводится к подстройке
полученных значений при помощи соответствующих коэффициентов.
Согласно [25] дифференциальная защита содержит чувствительный и
грубый органы (дифференциальную отсечку). Ток срабатывания защиты
определяется токами, протекающими в зоне защиты и равен геометрической
сумме входных токов.
Согласно [25] дифференциальную защиту необходимо отстраивать от
максимального тока небаланса, а также от броска тока намагничивания
(БТН) [65]. Отстройка от токов небаланса производится, как правило, за счет
выбора
параметров
срабатывания
тормозной
характеристики
(ТХ).
101
Отстройка от параметров режимов БТН обеспечивается с помощью
торможения от блокировки по второй гармонике и блокировки по форме тока.
На рисунке 3.6 представлен график зависимости тока срабатывания
защиты от тока торможения.
Рисунок 3.6. Тормозная характеристика дифференциальной защиты
трансформатора
Этот график будет использоваться для исследования расчетов,
приведённых ниже. Он состоит из одного прямого и двух наклонных
участков, и характеризуется следующими параметрами:
 начальный ток срабатывания защиты;
 начальный тормозной ток второго участка;
 коэффициент торможения второго участка;
 начальный тормозной ток третьего участка;
 коэффициент торможения третьего участка.
Для правильного определения тока срабатывания защиты требуется
выполнить выравнивание измеряемых токов [67], [27]. Такое выравнивание
необходимо для защиты шунтового трансформатора, поскольку мощности
102
всех обмоток неодинаковы. Выравнивание можно осуществить двумя
способами:
1) грубое выравнивание путем выбора номинального тока аналогового
входа терминала;
2) точное выравнивание с помощью заданных коэффициентов.
Цифровое
выравнивание
токов
плеч
ДЗТ,
выполняемое
с
использованием коэффициентов, задаваемых отдельно для каждого плеча,
позволяет привести измеряемые токи к единому базису. При этом
обеспечивается компенсация небаланса токов, связанного с неодинаковостью
характеристик
трансформаторов
тока.
Коэффициент
цифрового
выравнивания для ДЗТ может быть определен по выражению:
I н,тт,перв,n  I н,птт,n
k выр,n 
I баз,n  I н,тт,втор,n
I баз,n 
где
100% ,
(3.1)
Sбаз
,
3U баз,n
(3.2)
Iбаз,n – базисный ток, рассчитываемый для каждой из сторон
(плеч) n отдельно, А;
Sбаз – базисная
мощность,
равная
мощности
наиболее
мощной
стороны защищаемой зоны, МВА;
Uбаз,n – базисное напряжение, равное номинальному напряжению
соответствующей стороны n, кВ;
Iн,тт,перв,n – номинальный первичный ток ТТ стороны n, А;
Iн,тт,втор,n – номинальный вторичный ток ТТ стороны n, А;
Iн,птт,n – номинальный ток выбранного ответвления токового входа
терминала, подключенного к ТТ стороны n, А.
В случае, когда измерительный трансформатор тока соединен в группу
«треугольник», номинальный вторичный ток ИТТ соответствующей стороны
следует умножить на √3.
Выбор параметров первичного срабатывания.
103
Начальный ток срабатывания дифференциальной защиты, согласно
руководящим указаниям [68] выбирается по условию отстройки от тока
небаланса в нормальном режиме работы трансформатора:
Ic.з.  k отс * Iнб.расч ,
где
kотс = 1,1 – 1,3 – коэффициент
(3.3)
отстройки,
учитывающий
необходимый запас (рекомендуется выбирать максимальным; уточняется при
наладке);
Iнб.расч – расчетный
соответствующего
ток
началу
небаланса,
определяемый
торможения.
В
случае
для
режима,
недостаточной
чувствительности в уточненных расчетах величина Iрасч* может быть принята
равной начальному тормозному току Iторм2, выбранному по условию (3.8).
Относительный ток небаланса, соответствующий «началу торможения»,
в общем виде, может быть определен как сумма трех составляющих [69]:


I нб.расч  Iнб.расч  Iнб.расч
 Iнб.расч
,
где
(3.4)
I'нб.расч – составляющая
тока
небаланса,
обусловленная
погрешностью измерительных ТТ;
I''нб.расч – составляющая тока небаланса, обусловленная регулированием
напряжения защищаемого трансформатора;
I'''нб.расч – составляющая тока небаланса, обусловленная погрешностью
выравнивания токов плеч в терминале защиты.
При этом, согласно [68]
Iнб.расч *  k пер  k одн    Iрасч * ,
где
(3.5)
kпер – коэффициент, учитывающий переходный режим (наличие
апериодической составляющей тока). Рекомендуется принимать равным 1,0;
kодн – коэффициент однотипности трансформаторов тока. Учитывая
цифровое
выравнивание,
однотипности равным 1,0;
рекомендуется
принимать
коэффициент
104
ε – относительное значение полной погрешности трансформаторов
тока. Рекомендуется во всех случаях с запасом принимать величину ε, равной
0,1;
Iрасч* – расчётный ток, равный базисному. Целесообразно принимать
равным 1. Здесь и далее по тексту знак «*» означает, что расчёт проведён в
относительных единицах

Iнб.расч
*  U рег  I расч * ,
где
(3.6)
∆Uрег – погрешность, обусловленная регулированием напряжения
(Принимается
равной
максимальному
отклонению
напряжения
от
номинального при регулировании в относительных величинах);
 *  f выр  I расч* ,
Iнб.расч
(3.7)
fвыр – погрешность выравнивания токов плеч в терминале защиты.
Рекомендуется принимать равной 0,03;
Iрасч* – относительный ток в режиме, для которого производится расчет
небаланса.
Начальный тормозной ток второго участка графика тормозной
характеристики (рисунок 3.1) рекомендуется принимать равным
I торм2  1,0 .
Согласно
[70]
Коэффициент
(3.8)
торможения
второго
участка
рассчитывается по выражению
K торм2 
где
Iс.з.расч ≥ kотсIнб.расч*
I с.з.расч  I с.з.мин
I торм.расч  I торм2
–
,
относительный
(3.9)
расчетный
дифференциальный ток срабатывания при расчетном внешнем КЗ;
kотс = 1,3 – коэффициент отстройки;
Iнб.расч* – ток, определяемый по выражению (3.4) для режима внешнего
КЗ. При этом коэффициент переходного режима kпер рекомендуется
105
принимать равным 1,0; величину Iрасч* рекомендуется принимать равной
максимальному
относительному
току
при
внешнем
(как
правило,
трехфазном) КЗ.
Iторм.расч – тормозной ток в расчетном режиме. Принимается равным
максимальному
относительному
току
при
внешнем
(как
правило,
трехфазном) КЗ.
Начальный тормозной ток третьего участка графика тормозной
характеристики (рисунок 3.1), согласно [70] рекомендуется выбирать
максимальный из диапазона:
Iторм3  2,0  3,0 .
Коэффициент
торможения
(3.10)
третьего
участка
рассчитывается
(аналогично коэффициенту торможения второго участка) по выражению:
K торм3 
где
Iс.з.расч* ≥ kотсIнб.расч*
I с.з.расч*  I с.з.торм2 *
I торм.расч*  I торм3*
–
,
(3.11)
относительный
расчетный
дифференциальный ток срабатывания;
kотс = 1,3 – коэффициент отстройки;
Iнб.расч* – ток небаланса, определяемый по выражению (3.4). При этом
коэффициент переходного режима kпер рекомендуется принимать равным 3 –
4;
величину
Iрасч*
рекомендуется
принимать
равной
коэффициенту
приведенной предельной кратности при реальной нагрузке k’10, который
допустимо принять равным 20 (в случае отсутствия иных данных значений
коэффициента k’10).
Iторм.расч – тормозной ток в расчетном режиме. Принимается равным
коэффициенту приведенной предельной кратности при реальной нагрузке
k’10, который допустимо принять равным 20 (в случае отсутствия реальных
значений коэффициента k’10);
Iс.з.торм2 – относительный
расчетный
дифференциальный
ток
срабатывания при расчетном внешнем КЗ, при начале торможения ДЗТ,
106
соответствующего третьему участку графика, представленного на рисунке
3.1;
Iторм3 – начальный тормозной ток третьего участка.
Коэффициент торможения третьего участка должен удовлетворять
условию:
K торм2  K торм3  1 .
Проверка чувствительности ДТЗ
Проверку
чувствительности
дифференциальной
токовой
защиты
рекомендуется производить графическим способом при минимальном
внутреннем токе короткого замыкания следующим образом (рисунок 3.2):
-
на тормозную характеристику срабатывания ДЗТ (рисунок 3.2)
наносится точка минимального внутреннего КЗ с учетом принципа
формирования дифференциального и тормозного токов защиты (точка «А»);
-
проводится прямая, соединяющая точку «А» с точкой на оси
абсцисс, координата которой равна току Iнагр;
-
точка «В» пересечения прямой с характеристикой срабатывания
ДТЗ является точкой, где защита находится на грани срабатывания;
-
построенные точки «А» и «В» проецируются на ось ординат, и
коэффициент чувствительности рассчитывается как отношение ординаты
точки «А» к ординате точки «В»
Kч 
I с.з, расч*
I с.з.тх *
 2,0 .
(3.12)
107
Рисунок 3.7. Алгоритм проверки чувствительности ДТЗ
В случае, если коэффициент чувствительности, рассчитанный по
выражению (3.12), не удовлетворяет заданному требованию (Kч > 2,0),
согласно [24] необходимо уменьшить наклон второго участка тормозной
характеристики (Kторм2) путем уменьшения коэффициента отстройки (Kотс) и
коэффициента переходного режима (Kпер), использующихся в расчете
коэффициента торможения второго участка.
Таким образом, предложенная методика расчёта и выбора параметров
срабатывания ДЗТ ФПУ не зависит не только от электрических параметров
ФПУ, таких как номинальная мощность, напряжения трансформаторов,
максимального угла регулирования, аналогично методике расчёта и выбора
параметров срабатывания защит трансформаторов [27], но и не зависит от
количества вторичных обмоток шунтового трансформатора (то есть от числа
ступеней регулирования).
Методика расчёта контроля исправности токовых цепей приведена в
Приложении 4.
108
3.2.6. Пример расчёта
В
настоящем
примере
дан
расчёт
дифференциальной
защиты
сериесного трансформатора, входящей в комплекс основных защит ФПУ
мощностью 104 МВА, планируемого к установке вблизи ПС «Восход» на
линии
220
кВ
Восход
-
Татарская.
Предполагается
выполнение
дифференциальной защиты с помощью микропроцессорного терминала
специально разработанного для защит ФПУ.
В результате расчётов токов короткого замыкания (глава 2, таблица
2.7) получено, что максимальный ток короткого замыкания в защищаемой
зоне на сетевой стороне равен 7055 А.
Расчётный
ток
небаланса,
определяемый
для
режима,
соответствующего началу торможения:
Iнб.расч* = (kпер·kодн·ε + ΔUрег + fвыр)·Iрасч* =
= (1,0·1,0·0,1 + 0,0 + 0,03)·1 = 0,13,
где
kпер = 1,0 – коэффициент,
учитывающий
переходный
режим
(наличие апериодической составляющей тока);
ε = 0,1 – относительное
значение
полной
погрешности
трансформаторов тока, соответствующее установившемуся режиму КЗ или
качаний;
∆Uрег = 0,0 – погрешность, обусловленная регулированием напряжения
под нагрузкой на сторонах защищаемого трансформатора и принимается
равной половине используемого диапазона регулирования;
fвыр = 0,03 – погрешность выравнивания токов плеч в терминале
защиты;
Iрасч* = 1 − относительный ток, равный базисному.
Тогда ток срабатывания дифференциальной защиты выбирается по
выражению (3.3)
Iс.з.расч = kотсIнб.расч*=1,3*0,13=0,17,
109
где
kотс = 1,3 – коэффициент
отстройки,
учитывающий
ошибки
расчета и необходимый запас;
Расчёт торможения второго участка.
Максимальный расчетный ток (в относительных единицах), равный
току, проходящему через защищаемую зону при расчетном внешнем
трехфазном металлическом КЗ на стороне, где рассматривается повреждение:
Iторм.расч* = I(3)КЗмакс*= 2*7057 / 1572,2 = 8,98.
Тогда ток небаланса 2-го тормозного участка, рассчитываемый в
соответствии с выражением (3.4), равен
Iнб.расч* = (kпер·ε + ΔUрег + fвыр)*Iторм.расч* =
= (2,0·0,1 + 0,0 + 0,03)*8,98 = 2,07
Расчётное значение тока срабатывания защиты в относительных
единицах, рассчитанное по выражению (3.3) равно
Iс.з,расч* = kотс·Iнб,расч* = 1,3 · 2,07 = 2,69 – это относительный расчетный
дифференциальный ток срабатывания при расчетном внешнем КЗ,
где kотс = 1,3 – коэффициент отстройки;
Iс.з.мин* = 0,2 – начальный ток срабатывания дифференциальной защиты
в относительных единицах;
Коэффициент торможения второго участка по выражению (3.9) равен
K торм2 
где
I с.з. расч*  I с.з.мин*
I торм.расч*  I торм2*
Iторм2* = 1,0 – начальный

2,69  0,2
 0,31 ,
8,98  1,0
тормозной
ток
второго
участка
в
относительных единицах.
Расчёт торможения третьего участка.
Тормозной ток Iторм.расч* в расчетном режиме принимается равным
коэффициенту приведенной предельной кратности при реальной нагрузке
k’10, который допустимо принять равным 20.
Тогда
расчетный
ток
небаланса
в
относительных
(при kпер = 4,0) равен Iнб.расч* = (kпер·ε + ΔUрег + fвыр)·Iторм.расч* =
= (4,0·0,1 + 0,0 + 0,03) · 20 = 8,6;
единицах
110
Относительный расчетный дифференциальный ток срабатывания при
расчетном внешнем КЗ равен Iс.з,расч* = kотс·Iнб,расч* = 1,3 · 8,6 = 11,18,
где kотс = 1,3 – коэффициент отстройки.
Начальный тормозной ток третьего участка в относительных единицах
Iторм3* принимается равным 3,0.
Тогда относительный расчетный ток срабатывания дифференциальной
зашиты торможения третьего участка при начале 3-го участка торможения
будет равен
Iс.з.торм2* = 0,2 + 0,31·(3,0 – 1,0) = 0,82.
Коэффициент торможения третьего участка в соответствии с (3.11)
равен
K торм3 
I с.з. расч*  I с.з.торм2 *
I торм.расч*  I торм3*

11,18  0,82
 0,609 .
20  3,0
Проверка чувствительности дифференциальной защиты (зона1).
В
качестве
расчетного
значения
тока
срабатывания
защиты
используется минимальный ток КЗ на входе ФПУ при подпитке со стороны
ЛЭП, равный 626 А или в относительных единицах – Iс.з.расч* = 626 / 1572,2 =
0,40. При этом на графике тормозной характеристики наносится точка с
координатами (0,40; 0,40).
Расчет коэффициента чувствительности по выражению (3.9) дает
значение
Kч 
I с . з. расч* 0,40

 2,0  2,0 .
I с . з . т*
0,2
Полученный
коэффициент
чувствительности
дифференциальной
токовой защиты зоны 1 удовлетворяет требованиям [24].
Выбор параметров срабатывания дифференциальной токовой отсечки
приведён в Приложении 6.
Примеры расчёта дифференциальных защит остальных зон приведены
в Приложении 3.
111
3.2.7. Анализ возможности применения комплекса РЗА ФПТ для
ФПУ с ТК.
Проведённое
имитационное
совместно
с
моделирование
коллективом
работы
ООО
«ИЦ
«Бреслер»
устройств
ДЗТ
показало
невозможность применения устройств РЗА фазоповоротного трансформатора
(87Р и 87S), поскольку они не обладают достаточной чувствительностью к
витковым замыканиям во вторичных обмотках шунтового трансформатора,
даже при использовании функции торможения.
Расчёт токов, при которых срабатывает защита, проводились для
следующих режимов работы ВТК:
 режим нулевой ступени;
 режим ступени +1;
 режим ступени -1;
 режим ступени +15;
 режим ступени -15;
 режим, когда импульсы управления тиристоров сняты.
Последний режим является ничем иным, как режимом холостого хода
ФПУ. Однолинейная схема ФПУ с расстановкой точек короткого замыкания
представлена на рисунке 3.8. При моделировании переходной процесс,
связанный с переходом на требуемую ступень регулирования был завершён.
Рисунок 3.8. Однолинейная схема ФПУ с расставленными точками КЗ
112
113
Результаты моделирования для +15 ступени регулирования приведены
в таблице 3.1. Значения токов срабатывания защиты и токов торможения
приведены в относительных единицах.
Для точек К1…К12, К14, К16, К18, К20…К23 моделировались
трехфазные, междуфазное и однофазное КЗ на землю.
Для точек К13, К15, К17, К19 моделировались трехфазные и
однофазные режимы контура замыкания обмоток через тиристоры.
Для точек К24… К30 моделировались витковые замыкания обмоток в
трех и одной фазе.
Для точки К31 моделировались витковое замыкание обмотки в одной
фазе.
Таблица 3.1. Результаты моделирования при ступени регулирования
«+15»
Т.
КЗ
Вид
КЗ
ДЗТ
ДЗТ1
о.е.
К1
К2
0
о.е.
1,39
0,01
0
о.е.
1,41
1,41
0
0,01
0,93
0,01
К5
К6
о.е.
ДЗТ4
0
о.е.
0
о.е.
1,39
1,35
0
1,41
0
0
1,26
0
0,93
6,34
0
6,45
0
0,02
6,29
0
6,30
0,01
4,65
0
13,74
8,55
13,0
8
13,0
8
8,21
4,00
ДЗТ5
о.е.
ДЗТ6
0
о.е.
1,41
0
о.е.
1,39
1,41
0
1,35
0,01
1,41
0
0,93
0
1,26
0,01
0,93
6,34
0
6,34
0
6,45
0,01
6,34
0
6,29
0
6,29
0
6,30
0,02
6,29
8,11
0
4,64
0
4,65
0
8,11
0,01
4,65
27,49
26,15
0
1,39
0
1,39
27,49
26,15
13,74
13,08
23,81
22,77
0
1,41
0
1,41
23,81
22,77
13,74
13,08
29,63
28,46
0
0,93
0
0,93
29,63
28,46
8,55
8,21
6,34
8,03
6,45
0
6,34
0
6,34
8,03
6,45
4,00
6,34
4,00
6,29
6,95
6,30
0
6,29
0
6,29
6,95
6,30
4,00
6,29
2,74
4,65
9,52
7,90
0
4,64
0
4,64
9,52
7,90
2,74
4,65
0,01
7,51
17,35
15,02
0
6,37
0
6,37
17,35
15,02
0,01
7,51
0,02
7,41
15,02
13,89
0
6,32
0
6,33
15,02
13,89
0,02
7,41
0,01
5,14
19,27
17,17
0
4,42
0
4,42
19,27
17,17
0,01
5,14
0,01
7,51
17,35
15,02
49,96
49,73
0
6,37
17,35
15,02
0,01
7,51
0,02
7,41
15,02
13,89
43,26
45,54
0
6,33
15,02
13,89
0,02
7,41
0,01
5,14
19,27
17,17
55,49
54,80
0
4,42
19,27
17,17
0,01
5,14
0,01
7,51
0
17,27
49,96
49,73
0
6,37
17,35
15,02
9.01
7,51
13,74
о.е.
ДЗТ3
о.е.
1,39
К3
К4
ДЗТ2
о.е.
114
Т.
КЗ
К7
К8
К9
К10
К11
К12
К13
К14
К15
К16
К17
К18
К19
Вид
КЗ
ДЗТ
ДЗТ1
о.е.
0,02
о.е.
7,41
0,01
ДЗТ2
о.е.
ДЗТ3
ДЗТ4
ДЗТ5
ДЗТ6
0
о.е.
15,81
о.е.
43,26
о.е.
45,54
о.е.
0
о.е.
6,33
о.е.
15,02
о.е.
13,89
о.е.
0
о.е.
7,41
5,14
0
19,03
55,49
54,80
0
4,42
19,27
17,17
0,01
5,14
4,29
4,05
0
1,40
0
4,05
0
4,05
0
1,40
4,29
4,05
3,72
3,75
0
1,36
0
3,75
0
3,75
0
1,36
3,72
3,75
4,11
3,99
0
1,39
0
3,99
0
3,99
0
1,39
4,11
3,99
4,29
4,05
0
1,40
0
4,05
4,29
4,05
0
1,40
4,29
4,05
3,72
3,75
0
1,36
0
3,75
3,72
3,72
0
1,36
3,72
3,75
4,11
3,99
0
1,39
0
3,99
4,10
3,99
0
1,39
4,11
3,99
6,89
6,65
0
2,31
0
6,65
6,89
6,65
0
2,31
6,89
6,65
5,96
6,13
0
2,13
0
6,13
5,96
6,13
0
2,13
5,96
6,13
6,74
6,60
0
2,29
0
6,60
6,74
6,60
0
2,29
6,74
6,60
0
1,03
0
2,31
0
6,65
6,89
6,65
0
2,31
6,89
6,65
0,01
1,04
0
2,13
0
6,13
5,96
6,13
0
2,13
5,96
6,13
0,01
0,68
0
2,29
0
6,60
6,74
6,60
0
2,29
6,74
6,60
0
1,03
0
2,31
0
6,65
6,89
6,65
0
2,31
6,89
6,65
0,01
1,04
0
2,13
0
6,13
5,96
6,13
0
2,13
5,96
6,13
0,01
0,68
0
2,29
0
6,60
6,74
6,60
0
2,29
6,74
6,60
0,01
0,23
0
0,31
0
0,77
0
0,23
0
0,31
0,01
0,23
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0,01
0,27
0
0,37
0
0,78
0
0,27
0
0,37
0,01
0,27
0
1,02
0
2,29
0
6,60
7,31
7,09
0
2,29
7,31
7,09
0,01
1,04
0
2,11
0
6,09
6,33
6,51
0
2,11
6,33
6,51
0,01
0,67
0
2,28
0
6,56
7,17
7,04
0
2,28
7,17
7,04
0,01
0,25
0
0,45
0
1,29
0
0,25
0
0,45
0,01
0,25
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0,01
0,29
0
0,51
0
1,30
0
0,29
0
0,51
0,01
0,29
0
0,92
0
2,08
0
6,00
7,70
7,53
0
2,08
7,71
7,53
0,01
0,94
0
1,92
0
5,54
6,67
6,87
0
1,92
6,67
6,87
0,01
0,61
0
2,08
0
5,98
7,58
7,50
0
2,08
7,59
7,50
0
0,37
0
0,82
0
2,36
0
0,36
0
0,82
0
0,37
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0,01
0,34
0
0,83
0
2,37
0
0,34
0
0,83
0,01
0,34
0
0,68
0
1,54
0
4,42
8,33
8,29
0
1,54
8,33
8,29
0,01
0,70
0
1,42
0
4,08
7,21
7,45
0
1,42
7,22
7,45
0,01
0,45
0
1,54
0
4,43
8,26
8,28
0
1,54
8,27
8,28
0
0,68
0
1,54
0
4,42
0
0,59
0
1,54
0
0,68
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0,01
0,45
0
1,54
0
4,43
0
0,45
0
1,54
0,01
0,45
115
Т.
КЗ
Вид
КЗ
ДЗТ
ДЗТ1
о.е.
К20
К21
К22
К23
К24
К25
К26
К27
К28
К29
К30
К31
0
о.е.
1,02
0,01
ДЗТ2
о.е.
ДЗТ3
ДЗТ4
0
о.е.
2,29
о.е.
0,49
о.е.
6,60
о.е.
7,31
о.е.
7,09
1,04
0
2,11
0,42
6,09
6,33
0,01
0,67
0
2,28
0,48
6,56
0
0,92
0
2,08
1,03
0,01
0,94
0
1,92
0,01
0,61
0
0
0,68
0,01
ДЗТ5
о.е.
ДЗТ6
0
о.е.
2,29
о.е.
7,31
о.е.
7,09
6,51
0
2,11
6,33
6,51
7,17
7,04
0
2,28
7,17
7,04
6,00
7,70
7,53
0
2,08
7,71
7,53
0,89
5,54
6,67
6,87
0
1,92
6,67
6,87
2,08
1,01
5,98
7,58
7,50
0
2,08
7,59
7,50
0
1,54
2,22
4,42
8,33
8,29
0
1,54
8,33
8,29
0,70
0
1,42
1,92
4,08
7,21
7,45
0
1,42
7,22
7,45
0,01
0,45
0
1,54
2,20
4,43
8,26
8,28
0
1,54
8,27
8,28
0,01
0,25
0
0,25
0,14
0,25
0,25
0,25
0
0,25
0,25
0,13
0,01
0,25
0
0,25
0,14
0,25
0,25
0,25
0
0,25
0,25
0,25
0,01
0,25
0
0,25
0,14
0,25
0,25
0,25
0
0,25
0,25
0,25
0,01
0,23
0
0,31
0,58
0,77
0
0,23
0
0,31
0,01
0,23
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0,01
0,27
0
0,37
0,57
0,78
0
0,27
0
0,37
0,01
0,27
0,01
0,25
0
0,45
1,14
1,29
0
0,25
0
0,45
0,01
0,25
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0,01
0,29
0
0,51
1,13
1,30
0
0,29
0
0,51
0,01
0,29
0
0,37
0
0,82
2,29
2,36
0
0,34
0
0,82
0
0,37
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0,01
0,34
0
0,83
2,27
2,37
0
0,34
0
0,83
0.01
0,34
0
0,68
0
1,54
4,44
4,42
0
0,59
0
1,54
0
0,68
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0,01
0,45
0
1,54
4,41
4,43
0
0,45
0
1,54
0,01
0,45
0,01
7,51
0
17,27
49,96
49,73
0
6,37
0
17,27
0,01
7,51
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0,01
5,14
0
19,03
55,49
54,80
0
4,42
0
19,03
0,01
5,14
2,79
2,57
0
0,89
0
2,57
0
2,57
0
0,89
2,79
2,57
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1,98
2,02
0
0,76
0
2,02
0
2,02
0
0,76
1,98
2,02
2,76
2,55
0
0,88
0
2,55
0
2,55
0
0,88
2,76
2,55
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1,97
2,00
0
0,74
0
2,00
0
2,00
0
0,74
1,97
2,00
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
3,72
3,75
0
1,36
0
3,75
0
3,75
0
1,36
3,72
3,75
116
Жёлтым цветом в таблице 3.1 выделены значения токов срабатывания
защиты (без функции торможения), при которых Iс.з.>1.
Проведённый анализ показал, что при коротких замыканиях в точках
К24-К28, защиты 87P и 87S не обладают требуемой чувствительностью (ток
срабатывания защиты меньше 0,02 о.е.). Применение предлагаемого автором
комплекса защиты имеет большую (по сравнению с защитами 87P и 87S)
селективность (в части обнаружения места КЗ).
3.3. Моделирование включения ФПУ
Моделирование процесса включения ФПУ в работу производилось в
следующей последовательности (согласно п.2.2 диссертации):
1.
Исходное состояние – выключатели Q4T и Q7T включены,
выключатели Q5T, Q6T отключены, тиристоры находятся в непроводящем
состоянии (импульсов управления нет).
2.
Включается выключатель Q6T – постановка ФПУ на холостой
ход, т.е. опробование ФПУ на предмет отсутствия повреждений.
3.
Тиристорный коммутатор переводится в нулевую ступень.
4.
Включается выключатель Q5T.
5.
Отключается выключатель Q4T – ФПУ введен в работу.
Каждое событие, начиная с включения Q6T, моделировалось на фоне
установившегося режима.
Отдельно рассматривалось включение Q6T при нулевой ступени
регулирования ФПУ.
3.3.1. Включение Q6T (холостой ход)
При включении Q6T наблюдаются броски тока намагничивания
сериесного и шунтового трансформаторов. Уровень бросков тока для
сериесного
трансформатора
недостаточен
для
пуска
тормозной
характеристики (ТХ) ДЗТ1 с учетом выбранного значения индукции начала
насыщения (рисунок 3.9). Уровень же бросков тока для шунтового
трансформатора достаточен для пуска ТХ ДЗТ3 (рисунок 3.10). Броски тока
117
намагничивания трансформаторов имеют расчетную, приближенную к
колоколообразной, однополярную форму с основанием не более 240 градусов.
Излишнее отключение предотвращается с помощью блокировки по второй
гармонике (и по форме тока).
Перечень сигналов на диаграммах работы ДЗТ (сверху вниз):
Мгновенный дифференциальный ток, о.е.
Действующее значение дифференциального тока (50 Гц), о.е.
Действующее значение тормозного тока (50 Гц), о.е.
Логический сигнал пуска ТХ ДЗТ.
Логический сигнал срабатывания органа дифференциальной отсечки.
Логический сигнал блокировки по второй гармонике.
Рисунок 3.9. Диаграммы работы ДЗТ1 фазы С при включении Q6T.
118
Рисунок 3.10. Диаграммы работы ДЗТ3 фазы А при включении Q6T.
При переводе ФПУ в нулевую ступень после постановки на холостой
ход отключения от ДЗТ или пуска ТХ не происходит.
3.3.2. Включение Q6T (нулевая ступень)
Специально рассмотрен режим включения Q6T с нулевой ступенью
ФПУ. В этом режиме происходит только бросок тока намагничивания
шунтового трансформатора. Благодаря этому появляется дифференциальный
ток в ДЗТ3, происходит пуск ТХ, и для того, чтобы отключение не
производилось, необходимо наличие
гармонике (рисунок 3.11).
сигнала блокировки по второй
119
Рисунок 3.11 – Диаграммы работы ДЗТ3 фазы А при включении Q6T с
нулевой ступенью.
3.3.3. Включение Q5T
При включении Q5T повторно возникает бросок намагничивающего
тока
в
шунтовом
трансформаторе.
Благодаря
этому
появляется
дифференциальный ток в ДЗТ3, происходит пуск ТХ, но отключение не
производится благодаря наличию сигнала блокировки по второй гармонике
(рисунок 3.12).
120
Рисунок 3.12. Диаграммы работы ДЗТ3 фазы С при включении Q5T.
При отключении Q4T токи небаланса в дифференциальных защитах не
появляются, отключения от ДЗТ или пуска ТХ не происходит.
Таким образом, использование алгоритма включения, при котором
Бросок тока намагничивания минимален, приводит к тому, что тиристоры
включаются в работу сразу на полный ток, без их предварительной проверки,
что
согласно
[32]
недопустимо.
Это
доказывает
необходимость
использования алгоритма включения, описанного в п. 2.2.
3.4. Резервные защиты
В
данном
срабатывания
разделе
приведена
максимальной
токовой
методика
защиты
выбора
и
параметров
проверка
её
чувствительности. Пример выбора параметров срабатывания дистанционной
защиты (ДЗ) и токовой защиты нулевой последовательности (ТЗНП)
приведены в Приложении 5.
Максимальная
токовая
защита
предназначена
для
защиты
трансформатора от внешних КЗ и используется в качестве резервной для его
121
защиты от внутренних повреждений. В соответствии с [24], в случае вывода
из работы дифференциальной защиты, функции основной защиты принимает
на себя максимальная токовая защита.
Параметры срабатывания всех измерительных органов рекомендуется
рассчитывать в первичных величинах, приведенных к соответствующим
величинам той стороны защищаемого силового трансформатора (что
справедливо и для защиты ВТК), с которой устанавливается защита.
Неполнофазный режим работы ФПУ, вызванный его коммутацией
(например, при смене ступени регулирования), не влияет на выбор
параметров срабатывания данной защиты.
3.4.1. Методика расчёта параметров срабатывания и проверки
чувствительности максимальной токовой защиты
Максимальная токовая защита выполнена в виде трёхступенчатой
защиты, первая ступень которой выполняется с блокировкой по второй
гармонике, которая реагирует на отношение уровня тока второй гармоники к
уровню тока основной гармоники. Блокировка по второй гармонике также
используется для отстройки от БТН при включении трансформатора в
режиме холостого хода или при переключении ФПУ из нулевой ступени
регулирования (когда шунтовой трансформатор работает в режиме холостого
хода) в ненулевую ступень.
Ток срабатывания МТЗ рассчитывается по условию отстройки от тока в
месте установки защиты с учетом самозапуска двигателей [27] нагрузки по
выражению
I с.з 
где
k зk с
I нагр.макс ,
kв
kз = 1,2 – коэффициент запаса;
(3.13)
122
kc – коэффициент
самозапуска,
учитывающий
увеличение
тока
заторможенной двигательной нагрузки после восстановления напряжения
(согласно [67], в предварительных расчетах можно принять равным 1,5 – 2,5);
kв – коэффициент возврата;
Iнагр.макс = kпер·Iном,в – первичный максимальный нагрузочный ток в месте
установки защиты, А;
kпер = 1,1–1,5 – коэффициент перегрузки, зависящей от типа перегрузок
(систематические или аварийные), времени их существования, способа
охлаждения трансформатора, температуры окружающей среды и нагрузки
трансформатора до момента перегруза).
Iном,в – номинальный ток защищаемого трансформатора со стороны ВН.
При малых значениях выдержек времени может потребоваться
дополнительная отстройка по уровню тока от броска тока намагничивания
при включении трансформатора, находившегося в режиме холостого хода.
Данный режим чаще всего будет происходить при смене угла регулирования
с нулевого на ненулевой.
В
условиях
согласование
по
эксплуатации
рекомендуется
чувствительности
также
параметров
производить
срабатывания
рассматриваемой защиты с параметрами срабатывания последних, наиболее
чувствительных ступеней защит от многофазных КЗ предыдущих элементов
или с параметрами срабатывания максимальных токовых защит с пуском
напряжения, установленных на сторонах более низкого напряжения
защищаемого трансформатора. Согласование, согласно [27], производится по
выражениям, приведённым ниже.
Согласование с токовыми защитами выполняется по выражению:
I с.з  k отс k ток I с.з.пред ,
где
kотс = 1,1 – коэффициент отстройки;
(3.14)
123
kток – коэффициент токораспределения, равный отношению тока в
месте установки рассматриваемой защиты к току в смежном элементе, с
защитой которого производится согласование;
Iс.з.пред – ток срабатывания максимальной токовой защиты предыдущего
элемента, приведенный к стороне ВН защищаемого трансформатора, с
которой производится согласование, А.
Согласование с дистанционной защитой производится по выражению
I с.з 
где
Z
3  з
 k ток
U ном
,
Z с.з.пред


 Z 
k ток

(3.15)
Uном – номинальное напряжение трансформатора со стороны
ВН, кВ;
Zз – результирующее сопротивление участка от ФПУ до места
установки рассматриваемой токовой защиты со стороны питания при КЗ на
предыдущем элементе, Ом;
Zс.з.пред – сопротивление срабатывания защиты предыдущего элемента,
с которой производится согласование, Ом;
∆Z – сопротивление участка от места установки рассматриваемой
токовой защиты до места установки защиты предыдущего элемента, с
которой производится согласование, Ом;
kток и kток – коэффициенты токораспределения, равные отношению
тока в месте установки рассматриваемой защиты к току в смежном элементе,
с защитой которого производится согласование (kток) и к току в
сопротивлении со стороны питания (kток). Значения коэффициентов
рассчитываются для такого режима прилегающей сети и положения РПН,
при котором обеспечивается максимальное значение величины Iс.з.
Защита
последующего
элемента
должна
согласовываться
по
чувствительности с защитой предыдущего элемента. Допускается не
согласовывать между собой ступени этих защит, если чувствительность
последующего (рассматриваемого) элемента не обеспечивается.
124
Согласование производится только в тех случаях, когда это признано
целесообразным для обеспечения надежного электроснабжения потребителей
и при этом обеспечивается требуемая чувствительность рассматриваемой
защиты.
Согласно [27], коэффициент чувствительности определяется по
выражению
kч 
где
расчетном
I к.мин
,
I с.з
(3.19)
Iк.мин – минимальное значение тока в месте установки защиты при
виде
КЗ
и
приведенное
к
стороне
ВН
защищаемого
трансформатора.
В качестве расчетного рекомендуется рассматривать трехфазное и
междуфазное КЗ.
Коэффициент чувствительности должен быть не менее 1,5 при
выполнении МТЗ функций основной защиты шин и не менее 1,2 при
выполнении функций резервирования.
Срабатывание первой ступени МТЗ с автоматическим ускорением при
включении выключателя на отключение ФПУ производится с выдержкой
времени.
Выдержка времени выбирается исходя из перегрузочных способностей
тиристоров. В случае, когда тиристоры способны выдержать максимальные
токи короткого замыкания длительное время (обычно более 500 мс),
выдержка времени выбирается в диапазоне от 100 до 300 мс (обычно это
значение составляет 100 мс).
Вторую ступень МТЗ рекомендуется использовать в качестве токовой
отсечки без выдержки времени.
Ток срабатывания второй ступени выбирается согласно [27], исходя из
следующих условий:
 отстройка от максимального тока при внешнем коротком замыкании
на шинах
125
(3.20)
I с.з  k отс * I к.макс
где
kотс = 1,3 – коэффициент отстройки, учитывающий погрешность в
расчете тока КЗ Iк.макс, погрешность в расчёте токе срабатывания реле, а
также наличие апериодической составляющей в токе короткого замыкания;
Iк.макс – первичный максимальный расчетный ток в фазе в месте
установки защиты при внешнем КЗ.
 отстройка от суммарного броска тока намагничивания шунтового
трансформатора
(3.21)
I с.з  4 * I ном.Т
где
Iном.Т – номинальный ток шунтового трансформатора.
Параметр срабатывания максимальной токовой защиты принимается
равным наибольшему из рассчитанных значений.
3.4.2. Пример расчета параметров срабатывания и проверки
чувствительности измерительных органов МТЗ сетевой обмотки
сериесного трансформатора.
В
настоящем
примере
приведён
расчёт
токовой
защиты
фазоповоротного устройства, в зону действия которого входит сетевая
обмотка сериесного трансформатора.
В
соответствии
с
вышеизложенным,
ток
срабатывания
рассчитывается по выражению (3.13)
I с.з 
где
k зkс
1,2 *1,5
I нагр.макс 
* 690  1307,4 А,
kв
0,95
kз = 1,2 – коэффициент запаса;
МТЗ
126
kc = 1,5 – коэффициент самозапуска, учитывающий увеличение тока
заторможенной двигательной нагрузки после восстановления напряжения;
kв = 0,95 – коэффициент возврата;
Iнагр.макс = 690 А – первичный максимальный рабочий ток в месте
установки защиты с учетом возможных перегрузок.
В связи с отсутствием данных по параметрам срабатывания защит
смежных
элементов,
в
данном
примере,
согласование
по
уровню
срабатывания не производится.
Значение
параметра
срабатывания
в
первичных
величинах,
приведенных к стороне ВН, равно 1307,4 А.
Минимальное значение тока КЗ в защищаемой зоне (ток, протекающий
в сетевой обмотке сериесного трансформатора при двухфазном КЗ на выходе
ФПУ) равно Iк,мин = 5449 А.
Тогда коэффициент чувствительности, рассчитанный по выражению
(3.19) равен
kч 
I к.мин
5449

 4,17  1, 2 .
I с.з
1307, 4
Коэффициент чувствительности оказался больше 1,2, следовательно,
повышение чувствительности не требуется, т.е. вторую ступень МТЗ можно
выполнять без пуска по напряжению.
Ток срабатывания второй ступени, выбираемый из условий отстройки
от максимального тока при внешнем трёхфазном коротком замыкании на
выводах ФПУ при первичном максимальном расчетном токе в месте
установки защиты при КЗ на выводах ФПУ при нулевой ступени
регулирования, равен Iк.макс = 7057 А.
Тогда ток срабатывания второй ступени МТЗ будет равен:
I с.з  k отс * I к .макс  1,3 * 7057  9174,1 А
где
kотс = 1,3 – коэффициент отстройки, учитывающий погрешность в
расчете тока КЗ Iк.макс, погрешность в расчёте тока срабатывания реле, а
также наличие апериодической составляющей в токе короткого замыкания;
127
Ток срабатывания второй ступени, выбираемый из условий отстройки
от суммарного броска тока намагничивания шунтового трансформатора
I с.з  4 * I ном.Т  4 * 237  1092 А
где
Iном.Т = 273 А – номинальный ток шунтового трансформатора.
Параметр срабатывания МТЗ принимается равным максимальному
значению из двух полученных – 9174,1 А.
Выдержка времени второй ступени принимается равной минимально
возможному значению. С учетом времени отстройки от возможных
кратковременных переходных процессов в фильтрах принимается значение
10 мс.
Выбор параметров срабатывания МТЗ, подключённых к другим ТТ
ФПУ выполняется аналогичным образом.
3.5. Технологические защиты
3.5.1. Технологические защиты трансформаторов
Согласно [24] для работы в линии класса напряжения 220 кВ,
допускаются к установке маслонаполненные трансформаторы, снабжённые
технологическими защитами. Принцип действия технологических защит
сериесного и шунтового трансформаторов идентичен.
К основным функциям их технологических защит относятся:
 превышение максимально допустимой температуры масла;
 превышение максимально допустимой температуры обмотки;
 взрывозащита.
При срабатывании любой из этих защит, сигнал от автоматики
управления трансформатором поступает в блок автоматики управления ФПУ.
128
3.5.2. Технологическая защита ВТК
Поскольку основным оборудованием ВТК являются тиристоры,
главная задача технологической защиты ВТК – защита тиристоров от
различных повреждений. Её можно разделить на две части: пассивная и
активная защита тиристоров.
К пассивным защитам относятся защиты, не воздействующие на
выключатели, как например, ограничители перенапряжения (ОПН) на
тиристоре. Поскольку конструктивно, плечо моста ВТК состоит из
последовательно соединённых тиристорных ячеек, на каждую ячейку
приходится по одному ОПН. Номинальные значения срабатывания ОПН
выбираются исходя из параметров предельно допустимого напряжения
тиристоров.
К активным защитам относятся токовые защиты, воздействующие на
отключение
повреждённого
участка.
Параметр
срабатывания
технологической защиты ВТК имеет временную нелинейную характеристику,
позволяющую реализовать не только функцию токовой отсечки, но и токовой
перегрузки, что является немаловажным фактором в работе тиристоров [58].
СУРЗА ВТК выполняет различные функции управления ФПУ, в том
числе, отвечает за выполнение функции технологической защиты ВТК. Более
подробно работа СУРЗА описывается в [71]. Информация о токах и
напряжениях ФПУ поступает от ТТ и ТН, установленных в различных точках,
как внутри ВТК, так и за его пределами. Поскольку управление тиристорами
ВТК является для СУРЗА основной функцией, необходимо, чтобы она имела
возможность коммуникации с системой РЗА ФПУ.
Отличительной особенностью работы ВТК является техническая
возможность СУРЗА частичного управления коммутатором при выходе из
строя одного или нескольких плеч моста. Например, при выходе из строя
одного плеча моста СУРЗА ВТК может перевести ФПУ в другую ступень
129
регулирования, отключив при этом поврежденное плечо. Таким образом,
несмотря на выход одного из мостов из работы, фазоповоротное устройство
остаётся в рабочем состоянии.
При пробое нескольких мостов, технологическая защита ВТК способна
в кратчайшее время отключить ФПУ. При этом происходит снятие
импульсов управления с тиристоров, вследствие чего шунтовой и, что важнее,
сериесный трансформатор переходят в режим холостого хода, а в линию
добавляется сопротивление намагничивания сериесного трансформатора,
рассчитанное в п.2.3.
Рассмотренный в главе 2 процесс включения и отключения ФПУ
показал необходимость перевода ФПУ в нулевую ступень прежде, чем
замкнется шунтирующий выключатель Q4T (рисунок 2.1).
Это правило справедливо не только в эксплуатационных, но и в
аварийных режимах работы ФПУ.
Таким образом, необходимо, чтобы при срабатывании любой защиты
ФПУ перед его отключением, от автоматики управления ФПУ передавалась
либо команда на его перевод в нулевую ступень регулирования, либо
информация о срабатывании защиты. Оба эти случая должны приводить к
немедленному переходу ВТК в нулевую ступень.
130
Выводы к главе 3.
1. Применение
известных
комплексов
РЗА
фазоповоротных
трансформаторов не обеспечивает требуемые чувствительность и надёжность
при различных видах повреждения ФПУ.
2. Разработана методика выбора параметров срабатывания комплекса
релейной защиты фазоповоротного устройства, предполагающая выполнение
дифференциальной защиты ФПУ с ТК по принципу многозонности и
состоящей из четырёх частей. Для удовлетворения требованиям по
чувствительности необходимо использовать дифференциальную защиту с
функцией торможения.
3. Изменение таких параметров ФПУ, как номинальные напряжения
трансформаторов, номинальной мощности ФПУ, количества вторичных
обмоток шунтового трансформатора не влияет на методику выбора
параметров срабатывания РЗА ФПУ с ТК.
4. Проведённое моделирование включение ФПУ в ЛЭП показало
необходимость применения органов ДЗТ с тормозной характеристикой, а
также использование блокировки по второй гармоники.
131
4. КОНТРОЛЬ СОСТОЯНИЯ ФАЗОПОВОРОТНОГО
УСТРОЙСТВА С ТИРИСТОРНЫМ КОММУТАТОРОМ
Поскольку устройство защиты ФПУ с тиристорным коммутатором
разрабатывается впервые, и нет примеров его реализации в таком
исполнении,
актуальной
является
задача
определении
ухудшения
изоляционных свойств ФПУ и иных видов предаварийного повреждения
оборудования ФПУ на ранней стадии.
Целью системы контроля состояния ФПУ является контроль
параметров оборудования и предупреждение аварийных режимов работы.
Задачей данной системы является как можно более точное определение
источника (причины) предаварийного режима работы ФПУ.
Главной функцией системы контроля состояния является анализ
режимов работы контролируемого устройства, предшествующих аварийным.
Поскольку ФПУ – устройство достаточно сложное и ответственное, а также
учитывая то, что оно устанавливается в ЛЭП последовательно, необходимо
ещё на ранней стадии прогнозировать его возможные повреждения.
Применение системы контроля состояния в составе РЗА ФПУ
позволит снизить нагрузку на устройства релейной защиты, тем самым
повысить уровень распознавания повреждений [72]. При этом, чем точнее
можно будет указать тип предаварийного режима, чем точнее можно будет
указать на источник предаварийного режима, тем более селективной будет
система контроля состояния.
Систему контроля состояния ФПУ рекомендуется выполнять в виде
одного централизованного устройства и трёх комплектов локализованных
устройств. Функциональная схема такой системы представлена на рисунке
4.1.
132
Автоматика
управления ФПУ
Централизованное
устройство контроля
состояния ФПУ
Локальное
устройство
контроля состояния
сериесного
трансформатора
Локальное
устройство
контроля состояния
шунтового
трансформатора
Локальное
устройство
контроля состояния
ВТК
Рисунок 4.1. Функциональная схема системы контроля состояния ФПУ.
Для силовых трансформаторов предусмотрены различные способы
контроля их состояния, как без вывода, так и с выводом их из работы. Общие
принципы
построения
таких
систем
для
силовых
трансформаторов
приведены в [73].
За рубежом получили распространение установки непрерывного
действия HYDRAN фирмы «Syprotec Согр» (США) различных модификаций,
которые подключаются непосредственно к трансформатору. Они измеряют
суммарную концентрацию горючих газов и пересчитывают ее в водородный
эквивалент.
Математическое
обеспечение
установок
позволяет
анализировать поступающие данные и прогнозировать развитие дефектов,
которые могут привести к аварии трансформатора.
Для контроля состояния герметичных трансформаторов и вводов в
ФГУП «Всероссийский электротехнический институт им. В.И. Ленина»
(ФГУП «ВЭИ») были разработаны микропроцессорные датчики давления и
температуры, устанавливаемые с помощью штуцеров непосредственно на
баке или вводах. Они измеряют температуру и давление масла в месте
установки и соединяются с системой контроля состояния. Снижение
давления ниже нормы свидетельствует о наличии течи масла, а повышение
давления
и
(или)
температуры
—
о
внутреннем
повреждении
в
133
трансформаторе
или
вводах.
Скорость
изменения
контролируемых
параметров свидетельствует о степени серьезности повреждения.
В ФГУП «ВЭИ» также была создана установка для непрерывного
контроля изоляционных свойств масла путем измерения его объемного
сопротивления.
Испытательная
маслопроводу
трансформатора
ячейка
и
подключается
периодически
к заземленному
передает
данные,
характеризующие состояние изоляции трансформатора. В совокупности с
другими датчиками эта установка может входить в состав системы контроля
параметров трансформатора.
Современная
практика
проектирования
технологической защиты
силовых трансформаторов показала, что изготовители трансформаторного
оборудования, несущие полную ответственность за исправную работу
трансформатора
в
течение
его
гарантийного
срока,
комплектуют
трансформаторы не только средствами технологической защиты, но и
системой контроля состояния трансформатора.
Таким образом, можно сделать вывод, что основные способы контроля
состояния силовых трансформаторов используют для анализа такие
параметры, как уровень масла в баке, температуру обмоток и другие
параметры,
использующиеся
в
системе
технологической
защиты
трансформатора [74]. Практика обслуживания трансформаторов показала
[75], что данный способ достаточен для получения информации о состоянии
трансформатора. Эти же параметры могут быть использованы не только
технологической защитой трансформаторов, но и системой контроля
состояния ФПУ.
Система контроля состояния силового коммутатора, состоящего из
управляемых полупроводниковых ключей, в отличие от системы контроля
состояния трансформаторов, использует преимущественно электрические
параметры. На данный момент существует множество различных способов
контроля того или иного оборудования, учитывающих не только особенности
134
самих полупроводниковых приборов, в том числе тиристоров, но и
особенности работы коммутатора.
В отличие от работы устройства РПН, где контроль состояния
производится, в основном, при отключенном трансформаторе [76], [77],
контроль состояния полупроводниковых коммутаторов можно осуществлять
при включенном ВТК. Специфика его работы заключается в том, что
коммутация
силовых
ключей
происходит
сравнительно
редко
(как
переключение РПН) по сравнению с традиционными преобразователями, где
переключение тиристоров происходит несколько раз в секунду.
Как было описано в главе 3, использование тиристоров, в качестве
основного
управляющего
устройства
позволяет
ФПУ
находиться
в
предаварийном режиме работы (выход из строя одного или нескольких
тиристоров). Такой режим работы ВТК требует особого внимания к
состоянию тиристоров.
Локальное устройство контроля состояния ВТК имеет древовидную
структуру, схожую со структурой системы контроля состояния ФПУ и
показано на рисунке 4.2.
Централизованное
устройство
контроля состояния
ФПУ
Устройство
контроля состояния
тиристоров
Локальное устройство
контроля состояния
ВТК
Устройство
контроля
охлаждения
тиристоров
Устройство
контроля системы
питания
собственных нужд
Рисунок 4.2. Функциональная схема системы контроля состояния ВТК.
Контроль состояния тиристоров ВТК можно осуществить различными
способами:
135
 плановое диагностирование тиристоров с отключением ФПУ и
выводом ВТК из работы;
 контроль состояния тиристорного плеча моста;
 контроль состояния каждого тиристора моста.
4.1. Плановое диагностирование тиристоров с отключением ФПУ и
выводом ВТК из работы
Данный способ является наиболее трудоёмким из рассматриваемых.
Его целью является последовательная проверка каждого тиристора в каждом
плече моста ВТК.
Способ основан на свойствах тиристоров проводить ток при подаче
импульса управления [78]. Чаще всего для таких целей используют
мультиметры
в
режиме
измерения
сопротивления.
Плюсовой
щуп
подключают к аноду, а минусовой к катоду. К управляющему электроду
подключают кнопку, второй контакт которой подключен к аноду. До того,
как будет нажата кнопка, мультиметр должен показывать бесконечно
большое сопротивление, потому что тиристор находится в закрытом
состоянии. После нажатия кнопки тиристор откроется, и его сопротивление
снизится до нескольких Ом. Для закрытия тиристора достаточно будет
кратковременно отсоединить один из щупов. Затем на тиристор подаётся
силовое напряжение и оценивается возможность тиристоров выдерживать
номинальное напряжение.
Описанный способ реализован в специальном автоматизированном
комплексе диагностики тиристоров [79] и [80].
Применение современных тиристоров в высоковольтных тиристорных
ключах коммутатора ФПУ представляется возможным только в виде
определенного числа последовательно соединенных тиристорных ячеек [78],
136
состоящих из двух встречно включенных тиристоров с устройствами защиты
и
управления.
Сложность
разработки
высоковольтного
тиристорного
коммутатора заключается в том, что при большом числе последовательно
соединенных тиристорных ячеек в ключе требуется обеспечить такие
условия работы и электрические воздействия на каждый прибор, при
которых в любых режимах (эксплуатационных и аварийных) ни на одном из
тиристоров не должны быть превышены параметры, приводящие к
разрушению приборов. Высокая надежность работы высоковольтного
тиристорного ключа может быть достигнута только в том случае, когда
тиристорные ячейки в максимальной мере будут освобождены от всяких
вспомогательных
устройств.
Тиристорная
ячейка
должна
быть
по
возможности простой, в ней должны находиться только те элементы,
которые принципиально не могут быть вынесены за ее пределы.
В силу указанных причин в основу высоковольтного тиристорного
ключа ФПУ положена схема тиристорной ячейки с шунтированием встречно
включенных тиристоров делительной RC – цепочкой и симметричным
двусторонним ограничителем перенапряжения.
Каждое плечо тиристорного моста, в общем случае, состоит из
нескольких последовательно соединенных тиристорных ячеек.
Поскольку тиристоры рассчитаны на напряжение значительно меньшее,
чем
напряжение
напряжение
вторичной
каждой
обмотки
вторичной
шунтового
обмотки
трансформатора,
шунтового
и
трансформатора
отличаются друг от друга, необходимо, чтобы каждой вторичной обмотке
соответствовало своё число последовательно соединенных тиристоров. Так,
например, для проектируемого ФПУ, для наименьшего напряжения
вторичной обмотки шунтового трансформатора необходимо в каждом плече
моста иметь по 4 тиристорных ячейки, а для наибольшего напряжения – 12.
Таким образом, ввиду большого числа тиристоров, контроль состояния
тиристоров ФПУ представленным способом окажется невозможной из-за
необходимости отключения ФПУ от ЛЭП.
137
4.2. Контроль состояния тиристорного плеча моста
Рассматриваемый
способ
контроля
можно
применять
как
при
проведении подготовительных работ непосредственно перед включением
ФПУ, так и во время его работы [81]. Устройство, использующее данный
метод, реализовано в «Устройстве для контроля пробоя последовательно
соединенных тиристоров».
Это устройство показано на рисунке 4.3. Оно содержит задающий
генератор 1, пороговый элемент 2, блок 3 согласующих трансформаторов,
дополнительные согласующие трансформаторы по числу контролируемых
тиристоров. Выходы вторичных обмоток 76 согласующих трансформаторов 4
через демпфирующие RC цепочки 7 подключены к тиристорам 5. Выходы
первичных
обмоток
последовательно
8
и
согласующих
подключены
к
трансформаторов
входам
блока
3
4
соединены
согласующих
трансформаторов, который соединен с входами порогового элемента 2.
Устройство
также
снабжено
задающий
генератор
1
токоограничивающим
выполнен
с
прямоугольным напряжением на выходе.
независимым
элементом
11,
а
возбуждением
и
138
Рисунок 4.3. Устройство для контроля пробоя последовательно
соединенных тиристоров.
Один
из
выходов
задающего
генератора
соединен
с
входом
токоограничивающего элемента, к выходу которого подключен вход блока
согласующих трансформаторов. При этом токоограничивающий элемент
может быть выполнен в виде последовательно соединенных резистора и
139
конденсатора,
другой
выход
задающего
генератора
соединен
с
объединенным входом порогового элемента и входом блока согласующих
трансформаторов.
Стабилитроны служат для ограничения напряжения на вторичных
обмотках согласующих трансформаторов.
Дополнительные
первичные
обмотки согласующих трансформаторов обеспечивают соединение этих
трансформаторов, близкое к последовательно-параллельному включению.
Трансформаторы и выпрямители передают выходной импульс блока
формирователя импульсов на управляющие электроды последовательно
включенных
тиристоров.
Запуск
блока
формирователя
импульсов
осуществляется по входу первичным импульсом управления.
При применении рассматриваемого способа контроля состояния
тиристоров в ФПУ с тиристорным коммутатором диагностике подвергается
целиком плечо моста.
Выходным сигналом для системы контроля состояния ВТК является
сигнал о повреждённом состоянии плеча моста. При этом данный метод не
может дать однозначной информации ни о том, какой конкретно тиристор
вышел из строя, ни о том, сколько их в повреждённом плече.
4.3. Контроль состояния каждого тиристора в плече моста.
Подробная
схема
тиристорного
моста
ФПУ
с
тиристорным
коммутатором представлена на рисунке 4.4. Тиристорные ячейки выполнены
идентично
и
состоят
из
двух
тиристоров
(встречно-параллельно
включенных), устройства контроля состояния тиристоров, ограничителя
перенапряжения,
делительного
устройства
(RC
цепочки) и системы
определения неисправного состояния плеча моста, использующей метод,
описанный в [81].
140
Рис.4.4. Тиристорный мост с тиристорной ячейкой,
где U1-U4 – тиристорные мосты;
UT1-UT6 – тиристорные ячейки;
VS1, VS2 – тиристоры;
VD1, VD2 – ограничители перенапряжения;
141
R1-R4, C1-C4 – делительная RC цепочка;
L – токоограничивающий реактор.
Существует несколько различных способов выполнения контроля
состояния тиристора. Рассмотрим наиболее распространённые из них.
Вариант 1. Определение работоспособности тиристоров по первой
производной анодного тока.
Данный способ защищён патентом [82]. На рисунке 4.5 показана схема
работы устройства контроля состояния тиристоров.
Рисунок 4.5. Схема работы устройства контроля состояния тиристоров,
1-тиристор;
2-датчик анодного тока ia тиристора;
3-узел формирования и выпрямления импульсов первой производной
анодного тока dia/dt;
4-узел совпадения, выполненный на управляемом ключе S,
5-система управления, вырабатывающая управляющие импульсы
включения Uвкл и выключения Uвыкл для тиристора 1.
142
О состоянии тиристора судят по наличию совпадения логических
сигналов,
соответствующих
сигналам
напряжения
на
управляющем
электроде, и сигналу первой производной анодного тока. Реализация такого
устройства в составе ФПУ с тиристорным коммутатором возможна, однако
ограничена конструктивными особенностями выполнения высоковольтного
коммутатора.
Анализируя
возможные
способы
конструктивного
выполнения
тиристорного плеча, стоит отметить, что при выборе жидкостного
охлаждения, когда анод одного тиристора соединяется с катодом другого
тиристора через радиатор, а вся конструкция при этом прижимается единым
крепежом, установка трансформатора тока в предлагаемом месте является
невозможной.
Недостатком
этого
устройства
является
низкая
надежность,
обусловленная сложностью определения первой производной анодного тока,
связанного с затратой времени на дифференцирование, выпрямление
полученного сигнала, а также недостаточностью информации о состоянии
тиристора (отсутствием тока, протекающего через тиристор в обратном
направлении).
Вариант 2. Определение работоспособности тиристоров за счет
использования устройства, позволяющего прогнозировать время выхода
из строя тиристоров.
Данный способ защищён патентом [83] и заключается в сопоставлении
различных
измеряемых
величин
и
их
сравнительном
анализе
их
относительно друг друга. При этом устройство, реализующее данный способ,
содержит
запрограммированный
микроконтроллер,
анализировать состояние тиристора.
К измеряемым величинам относятся:
 температура корпуса тиристора;
позволяющий
143
 температура радиатора;
 температура окружающей среды;
 напряжение на тиристоре;
 ток через тиристор;
 напряжение на управляющем электроде;
 ток в цепи управления тиристором.
Сложность выполнения данного устройства очевидна: для каждого
тиристора необходимо измерять температуру радиатора и температуру
корпуса тиристора.
Однако значения этих величин в значительной степени зависят от
геометрического расположения датчиков температуры. Информация о
распределении тепла в охладителе и на корпусе тиристора также
неоднозначно свидетельствует о его состоянии, а ударный ток короткого
замыкания, протекающий через тиристор, значительно увеличит температуру
в центре полупроводниковой структуры тиристора, в то время как
температура на поверхности тиристора изменится не значительно.
В то же время размещение датчика температуры на корпусе тиристора
часто бывает невозможно, а при наличии такого датчика стоимость
тиристора, а значит, и стоимость всего коммутатора в целом увеличивается
многократно.
Вариант 3. Определение работоспособности тиристора по трём
критериям.
Данный способ разработан с участием автора и защищён патентом на
изобретение «Устройства контроля состояния тиристоров» (УКСТ) [84], [85].
Данный способ анализирует состояние тиристора по трём критериям [37]:
1. Напряжение на управляющем электроде;
2. Ток управления тиристора;
3. Ток, протекающий через тиристор в обратном направлении.
144
Наличие последнего критерия является, по существу, стопроцентным
показателем неисправности тиристора.
Контроль напряжения на управляющем электроде осуществляется
путём сравнения выпрямленного значения напряжения с заданным уровнем
напряжения. Как следует из параметров тиристора [86], действующее
значение напряжения на управляющем электроде в проводящий период его
работы находится в интервале от 5 – 2.5 В. При этом, как показала практика,
минимальное напряжение на управляющем электроде принято равным 1 В,
которое следует принимать качестве параметров срабатывания. Напряжение
на управляющем электроде выше этого значения считается допустимыми.
Контроль тока управления тиристора также осуществляется путём
сравнения этой величины с рассчитанным параметром срабатывания. Для
выбранного тиристора (Приложение 2) ток управления составляет 500 мА
(максимальное значение установившегося тока управления). Значит, в
соответствии с [62] выпрямленное значение тока управления будет
составлять 353 мА. Проведённый анализ работы тиристора позволяет
заключить, что уменьшение тока управления тиристора в 1,5 раза можно
принимать как предельно допустимое.
Для определения тока, протекающего в обратном направлении,
традиционно используются трансформаторные датчики тока (ТДТ). Для
этого необходимо, чтобы эти ТДТ располагались так, как показано на
рисунке 4.6. Такая схема расположения ТДТ обеспечивает контроль
исправного состояния тиристора с помощью трансформаторов тока ТТ1 и
ТТ2, устанавливаемых последовательно с каждым из тиристоров.
145
Рисунок 4.6. Схема включения УКСТ.
Несмотря на то, что представленная схема является вполне приемлемой
для относительно маломощных тиристорных ключей с небольшим числом
последовательно соединенных тиристорных ячеек, то в связи с достаточно
большими габаритами трансформаторов тока с изоляцией класса 35 кВ,
крайне
трудно
представить
себе
её
использование
в
тиристорном
преобразователе, работающем при напряжении десятки кВ и мощностью
порядка сотен МВт с общим числом тиристоров порядка нескольких сотен.
В
связи
с
принятым
ограничением,
наиболее
приемлемым
представлялось использование униполярных цифровых датчиков Холла, а
также линейных преобразователей тока или магнитного поля в напряжение
[87]. Кроме того, для максимального снижения потребляемой мощности и
упрощения схемы УКСТ при выборе элементной базы рассматривались
только варианты исполнения для интегральных схем (ИС) с однополярным
питанием, входящих в состав УКСТ (включая ИС с датчиком Холла).
Для упрощения конструкции тиристорной ячейки и снижения уровня
электромагнитных помех было принято решение располагать интегральную
схему с датчиком Холла на отдельной печатной плате вблизи или
непосредственно на шине, идущей от катода тиристора. Для оценки
146
требуемой
чувствительности
датчика
Холла
был
выполнен
расчет
параметров магнитного поля вблизи от упомянутой шины (Приложение 7).
При расчете принято упрощающее допущение, что длина шины в
тиристорной ячейке, соединяющей анод одного тиристора и катод другого,
достаточно велика по сравнению с расстоянием от шины до элемента Холла,
что позволяет при расчете не учитывать длину шины.
В результате анализа существующих ИС наибольший интерес
вызывают микросхемы HASS 300-S фирмы LEM и датчики CSA-1V фирмы
Sentron, имеющие максимальную чувствительность, а также возможность
организации дифференциального выхода, что представляется весьма важным
при однополярном питании. Третьим по чувствительности является датчик
TLE 4990 фирмы Infineon, однако его использование весьма затруднено
необходимостью программирования, в том числе в процессе эксплуатации
при замене вышедших из строя датчиков.
Преимуществом датчика HASS 300-S перед датчиком CSA-1V является
его конструктивная
является
законченность.
Преимуществом
больший диапазон рабочих температур
датчика
CSA-1V
и более
широкие
возможности при встраивании его в тиристорные ячейки.
Сложность конструктивного исполнения УКСТ заключается в том, что
тиристоры, представляющие шайбы, диаметр которых превышает 100мм,
прижимаются своими анодами к катодам другого тиристора через охладитель.
Поскольку тиристоры мощные и по ним протекает большой ток, выделяемая
в виде тепла мощность будет также очень большой. Поэтому, в качестве
охладителей используется система жидкостного охлаждения, а получившаяся
конструкция плеча тиристорного моста условно представлена на рисунке 4.7.
147
1
2
3
Рисунок 4.7. Конструкция плеча тиристорного моста,
где 1 – радиатор охлаждения;
2 – шина специальной формы;
3 – тиристор.
При этом анод одного тиристора и катод встречно включённого ему
другого тиристора соединяются между собой шиной особой формы,
позволяющей сконцентрировать магнитное поле под датчиком тока.
УКСТ располагается в непосредственной близости от тиристора, а
датчик «обратного» тока будет находится на шине накладке, в месте сужения.
Такое конструктивное исполнение позволит наиболее точно измерять
ток тиристора, протекающий в обратном направлении, не мешая работе
коммутатора.
Ввиду сложности конструкции плеча тиристорного моста рассмотрим
схему, показанную на рисунке 4.8, поясняющую процесс определения тока,
протекающего через повреждённый тиристор.
148
Рисунок 4.8. Протекание тока через повреждённый тиристор в плече
моста.
Как видно из рисунка, ток IВТК протекающий через тиристоры VS1,
VS3, VS5 и VS7 также протекает через повреждённый тиристор VS4. При
этом УКСТ тиристора VS3 также должно показать наличие сигнала с датчика
тока.
Таким образом, при наличии совокупности данных о параметрах
тиристоров всего плеча можно достоверно определить какой именно
тиристор вышел из строя.
Это
в
значительной
степени
облегчит
задачу
диагностики
только
обнаружение
обслуживающему персоналу.
Одной
из
функций
УКСТ
является
не
неисправного состояния тиристора, но и фиксация полученных данных.
Сброс показаний УКСТ осуществляется отдельно внешней командой или
перезапуском устройства.
149
При использовании большого числа тиристоров в ВТК, учитывая, что
количество тиристоров в ВТК может достигать нескольких сотен штук,
увеличение количества выходов УКСТ не только значительно усложняет
конструкцию, но и накладывает ограничения на принимающие эти сигналы
оборудование.
Предлагаемый автором способ передачи информации заключается в
кодировании выходного сигнала УКСТ с последующей его передачей по
волоконно- оптической линии связи в СУРЗА ВТК.
При имеющихся трёх параметрах контроля, выходным является только
один.
При этом, целесообразно выполнить его в виде сигналов одинаковой
длины, разной частоты. Тогда каждой частоте будет соответствовать своё
индивидуальное состояние, показанное в таблице 4.1
Таблица 4.1.Выходные сигналы УКСТ.
Частота
Сигнал Iобр
Сигнал Iупр
Сигнал UУЭ
f1
Нет
Нет
Нет
f2
Есть
Нет
Нет
f3
Нет
Есть
Нет
f4
Есть
Есть
Нет
f5
Нет
Нет
Есть
f6
Есть
Нет
Есть
f7
Нет
Есть
Есть
f8
Есть
Есть
Есть
Где Iобр – ток, протекающий через тиристор в обратном направлении;
Iупр – ток управления тиристора;
UУЭ – напряжение на управляющем электроде.
Отсутствие сигналов Iобр, Iупр, UУЭ свидетельствует об исправном
состоянии тиристора.
150
Расчёт частот, достаточных для передачи сигнала, представленный в
Приложении 8, показал, что чем выше частота выходного сигнала УКСТ, тем
значительнее повреждение тиристора. При разработке устройства контроля
состояния
тиристоров
конструктивные
были
учтены
особенности
недостатки
выполнения
аналогов,
тиристорной
а
также
ячейки,
и
соответственно всего тиристорного плеча.
Использование кодированного сигнала для передачи информации о
состоянии тиристора позволило увеличить быстродействие всего устройства.
Таким образом, применение системы контроля состояния ФПУ, как
части комплекса релейной защиты позволяет на ранней стадии определять
возможные аварийные и предаварийные режимы работы ФПУ, что, учитывая
особенности
работы
ВТК,
повышает
чувствительность
срабатывания
устройств РЗА.
4.4. Рекомендации по настройке резервных защит элементов,
окружающих ФПУ.
Проведённый в главе 2 анализ показал, что при установке ФПУ в сеть
устройство добавляет в линию дополнительное сопротивление, величина
которого сопоставима с величиной сопротивления энергосистемы. Более того,
величина сопротивления ФПУ зависит от ступени регулирования. Это
приводит
к
необходимости
мониторинга
состояния
ФПУ
и,
при
необходимости, изменения параметров срабатывания некоторых релейных
защит, как его самого, так и окружающих его элементов сети.
Таким образом, комплекс защит ФПУ должен принимать информацию
о текущем положении ступени регулирования ФПУ. Дополнительной
функцией
комплекса
РЗА
ФПУ
является
информирования
защит,
окружающих его о режиме работы ФПУ, включая текущую ступень
регулирования и команду изменения ступени регулирования.
151
При возникновении аварийных ситуаций релейная защита, согласно
[27], должна отключать повреждённый элемент от сети. Однако, отключение
от сети ФПУ, установленного последовательно с ВЛ, потребует не только
перенастройки параметров срабатывания резервных релейных защит как
самой ЛЭП, последовательно с которой включен ФПУ, так и других
присоединений сети, но и приводит к снижению надёжности работы ФПУ изза
требования
запрета
автоматического
повторного
включения
трансформаторов ФПУ.
Вспомогательное оборудование ВТК, такое как система охлаждения
тиристоров, система питания собственных нужд и прочее оборудование ВТК
должно иметь собственные средства диагностики и защиты. Информация об
их работе должна поступать в СУРЗА для дальнейшей обработки.
Для дополнительного анализа правильности действий комплекса РЗА и
коррекции параметров срабатывания защит традиционно [31] применяют
такие сложные и дорогие комплексы как RTDS [88], позволяющие не только
моделировать переходные процессы, но и регистрировать процессы,
проходящие в ФПУ в аварийных режимах.
Применение разработанного с участием автора устройства регистрации
аварийных
процессов,
входящего
в
состав
многофункционального
устройства [89] могло бы значительно помочь в корректировке параметров
срабатывания комплекса РЗ ФПУ. Работая совместно, предлагаемый
регистратор способен производить синхронные векторные измерения токов и
напряжений в рассматриваемых точках.
Возможность записи осциллограмм токов и напряжений аварийного
режима работы и режима, предшествующего ему, позволяет проводить
глубокий анализ процессов, проходящих не только в ФПУ, но и оценивать
влияние различных режимов работы сети на работу как ФПУ, так и его
релейных защит.
152
Выводы к главе 4
1. Информация о функционировании ступенчатой технологической
защиты,
использующей
неэлектрические
параметры
трансформаторов,
способствует повышению чувствительности и селективности системы
контроля состояния ФПУ.
2. Использование кодированного выходного сигнала УКСТ позволит
сократить количество его информационных выходов, связанных с СУРЗА
ВТК.
3. Разработаны требования к форме и материалу изготовления шины,
соединяющей анод и катод тиристоров одной тиристорной ячейки,
учитывающие выбор места установки датчиков тока тиристора.
4. Применение
устройства
регистрации
аварийных
процессов
способствует не только повышению чувствительности системы диагностики
ФПУ, но и снижает затраты при наладке оборудования РЗА за счёт
возможности получения осциллограмм токов и напряжений как в момент
аварии, так и до неё.
153
Заключение
1. Показано,
что
применение
комплексов
релейной
защиты
фазоповоротных трансформаторов (как устройств наиболее схожих с ФПУ)
для защиты ФПУ с тиристорным коммутатором невозможно ввиду
несоответствия
нормативным
требованиям,
в
частности,
Правилам
устройства электроустановок. Сформулированные в работе требования к
релейной защите ФПУ с тиристорным коммутатором удовлетворяют этим
требованиям.
2. Предложена
схема
присоединения
рассматриваемого
фазоповоротного устройства к ВЛ 220 кВ с помощью двух выключателей для
сериесного
трансформатора,
одного
выключателя
для
шунтового
трансформатора, а также секционирующего выключателя, шунтирующего
сетевую обмотку сериесного трансформатора при его выводе из работы.
Разработаны правила коммутации выключателей ФПУ для различных
режимов его работы, позволяющие надёжно коммутировать ФПУ не вызывая
сбоев в работе ЛЭП.
3. Проанализированы возможности оперативного отключения ФПУ
при помощи снятия импульсов управления. Это приводит к переводу
сериесного трансформатора из нагрузочного режима работы в режим
холостого хода. При этом, свойство ФПУ вводить в линию дополнительное
сопротивление в случаях внешнего КЗ должно учитываться при выборе
параметров срабатывания защит электрической сети, примыкающей к ФПУ
с тиристорным коммутатором.
4. Рассмотрены различные режимы работы ФПУ с тиристорным
коммутатором.
Проведённый
анализ
режимов
работы
ФПУ
выявил
возможные виды повреждений. Проведённая оценка токов, протекающих в
ФПУ при различных видах внутренних и внешних КЗ, показала, что токовая
154
защита ВТК должна отстраиваться от допустимых токов при перегрузке
тиристоров.
5. На основе сформулированных требований к РЗ разработан
комплекс релейной защиты ФПУ с тиристорным коммутатором. Предложена
методика выбора ее параметров срабатывания. Предложено выполнение
многозонной дифференциальной защиты фазоповоротного устройства с
тиристорным коммутатором с реализацией функции торможения.
6. Исследование нормальных и аварийных режимов работы ФПУ
показало, что комплекс РЗА не может в полной мере охватить все
повреждения ФПУ. Так, для выявления повреждения ВТК вследствие
неправильной коммутации тиристоров предложено в качестве основной
защиты использовать технологическую защиту ВТК.
7. Разработана структура системы контроля состояния ФПУ и его
отдельных элементов, позволяющая на ранней стадии прогнозировать выход
из строя отдельных блоков ФПУ. При этом, проведённый анализ показал,
что:
 применение ступенчатой технологической защиты трансформаторов
позволяет использовать в системе контроля состояния ФПУ информацию
отдельных ступеней РЗ, работающих на сигнал;
 применение
устройств
контроля
состояния
ВТК
повышает
надёжность работы как ФПУ, так и комплекса релейной защиты, а
использование кодированного выходного сигнала УКСТ позволяет сократить
число информационных выходов устройства, а, следовательно, значительно
сокращает число входов СУРЗА ВТК.
 предложенное
место
установки
датчиков
тока
накладывает
определённые ограничения на форму и материал изготовления шины,
соединяющей анод и катод тиристоров одной тиристорной ячейки, однако
увеличивает достоверность срабатывания УКСТ.
 применение устройства регистрации аварийных процессов для
решения задач контроля состояния и защиты позволяет не только
155
корректировать параметры срабатывания релейных защит ФПУ, но снижает
стоимость их наладки.
156
Список литературы
1. Добрусин
Л.А.
Тенденции
применения
фазоповоротных
трансформаторов / Л.А. Добрусин // Силовая Электроника - 2012. №4 С.60-66.
2. Программа инновационного развития ОАО «ФСК ЕЭС» до 2016 года
с перспективой до 2020 года
/ утверждена 07.04.2011 протокол №128 –
Москва 2011 – ОАО «ФСК ЕЭС». Режим доступа: http://www.fskees.ru/upload/docs/pril_2_07-04-2011_FIN.PDF
3. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения /
С.А. Бажанов, И.С.Батхон, И.А.Баумштейн и др. // Под ред. И.А.Баумштейна
и М.В.Хомякова. – 2-е изд., перераб. И доп. – М.; Энергоиздат, 1981. – 656 с.,
ил.
4. Справочник
по
проктированию
электрических
сетей
//
Под
редакцией Д.Л.Файбисовича. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2006. – 320 с. ил.
5. Бушуев В.В., Калюжный А.Х., Кречмер Л.В., Шушуев А.А.
Применение
фазоповоротных
устройств
для
упрощения
потокораспределением в энергосистемах // Электричество. 1990. №11. - С. 611.
6.
Веников В.А.
Переходные
электромеханические
процессы
в
электрических системах / В.А. Веников – 4-е издание – М.: Высш. школа.,
1985г. 515 с.
7. Калюжный А.Х. Управление потоками мощности в электрических
сетях с помощью фазоповоротных трансформаторов // Электричество. 1986.
№11. - С. 12-18.
8. Александров Г.Н. Технология гибких линий электропередачи и
электропередач, настроенных на передаваемую мощность // Электричество.
2006. №6. – С. 2-6.
9. European Commission. Interactive map of European key energy
infrastructure «projects of common interest» (PCI). [Электронный ресурс]. Режим доступа http://ec.europa.eu/energy/infrastructure/pci/pci_en.htm
157
10. Phase Shifting Transformers / Solicitation Number: DE-SOL-0005846.
Department of Energy. Western Area Power Administration. – Jul 02, -2013.
Режим
доступа:
https://www.fbo.gov/index?s=opportunity&mode=form&id=
1af0a4c82bcf9e6bf67f866d15077a6f&tab=core&tabmode=list&=
11. Патент на полезную модель №110558 Российская Федерация, МПК
Н02J3/12/ Полупроводниковое фазоповоротное устройство / Жмуров В.П.,
Стельмаков В.Н., Тарасов А.Н; Заявитель и патентообладатель Открытое
акционерное
общество
«Энергетический
институт
им.
Г.М.
Кржижановского» - 2011122939/07, заявл. 08.06.2011; опубл. 20.11.11.
12. Патент на полезную модель №106060 Российская Федерация,
МПК7 Н03Н7/18. Фазоповоротное устройство / Жмуров В.П., Стельмаков
В.Н., Тарасов А.Н., Гринштейн Б.И.; Заявитель и патентообладатель
Открытое акционерное общество «Энергетический институт им. Г.М.
Кржижановского» - 2011103124/07, заявл. 31.01.11; опубл. 27.06.11.
13. Ахметов И.М., Лачугин В.Ф. Релейная защита фазоповоротных
устройств
различного
исполнения
//
ЭЛЕКТРО.
Электротехника,
электроэнергетика, электротехническая промышленность. №5. 2013. С.28-32.
14.
Отчет по НИР ««Сравнительный анализ
различных схем
фазоповоротных устройств (ФПУ), разработка технических требований и
предложений по созданию ФПУ для связи ОЭС Урала и ОЭС Сибири по ВЛ
220
кВ
Советско-Соснинская
–
Володино».
Этап
1.
М.:
ОАО
«Энергетический институт им. Г.М. Кржижановского», 2009.
15. Ванин В.К.
Фазоповоротный
трансформатор.
Особенности
построения системы релейной защиты [Электронное издание] / В.К. Ванин,
М.Г. Попов // информ.-справ. издан. «Новости Электротехники». – 2009, №2
- Режим доступа: http://www.news.elteh.ru/arh/2009/56/07.php
16. В.К. Ванин, М.Г. Попов, Г.А. Евдокунин, Р.Н. Николаев, А.К.
Искаков, Б.К. Оспанов, Н.И. Утегулов "Система РЗА фазорегулирующего
устройства сверхвысокого напряжения" // Сборник докладов Международной
158
научно-технической конференции «Современные направления развития
систем релейной защиты и автоматики энергосистем». – 2009 г. - С. 182-192.
17. Стельмаков В.Н. Фазоповоротные устройства с тиристорным
управлением
/
В.Н.
Стельмаков,
В.П.
Жмуров,
А.Н.
Тарасов,
Б.И. Гринштейн, Е.В. Тузлукова // М.: Энергетик, 2010, №8, С.20-23
18. Рашитов П.А. Разработка и исследование алгоритмов управления
мощными
объектов
полупроводниковыми
единой
национальной
фазоповоротными
электрической
устройствами
сети
России:
для
дис.
…канд.техн.наук: 05.09.12 / Рашитов Павел Ахматович. – М., 2011. – 196с.
19.
Красник В.В.
Эксплуатация
электрических
подстанций
и
распределительных устройств: производственно-практическое пособие /
В.В. Красник – М.: ЭНАС, 2011. – 320 с. с ил.
20. Патент №US5166597A, США, МПК G 05F 5/04. Phase-shifting
transformer system/ Einar V. Larsen, Nicholas W. Miller; Заявительи
правообладатель Electric Power Research Institute (USA); заявл. 08.08.1991;
опубл. 24.11.1992.
21. Кублановский Я. С. Тиристорные устройства. — 2-е изд., перераб. и
доп. / Я.С. Кублановский — М.: Радио и связь, 1987. — 112 с.: ил.
22. Патент на полезную модель №122814 Российская Федерация МПК
Н03М7/18
Система
управления
поэтапным
переключением
обмоток
шунтового трансформатора фазоповоротного устройства и фазоповоротное
устройство с такой системой управления / Панфилов. Д.И., Ремизевич. Т.А.,
Асташев М.Г., Рашитов П.А., Новиков М.А.; Заявитель и патентообладатель
Открытое акционерное общество "Федеральная сетевая компания Единой
энергетической системы", Открытое акционерное общество "Энергетический
институт им. Г.М. Кржижановского" - № 2012123855/08, заявл. 09.06.2012;
опубл. 10.12.12.
23. Новиков М.А. Анализ процессов одновременной коммутации
тиристорных
мостов
в
преобразователе
с
многообмоточными
159
трансформаторами
/
М.А. Новиков,
Д.И.
Панфилов,
Т.В. Ремизевич,
П.А. Рашитов // Электричество. №6. 2013. С. 26-35.
24. Правила устройств электроустановок. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС.
25.
Федосеев А.М.,
Федосеев М.А.
Релейная
защита
электроэнергетических систем – М.: Энергоатомиздат. 1992г.
26. Чернобровов Н.В. Семенов В.А. Релейная защита энергетических
систем: учебное пособие для техникумов – М.: Энергоатомиздат, 1998 –
800с.; ил.
27. Руководящие указания по релейной защите. Выпуск 13Б. Релейная
защита понижающих трансформаторов и автотрансформаторов 110 – 500 кВ:
Расчеты. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 96с.
28. Шнеерсон Э.М, Цифровая релейная защита / Э.М. Шнеерсон – М.:
Энергоатомиздат, 2007. 549 с.; ил.
29. Попов М.Г. Система релейной защиты управляемой межсистемной
электропередачи / М.Г. Попов // информ.-справ. издан. Научно-технические
ведомости СПбГПУ. Наука и образование. 2010. № 2-2. С.11-19
30. New General Method for Differential Protection of Phase Shifting
Transformers / Z. Gajic, I. Ivankovic, B. Filipovic-Grcic, R. Rubesa // IEEE,
March, 2007.
31. Protecting a 138 KV Phase Shifting Transformer: EMTP modeling and
model power system testing / Demetrios A. Tziouvaras, Ramon Jimenez //
Schweitzer Engineering Laboratories, USA, April 2004.
32. Protection of Phase Angle Regulating Transformers. Members of the
Working Group / M. Ibrahim, F.P Plumptre // IEEE Power System Relaying
Committee – Working Group K1, October 1999.
33. Protection of Phase Angle Regulating Transformers Using Digital
Relays / L. Sevov, C. Wester // GE Multilin, August 2007.
34. Krause P.E. Problems Protecting Phase-shifting Transformer /
P.E. Krause and C. S. Miller // Transmission and Distribution, November 1991
160
35. Ульянов
электрических
С.А.
Электромагнитные
системах.
Учебник
для
переходные
процессы
электротехнических
вузов
в
и
факультетов. / С.А. Ульянов – М.: Энергия, 1970 520с. с ил.
36. Brochu J.. “Innovative Applications of Phase-Shifting Transformers
Supplemented with Series Reactive Elements” / J. Brochu, F. Beauregard, R.
Cloutier, A. Bergeron, L. Garant – Сессия A2-203 СИГРЭ – 2006, Париж:
Франция.
37. Ахметов И.М., Лачугин В.Ф., Поляков В.Д. Анализ процессов
коммутации тиристорно - управляемого фазоповоротного устройства,
работающего совместно с линией электропередачи // Известия вузов.
Электромеханика. №2. 2014.
38. А.И. Лурье "Процесс включения трансформатора на холостой ход и
короткое замыкание"// Электротехника, 2008. - №2. - С. 2-18.
39. Зевеке Г. В. Основы теории цепей: Учеб. для вузов / Г.В. Зевеке,
П. А. Ионкин, А. В. Нетушил, С. В. Страхов. −5-е изд., перераб. – М.:
Энергоатомиздат, 1989. −528с.
40. Брускин Д.Э.
Электрические
машины
/
Д.Э. Брускин,
А.Е. Зорохович, В.С. Хвостов – М: Высшая школа 1987 г. 319 с.
41. Ремизевич Т.В. Исследование алгоритмов переключения вентилей
мощного
фазоповоротного
В.Н. Стельмаков,
устройства
П.А. Рашитов
/
//
Т.В. Ремзевич,
Электро.
В.П. Жмуров,
Электротехника.
Электроэнергетика. Электротехническая промышленность. – 2010. - № 5. С.
42. Горина О.В. Совершенствование релейной защиты шунтирующих
реакторов сверхвысокого напряжения: дис. …канд.техн.наук: 05.14.02 /
Горина Ольга Вячеславовна. – М., 2003 – 194с.
43. Геворкян П.С. Высшая математика. Основы математического
анализа: учебник для вузов / П.С. Геворкян – М.: ФИЗМАТЛИТ. 2011г. 240с.
44. Черных И.В. Моделирование электротехнических устройств в
MATLAB, SimPowerSystems и Simulink. М.: ДМК Пресс; СПб.: Питер, 2008. 288 с.
161
45.
Dufour C.
AC-based
Hardware-In-the-Loop
Simulator
for
the
Integration Testing of Modern Train Traction Systems / C. Dufour, G. Dumur, J.
Paquin, J. Bélanger PESC’2008 Conference Proceedings, Rhodes, June 2008.
46. Tziouvaras D.A. Protecting a 138 KV Phase Shifting Transformer:
EMTP modeling and model power system testing / D.A. Tziouvaras, R. Jimenez //
Developments in Power System Protection / Eighth IEE International Conference
on (Volume 1) – 2004. C.343-347.
47. Equivalent Circuit Impedance of Regulating Transformers / C.E. Clem //
AIEE Transactions – May 1939
48. Чернин А.Б. Основы вычислений электрических величин для
релейной защиты при сложных повреждениях в электрических системах /
А.Б. Чернин, С.Б. Лосев – М.: Энергия, 1971 г., 439 с.
49. Лосев С.Б. Вычисление электрических величин в несимметричных
режимах
электрических
систем.
/
С.Б. Лосев,
А.Б. Чернин
–
М.:
«Энергоатомиздат», 1983. – 528с.
50. Giroux М. Common User Interface for Offline and Real-time Simulation
of Transients [Электронный ресурс] / M. Giroux, J. Mahseredjian // International
Conference on Power Systems Transients in Kyoto, Japan, 2009 – Режим
доступа: http://www.ipst.org/techpapers/2009/IPST09Papers.htm
51.
Gajic Z. Differential protection for arbitrary three-phase power
transformer: дис. …д-ра техн наук: 2008 / Zoran Gajic – Швеция 2008 г. 226 с.
52. Ахметов И.М., Лачугин В.Ф. Выбор параметров срабатывания
релейной защиты фазоповоротного устройства с тиристорным управлением //
Автоматизация технологических процессов: Материалы VII международной
научно-практической
конференции
«Повышение
эффективности
энергетического оборудования» // в 2 т., Т.2 - Санкт-Петербург: СанктПетербургский государственный политехнический университет, 514 с. С.413425.
53. РД 34.35.310-97.
Общие
технические
требования
к
микропроцессорным устройствам защиты и автоматики энергосистем Введ. –
162
01.01.97 г. – Москва: Российское акционерное общество энергетики и
электрификации «ЕЭС России». Департамент науки и техники.
54.
Ахметов И.М.
Принципы
выполнения
релейной
защиты
фазоповоротного устройства. XVIII Международная научно-практическая
конференция студентов и молодых учёных «Современные техника и
технологии» (СТТ-2012). Томск. 2012 г.
55. Ibrahim M.A. Phase Angle Regulating Transformer Protection / M. A.
Ibrahim, F. P. Stacom // IEEE Transaction, Vol. 9, No. 1, January 1994
56. Ахметов И. М. Выполнение релейной защиты фазоповоротного
устройства.
Седьмая
региональная
научно-техническая
конференция
студентов, аспирантов и молодых учёных (с международным участием).
Иваново. 2012г.
57. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей
Российской Федерации / М-во топлива и энергетики РФ, РАО «ЕЭС России»:
РД 34.20.501-95. – 15-е изд. перераб. и доп. – М.: СПО ОРГРЭС, 1996. – 160 с.
58. Попков О.З. Основы преобразовательной техники: учеб пособие для
вузов / О.З. Попков. 2-е изд. стереот. – М.: Издательский дом МЭИ, 2007. –
200 с.:ил.
59. Патент №5,790,357 Соединённые Штаты Америки Differential
Current Protection for a Transformer / J.L. Schiel, Заявитель и правообладатель
Siemens Aktiengesellschaft – №PCT/DE1995/000581 заявл. 24.04.95 Опубл.
04.08.98
60. Protective Relaying for Phase Angle Regulator / Hung Jen L1 // Western
Protective Relay Conference, October 1975
61. Ахметов И. М. Фазоповоротные устройства и способы их защиты. //
РЕЛЕЙНАЯ
ЗАЩИТА
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ
И
СИСТЕМ:
АВТОМАТИЗАЦИЯ
Материалы
докладов
VII
международной молодежной научной конференции «Тинчуринские чтения»
// По общ. ред. Канд.техн.наук Э.Ю.Абдуллазанова. В 4 т.; Т.3. – Казань:
Казан. гос. энерг. ун-т, 2012. – 243 с.
163
62. Вольдек А.И. Электрические машины. Учебник для высш. Техн.
Учебн. Заведений. / А.И. Вольдек – 3-е изд., перераб – Л.: Энергия, 1978. –
832 с., с ил.
63. Долгополов А.Г. Релейная защита управляемых шунтирующих
реакторов / А.Г. Долгополов – М.: Энергопрогресс, 2011. – 152с.
64. Горожанкин П.А. Особенности измерения токов и напряжений в
микропроцессорных терминалах релейной защиты и автоматики // Релейная
защита и автоматизация электроэнергетических систем: Материалы докладов
VI
международной молодежной научной конференции «Тинчуринские
чтения» / По общ. ред. д-ра физ. – мат. наук, проф. Ю.Я.Петрушенко. В 4 т.;
Т.1. – Казань: Казан. гос. энерг. ун-т, 2011. - 284 с. - С. 112.
65. А.И. Лурье, В.Н. Елагин, А.Н. Панибратец "Броски тока включения
трансформатора" // Электротехника. 1997. - № 2. - С. 29-32.
66. ГОСТ 7746-2001 Межгосударственный стандарт . Трансформаторы
тока. Общие условия. Введ 2003-01-01. – М.: Изд-во стандартов, ПРИНЯТ
Межгосударственным
Советом
по
стандартизации,
метрологии
и
сертификации 01.11.2001 29 с.
67. Дьяков А.Ф.
электроэнергетических
Основы
систем:
проектирования
Учебное
релейной
пособие
/
защиты
А.Ф. Дьяков,
В.В. Платонов – М.: Изд-во МЭИ, 2000. – 248с.
68. РД 153-34.0-20.527-98. Руководящие указания по расчету токов
короткого замыкания и выбора электрооборудования. – Введ. 23.03.1998
ЦНТИ «Инноватика», 2007. 127с.
69. Федосеев А.М. Релейная защита электрических систем. Учебник
для вузов. / А.М. Федосеев – М.: Энергия 1976. 560с. с ил.
70. Руководство по выбору уставок защит Трансформаторов: отчёт о
НИР – Чебоксары: ООО «ИЦ «Бреслер».
71. Новиков М.А. Разработка адаптивных алгоритмов поключевого
управления тиристорными коммутаторами фазоповоротных устройств: дис.
164
…канд.техн.наук: 05.09.12 / Новиков Михаил Александрович. – М., 2013. –
221с.
72.
Концепция
диагностики
электротехнического
оборудования
подстанций и линий электропередачи электрических сетей / ОАО «ФСК
ЕЭС». М. –2004 г. –172 с.
73. Маяков В.П., Соколов В.В. Методы диагностики состояния
трансформаторного оборудования [Электронный ресурс] / В.П. Маяков,
В.В. Соколов // Запорожье: НИЦ «ЗТЗ-СЕРВИС» // Сайт Электрические сети.
–
Режим
доступа:
http://leg.co.ua/transformatory/praktika/diagnostika-
transformatorov.html
74. Пуликов П.Г. Система контроля
изоляции трансформаторов
высших классов напряжения // Электрические станции, сети, системы
управления ими. Электротехнологические установки и системы: Материалы
VII
международной
научно-практической
конференции
«Повышение
эффективности энергетического оборудования» // в 2 т., Т.1 - СанктПетербург:
Санкт-Петербургский
государственный
политехнический
университет, 514 с. С.331-339.
75. Л.Г. Сидельников,
А.М. Седунин,
А.Ю. Сыкулов.
Диагностика
трансформаторов без снятия напряжения [Электронный ресурс] //
ООО
«ТестСервис». Сайт Энергетика. Оборудование. Документация. - Режим
доступа http://forca.ru/stati/podstancii/diagnostika-transformatorov-bez-snyatiyanapryazheniya.html
76. Отдел
приборостроения».
маркетинга
Способы
ООО
«СКБ
диагностики
РПН
электротехнического
трансформаторов
[Электронный ресурс] // Электротехнический рынок. - 2013. - №3 (51). Режим
доступа
http://market.elec.ru/nomer/47/sposoby-diagnostiki-rpn-
transformatorov/
77. Girgis A. Transformer Turn-to-Turn Fault Detection Using Hybrid
Parameters / A. Girgis, D. Hart, C. Burnette – IEEE Proceedings of SSST, С.402406 – Март 1992 г.
165
78. Вишневский А.И. Силовые ионные и полупроводниковые приборы.
Учебное пособие для вузов. / А.И. Вишневский, В.С. Руденко, А.П. Платонов
– Под ред. В.С. Руденко – М. «Высшая школа» 1975 г. 343с. с ил.
79. Патент на полезную модель №118763 Российская Федерация, МПК
G01R31/34 Стенд проверки панелей тиристоров / Каркоша О.И., Потапов
А.А.; Заявитель и патентообладатель Открытое акционерное общество
"Всероссийский научно-исследовательский и проектно-конструкторский
институт электровозостроения" (ОАО "ВЭлНИИ") - № 2012100972/28, ,
заявл. 11.01.201; опубл. 27.07.12.
80. Стенд для проверки тиристоров [Электронный ресурс] // Сайт ООО
«Транс-Атом». - Режим доступа http://trans-atom.com/catalog/4/showGroup.php
81. Патент на полезную модель №9100 Российская Федерация МПК6
Н02Н7/12 Устройство для контроля пробоя последовательно соединенных
тиристоров / Колоколкин А.М., Дрожжин А.С., Дронов А.С.; Заявитель и
патентообладатель Акционерное общество открытого типа "Электропривод"
- № 98110512/20, заявл. 01.06.1998; опубл. 16.01.99.
82. Патент на изобретение №2205489 Российская Федерация, МПК7
Н02Н7/12 Способ контроля состояния тиристора / Захаров В.Г.; Заявитель и
патентообладатель
Чувашский
государственный
университет
им.
И.Н.Ульянова - № 2001124679/09, заявл. 06.09.01; опубл. 27.05.03.
83. Патент на изобретение №2133042 Российская Федерация, МПК6
G01R31/26,
G01R31/28
преобразователя
/
Устройство
Топчий
А.А.
диагностирования
Заявитель
и
тиристорного
патентообладатель
Калининградское высшее военно-морское училище - № 96101443/09, заявл.
24.01.96; опубл. 10.07.99.
84. Патент на изобретение №2420752 Российская Федерация МПК
G01R31/26,
H02H7/12 Устройство
контроля
состояния
тиристоров
/
Ахметов И.М., Топельберг В.В., Стельмаков В.Н., Жмуров В.П.; Заявитель и
патентообладатель
Открытое
акционерное
общество
«Энергетический
166
институт им. Г.М. Кржижановского» - № 2010103148/28, заявл. 02.02.10;
опубл. 10.06.11.
85. Ахметов И. М. Устройство контроля состояния тиристоров. //
РЕЛЕЙНАЯ
ЗАЩИТА
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ
И
СИСТЕМ:
АВТОМАТИЗАЦИЯ
Материалы
докладов
VI
международной молодежной научной конференции «Тинчуринские чтения» /
По общ. ред. д-ра физ. – мат. наук, проф. Ю.Я.Петрушенко. В 4 т.; Т.1. –
Казань: Казан. гос. энерг. ун-т, 2011. – 284 с.
86. Тиристор низкочастотный Т293-2500 [Электронный ресурс]. –
Саранск
2009 г.
7 с.
–
Режим
доступа:
http://www.elvpr.ru/poluprovodnikprib/tiristory/T293-2500.pdf
87. Энергетическая электроника. Пер. с нем. под ред. В.А. Лабунцова –
М.: Энергоатомиздат, 1987. – 464 с.
88. Pak L.F. A Versatile Cluster-Based Real-Time Digital Simulator for
Power Engineering Research / L.F. Pak, O. Faruque, X. Nie, V. Dinavahi // IEEE
Transactions on Power Systems - выпуск 21, №2, С.455-465 – 2006. – май.
89. Патент на полезную модель № 128341 Российская Федерация МПК
G01R31/00 Многофункциональное устройство регистрации процессов на
линии электропередачи / Панфилов Д.И., Лачугин В.Ф., Смирнов А.Н.,
Образцов С.А., Ахметов И.М., Рывкин А.А., Шимина А.О., Артемьев И.Ф.,
Арутюнов С.А. Горюшин Ю.А.; Заявитель и патентообладатель Открытое
акционерное
общество
"Федеральная
сетевая
компания
Единой
энергетической системы", Открытое акционерное общество "Энергетический
институт им. Г.М. Кржижановского" - № 2013105234/28, заявл. 08.02.2013;
опубл. 20.05.13.
167
Приложение 1. Схемы ФПУ с различными тиристорными
коммутаторами
П1.1. ФПУ с тиристорным управлением, реализующая поперечное
регулирование выходного напряжения
На рисунке П1.1 представлена функциональная схема ФПУ с
тиристорным управлением, разработанная в ОАО «ЭНИН» и реализующая
поперечное регулирование выходного напряжения [33].
Первичные (сетевые) обмотки шунтового трансформатора ФПУ Т1,
соединенные в звезду, высоковольтными выводами подключены к фазам
линии электропередачи 220 кВ. Нейтраль первичных обмоток шунтового
трансформатора заземлена. Вторичная (вентильная) обмотка каждой фазы
шунтового трансформатора T1 выполнена в виде N гальванически
развязанных секций, причем все N секций вторичной обмотки шунтового
трансформатора T1 имеют разные коэффициенты трансформации и разное
число витков. При этом отношение числа витков w1:w2:w3:…wN секций
каждой фазы вторичной обмотки шунтового трансформатора T1 также
должно соответствовать выражению 2N-1 или
3N-1, где N – порядковый
номер секции (N = 1,2,3…N).
Соответственно каждая фаза коммутатора UT (рисунок П1.1) ФПУ
имеет N мостов тиристорных ключей. Причем входы мостов тиристорных
ключей каждой фазы коммутатора UT подключены к выводам одноименных
секций
вторичной
обмотки
соответствующей
фазы
шунтового
трансформатора Т1. Мосты тиристорных ключей в каждой фазе коммутатора
UT
соединены
формируется
последовательно.
напряжением
тиристорных ключей.
Напряжение
последовательно
фаз
коммутатора
соединенных
UT
мостов
регулирования выходного напряжения
Рисунок П1.1. Функциональная схема ФПУ с тиристорным управлением для поперечного
168
169
Мостовые схемы тиристорных ключей коммутатора UT всех секций
вторичной обмотки фазы трансформатора Т1, соединенные последовательно,
своими высоковольтными выводами подключены к первичным (вентильным)
обмоткам сериесного трансформатора Т2, соединенным в треугольник. Так,
выводы тиристорных ключей фазы А подключены к выводам А1 – Х1
первичной обмотки сериесного трансформатора Т2 фазы А, выводы
тиристорных ключей фазы В подключены к выводам B1 – Y1 первичной
обмотки сериесного трансформатора Т2 фазы А, выводы тиристорных
ключей фазы С подключены к выводам C1 – Z1 первичной обмотки
сериесного трансформатора Т2 фазы С. Вторичные (сетевые) обмотки
каждой фазы сериесного трансформатора Т2 включены в рассечки линий
соответствующих
трансформации
следующие
фаз
электропередачи.
сериесного
условия.
При
трансформатора
Во-первых,
при
выборе
Т2
коэффициента
следует
выбранном
учитывать
коэффициенте
трансформации для номинального и максимального тока нагрузки линий
электропередачи не потребуется параллельное соединение тиристоров в
высоковольтных
тиристорных
ключах
коммутатора.
Во-вторых,
при
вольтoдобавочном напряжении, которое должно обеспечиваться ФПУ при
максимальном
угле
фазового
сдвига,
уровни
напряжений
мостов
тиристорных ключей коммутатора UT должны получаться такими, для
которых на предприятии – изготовителе полупроводниковых приборов, в
данном случае ОАО «Электровыпрямитель», уже освоено производство
преобразователей
(и
соответственно
коммутаторов)
такого
класса
напряжений.
Способ поперечного регулирования напряжения ФПУ может быть
реализован только при углах фазового сдвига не более 18 о эл. Поэтому при
углах фазового сдвига более 18 о эл. следует применять способ продольно –
поперечного регулирования выходного напряжения ФПУ.
170
П1.2. ФПУ, реализующее продольно – поперечное регулирование
выходного напряжения. Вариант 1.
Одной из
схем
ФПУ,
реализующей продольно
–
поперечное
регулирование выходного напряжения, разработанной в ОАО «ЭНИН»,
является схема ФПУ с раздельным формированием поперечной и продольной
составляющих выходного напряжения [20]. Функциональная схема ФПУ с
раздельным формированием поперечной и продольной составляющих
выходного напряжения представлена на рисунке П1.2.
Первичные (сетевые) фазные обмотки шунтового трансформатора
ФПУ Т1, соединенные в звезду, подключены к линиям 220 кВ трехфазной
сети на передающем конце электропередачи. Вторичные (вентильные)
фазные обмотки шунтового трансформатора Т1 имеют по шесть отдельных
секций. Каждая секция вторичной обмотки шунтового трансформатора Т1
включена на входные выводы определенного моста тиристорных ключей
соответствующей фазы коммутатора UT. Таким образом, каждая фаза ФПУ
имеет 6 секций вторичной обмотки шунтового трансформатора Т1 и 6 мостов
тиристорных ключей коммутатора UT.
Первичные обмотки шунтового трансформатора Т1 выполняются на
напряжение класса 220 кВ. Соотношение числа витков первых четырех
секций вторичной обмотки составляет 3 : 1, что позволяет с помощью
управления мостами тиристорных ключей получить четыре сочетания
поперечных
составляющих
выходных
напряжений,
которые
могут
соответствовать ступеням регулирования угла фазового сдвига в 5 или 10 о эл.
Поскольку для угла фазового сдвига, равного 5 и 10
о
эл., не требуется
продольная составляющая напряжения, то соотношение числа витков пятой и
шестой секций вторичной обмотки принято равным 2 : 1, что позволяет
получить три сочетания продольной составляющей и, соответственно, углы
фазового сдвига в 10, 15 и 20 о эл. или 20, 30 и 40 о эл.
продольной составляющих выходного напряжения
Рисунок .П1.2. Функциональная схема ФПУ с раздельным формированием поперечной и
171
172
Выходные выводы мостовых схем тиристорных ключей коммутатора
UT всех секций вторичной обмотки фазы трансформатора Т1 соединены
определенным образом и подключены к первичной (вентильной) обмотке
соответствующей фазы сериесного трансформатора Т2. Для получения
необходимых значений вольтoдобавочного напряжения при формировании
углов сдвига фаз в 5, 10,15 и 20 эл. град. или 10, 20, 30 и 40 эл. град. мосты
тиристорных ключей должны быть соединены определенным образом. При
этом напряжение первичной обмотки фазы В сериесного трансформатора Т2
формируется последовательным соединением мостов тиристорных ключей
МТК1-С и МТК2-С фазы С, МТК3-А и МТК4-А фазы А и МТК5-В и МТК6В фазы В. Аналогично формируются напряжения первичных обмоток фаз А
и С сериесного трансформатора Т2. Так напряжение первичной обмотки
фазы А формируется последовательным соединением мостов тиристорных
ключей МТК1-В и МТК2-В фазы В, МТК3-С и МТК4-С фазы С и МТК5-А и
МТК6-А фазы А. Напряжение первичной обмотки фазы С сериесного
трансформатора Т2 формируется последовательным соединением мостов
тиристорных ключей МТК1-А, МТК2-А фазы А, МТК3-В, МТК4-В фазы В и
МТК5-С и МТК6-С фазы С.
При выборе коэффициента трансформации сериесного трансформатора
Т2 следует учитывать следующие условия.
Во – первых, при выбранном коэффициенте трансформации для
номинального тока нагрузки линий не потребуется параллельное соединение
тиристоров в ключах коммутатора.
Во-вторых, при вольтoдобавочном напряжении, которое должно
обеспечиваться ФПУ при максимальном угле фазового сдвига, уровни
напряжений мостов тиристорных ключей схемы коммутатора получаются
такими, для которых на предполагаемом предприятии – изготовителе уже
освоено производство тиристорных коммутаторов.
173
Приложение 2. Характеристики рассматриваемого ФПУ
П2.1. Параметры ЛЭП 220 кВ от ФПУ до ПС 220 кВ Татарская.
Удельные параметры прямой последовательности.
АС-240/32: r0 = 0,1180 Ом/км;
x0 = 0,435 Ом/км;
АС- 300/39 : r0 = 0,0960 Ом/км; x0 = 0,429 Ом/км.
Удельные параметры нулевой последовательности.
АС-240/32: r0 = 0,2680 Ом/км;
x0 = 1,305 Ом/км;
АС- 300/39 : r0 = 0,2460 Ом/км; x0 = 1,287 Ом/км.
Длина ЛЭП и марка провода.
АС – 300
30,83 км;
АС – 240
99,3 км.
Длительно допустимый ток нагрузки провода марки АС-240 равен 610 А при
температуре воздуха 25 ОС.
Длительно допустимый ток нагрузки провода марки АС-300 равен 690 А при
температуре воздуха 25 ОС.
П2.2. Параметры ФПУ
П2.2.1. Параметры шунтового трансформатора
Группа соединений обмоток:
Y-1111
Номинальная мощность трансформатора:
104МВА
Номинальное фазное напряжение первичной обмотки:
127 кВ
Номинальное напряжение вторичной обмотки:
22,05 кВ
Параметры секций вторичной обмотки представлены в таблице П1.
Таблица П2.1. Параметры фазоповоротного устройства
Обмотка
U2ном., кВ
Uкз,%
Sном, кВА
X1, Ом
X2, Ом
1
2
3
4
1,47
2,94
5,88
11,76
4,419
5,990
6,588
12,099
2310
4620
9240
18480
316,5244
211,2172
114,2287
104,4492
0,04
0,11
0,24
0,912
174
Ток холостого хода Iхх:
0,2%
Мощность потерь холостого хода Pxx:
120 кВт
U2ном –действующее значение номинального напряжение на
соответствующей секции вторичной обмотки трансформатора, кВ.
Uкз - напряжение короткого замыкания в процентах от номинального
напряжения первичной обмотки трансформатора (127кВ), %.
Sном – номинальная полная мощность секции вторичной обмотки
трансформатора, кВА.
X1 – индуктивное сопротивление короткого замыкания, приведенное к
первичной обмотке, Ом.
X2 – индуктивное сопротивление короткого замыкания, приведенное к
вторичной обмотке, Ом.
Ixx - ток холостого хода при номинальном напряжении на первичной обмотке
в процентах от номинального тока первичной обмотки шунтового
трансформатора (273,48А), %.
П2.2.2. Параметры сериесного трансформатора
Группа соединений обмоток:
Δ-111
Номинальная мощность трансформатора:
104МВА
Проходная мощность трансформатора:
300МВА
Номинальное напряжение сетевой обмотки:
44,1кВ (2 х 22,05кВ)
Фазное напряжение вентильной обмотки:
22,05кВ
Коэффициент трансформации
2
Uкз,% приведенное к мощности 104МВА:
11,9%
Xтр Сопротивление, приведенное к
напряжению линии 220 кВ:
6,727Ом
Ток холостого хода Iхх:
0,65%
Мощность потерь холостого хода Pxx:
102кВт
175
П2.2.3. Реакторы, ограничивающие ударные токи внешнего короткого
замыкания (XLW4)
Индуктивность 4,8 мГн;
Сопротивление 1,5 Ом.
П2.2.4. Реакторы, ограничивающие ударные токи внутреннего
короткого замыкания
Таблица П2.2 Эквивалентные сопротивления ФПУ.
Обмотка
1
2
3
4
Индуктивность
218 мкГн
355 мкГн
640 мкГн
0
Сопротивление
0,068 Ом
0,111 Ом
0,201 Ом
0
П2.2.5. Параметры схемы замещения.
Согласно
[39],
[40],
двухобмоточный
трансформатор
можно
представить, как показано на рисунке П1.1.
Рисунок П1.1. Схема замещения трансформатора, где
Х1, Х2 – эквивалентные сопротивления первичной и вторичной обмоток
трансформатора соответственно;
Хu0 – эквивалентное сопротивление намагничивания.
Параметры сопротивления намагничивания определяются исходя из
опытов холостого хода трансформатора. Параметры обмоток Х1 и Х2 – из
опытов короткого замыкания.
176
Сопротивление Хu0 рассчитывается по выражению
X 0 
U0
,
I0
(П1.1)
где U0, I0 – напряжение и ток опыта холостого хода.
Сопротивление трансформатора Х1 + Х2 определяется по выражению
2
U
U
U
U
X 1  X 2  кз * ном  кз * ном ,
100 I ном
100
S
(П1.2)
где Uкз – напряжение короткого замыкания;
Uном – номинальное напряжение первичной обмотки;
S – мощность трансформатора к которой приведено Uкз;
Iном –
номинальный ток,
протекающий в первичной обмотке
трансформатора.
Поскольку
вторичные
обмотки
шунтового
трансформатора
соединяются последовательно друг с другом, его следует замещать
двухобмоточным трансформатором. При этом, учитывая взаимное влияние
вторичных обмоток, расчёты необходимо проводить для каждой ступени
регулирования.
Учитывая то, что мосты в каждой фазе ВТК соединены друг с другом
последовательно, а фазы соединены в звезду, примем, что вторичные
обмотки шунтового трансформатора соединены в звезду.
Поскольку при внутреннем коротком замыкании между вентильной
обмоткой сериесного трансформатора и ВТК ток (вектор тока), протекающий
через сериесный трансформатор будет направлен к месту КЗ, то,
протекающий через шунтовой трансформатор, также будет направлен в
сторону КЗ.
Сериесный трансформатор.
Используя Т-образную схему замещения (рисунок П1.1), рассчитаем
сопротивления сериесного трансформатора по выражению (П1.2) при
коротком замыкании его вторичных обмоток.
177
2
X сер 
U кз U ном
U
U
*
 кз * ном
100
S
100 I ном
(П1.3)
Согласно [39], [40] принимаем, что мощности обоих сетевых
полуобмоток равны, и сопротивление вторичной обмотки сериесного
трансформатора учтено в сопротивлении сетевой обмотки X1c  X 2 c 
X сер
2
, при
этом Хс1 – эквивалентное сопротивление первой половины сетевой обмотки
сериесного трансформатора; Хс2 – эквивалентное сопротивление второй
половины сетевой обмотки сериесного трансформатора.
Шунтовой трансформатор.
Учитывая то, что ток, протекающий через шунтовой трансформатор от
сериесного трансформатора в нормальном режиме, протекает по всем его
вторичным обмоткам, участвующим в формировании ступени, можно
составить
схему
его
замещения,
аналогично
двухобмоточному
трансформатору.
Однако для расчётов эквивалентного сопротивления необходимо
проводить опыты короткого замыкания шунтового трансформатора для
каждой ступени. Это позволит учитывать взаимное влияние вторичных
обмоток многообмоточного трансформатора друг на друга Результаты
расчёта представлены в таблице П2. Сопротивления отрицательных ступеней
регулирования идентичны сопротивлениям положительных ступеней
Параметры эквивалентных сопротивлений шунтового трансформатора
Таблица П2.3 Эквивалентные сопротивления шунтового
трансформатора и его токоограничивающих реакторов.
Ступень
±1
±2
±3
±4
±5
Х1, Ом
316,5244
211,2172
215,017
114,2287
107,9538
Х2, Ом
0.04
0.11
0.25
0.24
0.36
ХLW1-3, Ом
0,068
0,11147
0,17947
0,2
0,268
178
Ступень
±6
±7
±8
±9
±10
±11
±12
±13
±14
±15
Х1, Ом
110,407
114,5093
104,4492
82,92932
70,33791
64,4229
64,47764
58,29117
55,67361
54,30819
Х2, Ом
0,531
0,745
0,912
0,908
0,952
1,048
1,262
1,331
1,474
1,644
ХLW1-3, Ом
0,31147
0,37947
0
0,068
0,11147
0,17947
0,2
0,268
0,31147
0,37947
X1 – индуктивное сопротивление короткого замыкания, приведенное к
первичной обмотке, Ом.
X2 – индуктивное сопротивление короткого замыкания, приведенное к
вторичной обмотке, Ом.
Ixx - ток холостого хода при номинальном напряжении на первичной
обмотке в процентах от номинального тока первичной обмотки шунтового
трансформатора (273,48А), %.
XLW1-3 – сопротивления токоограничивающих реакторов,
установленных последовательно с первыми тремя вторичными обмотками
шунтового трансформатора.
Однолинейная функциональная схема ФПУ, установленная на ПС
«Восход» показана на рисунке П1.2.
179
Рисунок П1.2. Однолинейная функциональная схема ФПУ,
установленная на ПС «Восход»
Тип используемых тиристоров: Т293-2500-52-71.
180
Приложение 3. Примеры расчёта дифференциальных защит
зон №2 – 4
П3.1. Расчет
и
выбор
параметров
срабатывания
дифференциальной токовой защиты в зоне охвата сетевой обмотки
сериесного трансформатора (№4).
Расчётный
ток
небаланса,
определяемый
для
режима,
соответствующего началу торможения:
Iнб.расч* = (kпер·kодн·ε + ΔUрег + fвыр)·Iрасч* =
= (1,0·1,0·0,1 + 0,0 + 0,03)·1 = 0,13,
где
kпер = 1,0 – коэффициент,
учитывающий
переходный
режим
(наличие апериодической составляющей тока);
ε = 0,1 – относительное
значение
полной
погрешности
трансформаторов тока, соответствующее установившемуся режиму КЗ или
качаний;
∆Uрег = 0,0 – погрешность, обусловленная регулированием напряжения
под нагрузкой на сторонах защищаемого трансформатора и принимается
равной половине используемого диапазона регулирования;
fвыр = 0,03 – погрешность выравнивания токов плеч в терминале
защиты;
Iрасч* = 1 − относительный ток, равный базисному.
Тогда ток срабатывания дифференциальной защиты выбирается по
выражению (3.3)
Iс.з.расч = kотсIнб.расч*=1,3*0,13=0,17,
где
kотс = 1,3 – коэффициент
отстройки,
расчета и необходимый запас;
Расчёт торможения второго участка.
учитывающий
ошибки
181
Максимальный расчетный ток (в относительных единицах), равный
току, проходящему через защищаемую зону при расчетном внешнем
трехфазном металлическом КЗ на стороне, где рассматривается повреждение:
(3)
Iторм.расч* = I K3макс*
= 7057 / 786,1 = 8,98.
Тогда ток небаланса 2-го тормозного участка, рассчитываемый по
выражению (3.4) равен
Iнб.расч* = (kпер·ε + ΔUрег + fвыр)*Iторм.расч* =
= (2,0·0,1 + 0,0 + 0,03)*8,98 = 2,07
Расчётное значение тока срабатывания защиты в относительных
единицах, рассчитанное по выражению (3.3) равно
Iс.з,расч* = kотс·Iнб,расч* = 1,3 · 2,07 = 2,69 − относительный
расчетный
дифференциальный ток срабатывания при расчетном внешнем КЗ;
kотс = 1,3 – коэффициент отстройки;
Iс.з.мин* = 0,2 – начальный ток срабатывания дифференциальной защиты
в относительных единицах;
Коэффициент торможения второго участка по выражению (3.9) равен
K торм2 
где
I с.з. расч*  I с.з.мин*
I торм.расч*  I торм2*
Iторм2* = 1,0 – начальный

2,69  0,2
 0,31 ,
8,98  1,0
тормозной
ток
второго
участка
в
относительных единицах.
Расчёт торможения третьего участка.
Тормозной ток Iторм.расч* в расчетном режиме принимается равным
коэффициенту приведенной предельной кратности при реальной нагрузке
k’10, который допустимо принять равным 20.
Iнб.расч* = (kпер·ε + ΔUрег + fвыр)·Iторм.расч* = (4,0·0,1 + 0,0 + 0,03) · 20 = 8,6 –
расчетный ток небаланса в относительных единицах при kпер = 4,0;
Тогда
Iс.з,расч* = kотс·Iнб,расч* = 1,3 · 8,6 = 11,18 − относительный
расчетный дифференциальный ток срабатывания при расчетном внешнем КЗ;
kотс = 1,3 – коэффициент отстройки.
182
Начальный тормозной ток третьего участка в относительных единицах
Iторм3* принимается равным Iторм3* = 3,0.
Тогда относительный расчетный ток срабатывания дифференциальной
зашиты торможения третьего участка при начале
Iс.з.торм2* = 0,2 + 0,31·(3,0 – 1,0) = 0,82.
Коэффициент торможения третьего участка по выражению (3.11) равен
K торм3 
I с.з.расч *  I с.з.торм2 *
I торм.расч *  I торм3*

11,18  0,82
 0,609 .
20  3,0
Проверка чувствительности ДТЗ
В качестве расчетного значения используется минимальный ток КЗ на
входе ФПУ при подпитке со стороны ЛЭП, равный 1002 А или в
относительных единицах – Iдиф,расч* = 1002 / 786,1 = 1,274 о.е. При этом на
тормозной характеристике наносится точка с координатами (1,274; 1,274).
Расчет коэффициента чувствительности дает значение
Kч 
Полученный
I с.з.расч *
I с.з. тт.х*
коэффициент

1, 274
 5,79  2,0 .
0, 22
чувствительности
токовой защиты зоны 1 удовлетворяет требованиям [24].
дифференциальной
183
П3.2. Расчет
и
дифференциальной
выбор
токовой
параметров
защиты
в
зоне
срабатывания
охвата
шунтового
трансформатора (№2)
Расчётный
ток
небаланса,
определяемый
для
режима,
соответствующего началу торможения:
Iнб.расч* = (kпер·kодн·ε + ΔUрег + fвыр)·Iрасч* =
= (1,0·1,0·0,1 + 0,0 + 0,03)·1 = 0,13,
где
kпер = 1,0 – коэффициент,
учитывающий
переходный
режим
(наличие апериодической составляющей тока);
ε = 0,1 – относительное
значение
полной
погрешности
трансформаторов тока, соответствующее установившемуся режиму КЗ или
качаний;
∆Uрег = 0,0 – погрешность, обусловленная регулированием напряжения
под нагрузкой на сторонах защищаемого трансформатора и принимается
равной половине используемого диапазона регулирования;
fвыр = 0,03 – погрешность выравнивания токов плеч в терминале
защиты;
Iрасч* = 1 − относительный ток, равный базисному.
Тогда ток срабатывания дифференциальной защиты выбирается по
выражению (3.3)
Iс.з.расч = kотсIнб.расч*=1,3*0,13=0,17,
где
kотс = 1,3 – коэффициент
отстройки,
учитывающий
ошибки
расчета и необходимый запас;
Расчёт торможения второго участка.
Максимальный расчетный ток (в относительных единицах), равный
току, проходящему через защищаемую зону при расчетном внешнем
трехфазном металлическом КЗ на стороне, где рассматривается повреждение:
Iторм.расч* = I(3)КЗмакс*= 2*7057 / 1572,2 = 8,98.
184
Тогда ток небаланса 2-го тормозного участка, рассчитываемый по
выражению (3.4) равен
Iнб.расч* = (kпер·ε + ΔUрег + fвыр)*Iторм.расч* =
= (2,0·0,1 + 0,0 + 0,03)*8,98 = 2,07
Расчётное значение тока срабатывания защиты в относительных
единицах, рассчитанное по выражению (3.3) равно
Iс.з,расч* = kотс·Iнб,расч* = 1,3 · 2,07 = 2,69 − относительный
расчетный
дифференциальный ток срабатывания при расчетном внешнем КЗ;
kотс = 1,3 – коэффициент отстройки;
Iс.з.мин* = 0,2 – начальный ток срабатывания дифференциальной защиты
в относительных единицах;
Коэффициент торможения второго участка по выражению (3.9) равен
K торм2 
где
I с.з. расч*  I с.з.мин*
I торм.расч*  I торм2*
Iторм2* = 1,0 – начальный

2,69  0,2
 0,31 ,
8,98  1,0
тормозной
ток
второго
участка
в
относительных единицах.
Расчёт торможения третьего участка.
Тормозной ток Iторм.расч* в расчетном режиме принимается равным
коэффициенту приведенной предельной кратности при реальной нагрузке
k’10, который допустимо принять равным 20.
Iнб.расч* = (kпер·ε + ΔUрег + fвыр)·Iторм.расч* = (4,0·0,1 + 0,0 + 0,03) · 20 = 8,6 –
расчетный ток небаланса в относительных единицах при kпер = 4,0;
Тогда
Iс.з,расч* = kотс·Iнб,расч* = 1,3 · 8,6 = 11,18 − относительный
расчетный дифференциальный ток срабатывания при расчетном внешнем КЗ;
kотс = 1,3 – коэффициент отстройки.
Начальный тормозной ток третьего участка в относительных единицах
Iторм3* принимается равным Iторм3* = 3,0.
Тогда относительный расчетный ток срабатывания дифференциальной
зашиты торможения третьего участка при начале
Iс.з.торм2* = 0,2 + 0,31·(3,0 – 1,0) = 0,82.
185
Коэффициент торможения третьего участка по выражению (3.11) равен
K торм3 
I с.з. расч*  I с.з.торм2 *
I торм.расч*  I торм3*

11,18  0,82
 0,609 .
20  3,0
Проверка чувствительности ДТЗ
В качестве расчетного значения используется минимальный ток
стороны ВН при КЗ на обмотке НН1 шунтового трансформатора при
подпитке со стороны ЛЭП в режиме холостого хода, равный 161 А, или в
относительных единицах – Iдиф,расч* = 161 / 273 = 0,59 о.е. При этом на
тормозной характеристике наносится точка с координатами (0,59; 0,59).
Расчет коэффициента чувствительности дает значение
Kч 
Полученный
I с.з.расч *
I с.з. тт.х*
коэффициент

0,59
 2,95  2,0 .
0, 2
чувствительности
токовой защиты зоны 1 удовлетворяет требованиям [24].
дифференциальной
186
П3.3. Расчет
и
выбор
параметров
срабатывания
дифференциальной токовой защиты в зоне охвата ВТК (№3)
Расчётный
ток
небаланса,
определяемый
для
режима,
соответствующего началу торможения:
Iнб.расч* = (kпер·kодн·ε + ΔUрег + fвыр)·Iрасч* =
= (1,0·1,0·0,1 + 0,0 + 0,03)·1 = 0,13,
где
kпер = 1,0 – коэффициент,
учитывающий
переходный
режим
(наличие апериодической составляющей тока);
ε = 0,1 – относительное
значение
полной
погрешности
трансформаторов тока, соответствующее установившемуся режиму КЗ или
качаний;
∆Uрег = 0,0 – погрешность, обусловленная регулированием напряжения
под нагрузкой на сторонах защищаемого трансформатора и принимается
равной половине используемого диапазона регулирования;
fвыр = 0,03 – погрешность выравнивания токов плеч в терминале
защиты;
Iрасч* = 1 − относительный ток, равный базисному.
Тогда ток срабатывания дифференциальной защиты выбирается по
выражению (3.3)
Iс.з.расч = kотсIнб.расч*=1,3*0,13=0,17,
где
kотс = 1,3 – коэффициент
отстройки,
учитывающий
ошибки
расчета и необходимый запас;
Расчёт торможения второго участка.
Максимальный расчетный ток (в относительных единицах), равный
току, проходящему через защищаемую зону при расчетном внешнем
трехфазном металлическом КЗ на стороне, где рассматривается повреждение:
Iторм.расч* = I(3)КЗмакс*= 2*7057 / 1572,2 = 8,98.
Тогда ток небаланса 2-го тормозного участка, рассчитываемый по
выражению (3.4) равен
Iнб.расч* = (kпер·ε + ΔUрег + fвыр)*Iторм.расч* =
187
= (2,0·0,1 + 0,0 + 0,03)*8,98 = 2,07
Расчётное значение тока срабатывания защиты в относительных
единицах, рассчитанное по выражениям (3.3) равно:
Iс.з,расч* = kотс·Iнб,расч* = 1,3 · 2,07 = 2,69 − относительный
расчетный
дифференциальный ток срабатывания при расчетном внешнем КЗ;
kотс = 1,3 – коэффициент отстройки;
Iс.з.мин* = 0,2 – начальный ток срабатывания дифференциальной защиты
в относительных единицах;
Коэффициент торможения второго участка по выражению (3.9) равен
K торм2 
где
I с.з. расч*  I с.з.мин*
I торм.расч*  I торм2*
Iторм2* = 1,0 – начальный

2,69  0,2
 0,31 ,
8,98  1,0
тормозной
ток
второго
участка
в
относительных единицах.
Расчёт торможения третьего участка.
Тормозной ток Iторм.расч* в расчетном режиме принимается равным
коэффициенту приведенной предельной кратности при реальной нагрузке
k’10, который допустимо принять равным 20.
Iнб.расч* = (kпер·ε + ΔUрег + fвыр)·Iторм.расч* = (4,0·0,1 + 0,0 + 0,03) · 20 = 8,6 –
расчетный ток небаланса в относительных единицах при kпер = 4,0;
Тогда
Iс.з,расч* = kотс·Iнб,расч* = 1,3 · 8,6 = 11,18 − относительный
расчетный дифференциальный ток срабатывания при расчетном внешнем КЗ;
kотс = 1,3 – коэффициент отстройки.
Начальный тормозной ток третьего участка в относительных единицах
Iторм3* принимается равным Iторм3* = 3,0.
Тогда относительный расчетный ток срабатывания дифференциальной
зашиты торможения третьего участка при начале
Iс.з.торм2* = 0,2 + 0,31·(3,0 – 1,0) = 0,82.
Коэффициент торможения третьего участка по выражению (3.11) равен
K торм3 
I с.з.расч *  I с.з.торм2 *
I торм.расч *  I торм3*

11,18  0,82
 0,609 .
20  3,0
188
Проверка чувствительности ДТЗ
В качестве расчетного значения используется минимальный ток
междуфазного КЗ на выводах тиристорного коммутатора в линию стороны
НН при работе ФПУ на ненулевой ступени регулирования, равный 8818 А
или в относительных единицах – Iс.з.,расч* = 8818 / 1572,2 = 5,61 о.е. При этом
на тормозной характеристике наносится точка с координатами (5,61; 5,61).
Расчет коэффициента чувствительности дает значение
Kч 
Полученный
I с.з.расч *
I с.з. тт.х*
коэффициент

5,61
 20,8  2,0 .
0, 27
чувствительности
токовой защиты зоны 1 удовлетворяет требованиям [24].
дифференциальной
189
Приложение 4. Методика выбора параметров срабатывания
контроля исправности токовых цепей
Контроль исправности токовых цепей (КИТЦ) предназначен для
исключения излишнего срабатывания ДТЗ при обрыве или замыкании
вторичных цепей переменного тока в режиме нагрузочных токов.
Предусмотрены быстродействующий и медленнодействующий каналы
модуля КИТЦ ДТЗ. Быстродействующий канал модуля КИТЦ ДТЗ
автоматически вводится в работу при соблюдении в течение 10,0 сек
следующих условий:
-
токи хотя бы двух плеч имеют величину более 10% от
номинального тока трансформатора;
-
тормозной ток не превышает 125% от номинального тока
силового трансформатора;
-
приращения токов плеч не превышают 5% от номинального тока
силового трансформатора;
-
небаланс в цепи дифференциального тока не превышает
параметров срабатывания по начальному дифференциальному току.
Параметры
срабатывания
быстродействующего
органа
контроля
исправности токовых цепей рассчитывается по выражению
dI обрыв  k отс  dU рег ,
где
(П4.1)
kотс = 2–3 – коэффициент отстройки. Рекомендуется kотс принять
равным 3;
dUрег – величина одной ступени регулирования напряжения.
При превышении параметров срабатывания модуль КИТЦ немедленно
действует на сигнал и на загрубление уровня срабатывания по начальному
дифференциальному току до значения Iдзагр, которое отстраивается от
максимального нагрузочного режима в любом из плеч трансформатора
190
I дзагр  k отс  I макс,вн ,
где
(П4.2)
kотс = 1,1–1,3 – коэффициент отстройки;
Iмакс,вн – относительный нагрузочный ток трансформатора со стороны
ВН с учетом регулирования. В случае, если регулирование со стороны ВН
отсутствует, то берется номинальный ток обмотки ВН трансформатора с
учетом возможного его увеличения на 5% (1,05Iном,вн).
В случае, если функция контроля исправности токовых цепей выведена
из работы, то значение параметра срабатывания дифференциального тока в
режиме загрубления Iдзагр следует принимать равным значению параметра
срабатывания начального дифференциального тока срабатывания Iднач.
Медленнодействующий канал модуля КИТЦ ДТЗ, реагирующий на
уровень основной гармоники дифференциального тока, рассчитывается по
выражению
I обрыв  k отс  I нб.расч * ,
где
(П4.3)
kотс = 1,1 – коэффициент отстройки;
Iнб.расч* – расчетный ток небаланса, определяемый по выражению (3.3).
При этом коэффициент переходного режима kпер рекомендуется принимать
равным 1,0; величину Iрасч* следует принимать равной 1,0, относительное
значение полной погрешности трансформаторов тока ε рекомендуется
принимать равной 0,05.
Выдержка времени предназначена для отстройки по времени логики
контроля исправности токовых цепей, действующей на сигнал и блокировку
или загрубление ДТЗ, от режимов, сопровождающихся повышенным током
небаланса, таких как внешние замыкания (с учетом возможных отказов
выключателей, в том числе и сопутствующих) и качания. Выдержка времени
рассчитывается как наибольшее из двух значений
t обрыв  t внеш.макс  t зап ,
(П4.4)
191
t обрыв  t кач.макс  t зап ,
tвнеш, макс – максимально
где
возможное
(П4.5)
время
существования
внешнего КЗ, приводящего к повышенному небалансу в дифференциальном
токе
с
учетом
возможных
отказов
выключателей,
в
том
числе
сопутствующих, мс;
tкач.макс – максимально возможное время качаний, которые могут
вызвать повышенный небаланс в дифференциальном токе, мс;
tзап = 500 – время запаса, мс.
Пример расчёта
Контроль исправности токовых цепей (зона №1)
Поскольку рассчитанное значение параметра срабатывания выходит за
границы диапазона, то параметр срабатывания быстродействующего органа
контроля исправности токовых цепей принимается равной минимальному
значению из диапазона, т.е. 5 %.
При превышении параметра срабатывания модуль КИТЦ немедленно
действует на сигнал и на загрубление уровня срабатывания по начальному
дифференциальному току до порогового значения, которое должно быть
отстроено от максимального нагрузочного режима в любом из плеч
трансформатора
I дзагр  kотс  I нагр*  1, 2 1, 0  1, 2 ,
где kотс = 1,2 – коэффициент отстройки;
Iнагр.* =
1,0 о.е. – максимальный
нагрузочный
относительный
ток
трансформатора со стороны ВН с учетом регулирования.
Медленнодействующий канал модуля КИТЦ ДТЗ реагирует на уровень
основной
гармоники
выражению
дифференциального
тока
и
рассчитывается
по
192
I обрыв  kотс  I нб.расч*  1,1 0,08  0,088 ,
где
kотс = 1,1 – коэффициент отстройки;
Iнб.расч* = (kпер·ε + ΔUрег + fвыр)·Iрасч* = (1,0·0,05 + 0,0 + 0,03)·1,0 = 0,08 –
расчетный ток небаланса, при kпер = 1; ε = 0,05.
Расчет выдержки времени медленнодействующего органа КИТЦ
производится по следующему выражению (время существования качаний
неизвестно)
tобрыв  tвнеш.макс  tзап  2500  500  3000 (мс),
где
tвнеш, макс = 2500 мс – максимально
возможное
время
существования внешнего КЗ, приводящего к повышенному небалансу в
дифференциальном токе с учетом возможных отказов выключателей, в том
числе сопутствующих;
tзап = 500 – время запаса, мс.
Контроль исправности токовых цепей дифференциальной токовой
защиты в зоне охвата шунтового трансформатора (№2)
Поскольку рассчитанное значение параметров срабатывания выходит
за границы диапазона, то параметр срабатывания быстродействующего
органа
контроля
исправности
токовых
цепей
принимается
равной
минимальному значению из диапазона, т.е. 5 %.
При превышении параметра срабатывания модуль КИТЦ немедленно
действует на сигнал и на загрубление уровня срабатывания по начальному
дифференциальному току до значения, которое должно быть отстроено от
максимального нагрузочного режима в любом из плеч трансформатора
I дзагр  kотс  I нагр*  1, 2 1, 0  1, 2 ,
где
kотс = 1,2 – коэффициент отстройки;
193
Iнагр.* = 1,0 о.е. – максимальный нагрузочный относительный ток
трансформатора со стороны ВН с учетом регулирования.
Медленнодействующий канал модуля КИТЦ ДТЗ реагирует на уровень
основной гармоники дифференциального тока и рассчитывается по
выражению
I обрыв  kотс  I нб.расч*  1,1 0,08  0,088 ,
где
kотс = 1,1 – коэффициент отстройки;
Iнб.расч* = (kпер·ε + ΔUрег + fвыр)·Iрасч* = (1,0·0,05 + 0,0 + 0,03)·1,0 = 0,08 –
расчетный ток небаланса, при kпер = 1; ε = 0,05.
Расчет выдержки времени медленнодействующего органа КИТЦ
производится по следующему выражению (время существования качаний
неизвестно)
tобрыв  tвнеш.макс  tзап  2500  500  3000 (мс),
где
tвнеш, макс = 2500 мс – максимально
возможное
время
существования внешнего КЗ, приводящего к повышенному небалансу в
дифференциальном токе с учетом возможных отказов выключателей, в том
числе сопутствующих;
tзап = 500 – время запаса, мс.
Контроль исправности токовых цепей дифференциальной токовой
защиты в зоне охвата ВТК (№3)
Поскольку рассчитанное значение параметра срабатывания выходит за
границы диапазона, то параметр срабатывания быстродействующего органа
контроля исправности токовых цепей принимается равной минимальному
значению из диапазона, т.е. 5 %.
194
При превышении этого параметра модуль КИТЦ немедленно действует
на сигнал и на загрубление уровня срабатывания по начальному
дифференциальному току до значения «Iдзагр», которое должно быть
отстроено от максимального нагрузочного режима в любом из плеч
трансформатора
I дзагр  kотс  I нагр*  1, 2 1, 0  1, 2 ,
где
kотс = 1,2 – коэффициент отстройки;
Iнагр.* = 1,0 о.е. – максимальный нагрузочный относительный ток
трансформатора со стороны ВН с учетом регулирования.
Медленнодействующий канал модуля КИТЦ ДТЗ реагирует на уровень
основной гармоники дифференциального тока и рассчитывается по
выражению
I обрыв  kотс  I нб.расч*  1,1 0,08  0,088 ,
где
kотс = 1,1 – коэффициент отстройки;
Iнб.расч* = (kпер·ε + ΔUрег + fвыр)·Iрасч* = (1,0·0,05 + 0,0 + 0,03)·1,0 = 0,08 –
расчетный ток небаланса, при kпер = 1; ε = 0,05.
Расчет выдержки времени медленнодействующего органа КИТЦ
производится по следующему выражению (время существования качаний
неизвестно):
tобрыв  tвнеш.макс  tзап  2500  500  3000 (мс),
где
tвнеш, макс = 2500 мс – максимально
возможное
время
существования внешнего КЗ, приводящего к повышенному небалансу в
дифференциальном токе с учетом возможных отказов выключателей, в том
числе сопутствующих;
tзап = 500 – время запаса, мс.
195
Контроль исправности токовых цепей дифференциальной токовой
защиты в зоне охвата сетевой обмотки сериесного трансформатора (№4)
Поскольку рассчитанное значение параметра срабатывания выходит за
границы диапазона, то параметр срабатывания быстродействующего органа
контроля исправности токовых цепей принимается равной минимальному
значению из диапазона, т.е. 5 %.
При превышении параметра срабатывания модуль КИТЦ немедленно
действует на сигнал и на загрубление уровня срабатывания по начальному
дифференциальному току до значения «Iдзагр», которое должно быть
отстроено от максимального нагрузочного режима в любом из плеч
трансформатора
I дзагр  kотс  I нагр*  1, 2 1, 0  1, 2 ,
где
kотс = 1,2 – коэффициент отстройки;
Iнагр.* = 1,0 о.е. – максимальный нагрузочный относительный ток
трансформатора со стороны ВН с учетом регулирования.
Медленнодействующий канал модуля КИТЦ ДТЗ реагирует на уровень
основной гармоники дифференциального тока и рассчитывается по
выражению
I обрыв  kотс  I нб.расч*  1,1 0,08  0,088 ,
где
kотс = 1,1 – коэффициент отстройки;
Iнб.расч* = (kпер·ε + ΔUрег + fвыр)·Iрасч* = (1,0·0,05 + 0,0 + 0,03)·1,0 = 0,08 –
расчетный ток небаланса, при kпер = 1; ε = 0,05.
Расчет выдержки времени медленнодействующего органа КИТЦ
производится по следующему выражению (время существования качаний
неизвестно)
tобрыв  tвнеш.макс  tзап  2500  500  3000 (мс),
196
где
tвнеш, макс = 2500 мс – максимально
возможное
время
существования внешнего КЗ, приводящего к повышенному небалансу в
дифференциальном токе с учетом возможных отказов выключателей, в том
числе сопутствующих;
tзап = 500 – время запаса, мс.
197
Приложение 5. Методика выбора параметров срабатывания ДЗ и
ТЗНП.
П5.1. Дистанционная защита
П5.1.1 Методика выбора параметров срабатывания первой ступени ДЗ
Первичное сопротивление срабатывания первой ступени выбирается по
условию отстройки от коротких замыканий на выходных выводах ФПУ
Z с.зI 
Z ФПУ
13

 11,3 Ом,
1     1  0,05  0,1
где
ZФПУ = 13 – полное сопротивление фазоповоротного устройства;
(П5.1)
β = 0,05 – коэффициенты погрешности трансформаторов тока и
трансформаторов напряжения и релейной аппаратуры;
δ = 0,1 – коэффициент погрешности, вызванной неточностью
расчета первичных электрических величин.
Если сопротивление срабатывания в терминале защиты задается во
вторичных величинах, то пересчет производится по выражению
Z сраб  Z с.з 
U ном, втор
U ном

I ном
I ном, втор
 11,3 
100 1000

 5,13 Ом,
220000 1
(П5.2)
Угол максимальной чувствительности
Угол максимальной чувствительности принимается равным углу
фазоповоротного устройства 89,6 градусов.
Активное переходное сопротивление
Активное
максимально
сопротивление
возможному
срабатывания
переходному
принимается
сопротивлению,
равным
которое
рассчитывается по выражению
RfI уст  1050
lд
I кз.мин
 1050
15
 2,8 Ом,
5453
(П5.3)
198
где
lд = m·D = 5·3 = 15 – длина дуги КЗ с учетом ее раздувания во
время действия защиты;
m = 5 – коэффициент, учитывающий увеличение дуги во время
действия ветра;
D = 3 м – расстояние между изоляторами ФПУ;
Iкз.мин = 5453 А – минимальный ток короткого замыкания в конце
защищаемого объекта (двухфазное КЗ в узле 256).
Если сопротивление срабатывания в терминале защиты задается во
вторичных величинах, то пересчет производится по выражению
Rсраб  Rс.з 
U ном, втор
U ном

I ном
I ном, втор
 2,8 
100 1000

 1,2 Ом
220000 1
(П5.4)
Угол отстройки от внешних КЗ
Угол отстройки от внешних КЗ первой ступени рекомендуется
принимать равным 15 градусов.
Выдержка времени
Выдержку времени первой ступени рекомендуется принимать равной
минимально возможному значению (например, 15 мс).
П5.1.2. Методика выбора параметров срабатывания второй ступени ДЗ
Первичное сопротивление срабатывания второй ступени выбирается из
условия согласования с первой ступенью защиты смежной линии ФПУТатарская 220 кВ
1 I
Z с.з.см 13  1  0,1  51,5
k ток
1

 51,6 Ом,
1   
1  0,05  0,1
Z ФПУ 
Z с.зII 
где
(П5.5)
ZФПУ = 13 Ом – полное сопротивление ФПУ;
α = 0,1 – коэффициенты погрешности трансформаторов тока и
трансформаторов напряжения и релейной аппаратуры;
199
I
Z с.з.см

Zл
59,2

 51,5 Ом
1     1  0,05  0,1
– рассчитанное
в
п. П5.1.1 сопротивление срабатывания первой ступени смежной линии ФПУТатарская;
kток = 1 – коэффициент токораспределения, равный отношению
тока в защите к току в смежной линии, с защитой которой производится
согласование, при КЗ в конце смежной линии.
Проверка
чувствительности
второй
ступени
производится
при
металлическом КЗ в конце защищаемого участка по выражению
Z с.зII
51,6
kч 

 3,9  1,25,
Z ФПУ
13
где
(П5.6)
ZФПУ = 13 Ом – полное сопротивление ФПУ.
Если сопротивление срабатывания в терминале защиты задается во
вторичных величинах, то пересчет производится аналогично описанному в
пункте П5.1.1 по выражению (П5.2).
Угол максимальной чувствительности
Угол максимальной чувствительности принимается равным углу
фазоповоротного устройства 89,6 градусов.
Активное переходное сопротивление
Активное
максимально
сопротивление
возможному
срабатывания
переходному
принимается
сопротивлению,
равным
которое
рассчитывается аналогично первой ступени по выражению (П5.3)
RfIIуст  1050
где
lд
I кз.мин
 1050 
15
 14,4 Ом,
1094
lд = m·D = 5·3 = 15 – длина дуги КЗ с учетом ее раздувания во
время действия защиты;
200
m = 5 – коэффициент, учитывающий увеличение дуги во время
действия ветра;
D = 3 м – расстояние между изоляторами;
Iкз.мин = 1094 А – минимальный ток короткого замыкания в конце
смежного объекта (ВЛ 220 кВ ФПУ-Татарская).
Если сопротивление срабатывания в терминале защиты задается во
вторичных величинах, то пересчет производится аналогично описанному в
пункте П5.1.1 по выражению (П5.4).
Rсраб  Rс.з 
U ном, втор
U ном

I ном
I ном,втор
 14, 4 
100 1000

 6,5 Ом
220000 1
Угол отстройки от внешних КЗ
Угол отстройки от внешних КЗ второй ступени рекомендуется
принимать равным 0 градусов.
Выдержка времени
Выдержку времени второй ступени рекомендуется выбирать по
условию согласования с временем действия первой ступени ДЗ смежной
линии ВЛ 220 кВ ФПУ-Татарская.
II
t с.з
 t с.з.согл  t  20  500  520 мс,
где
tс.з.согл = 20 мс – выдержка времени первой ступени ДЗ смежной
линии, с которой производится согласование (требуется уточнить данное
значение);
Δt = 500 мс – ступень селективности;
П5.1.3. Методика выбора параметров срабатывания третьей ступени ДЗ
Третья ступень выполняет функцию дальнего резервирования и
предназначена для защиты смежных объектов.
Параметр
срабатывания
выбирается
максимального нагрузочного режима
по условию отстройки от
201
Z с.зIII 
где
U мин.раб
3k отс k в I нагр cos м.ч   нагр 

198
 248 Ом,
3  1,2  1,1  690  cos(89,6  30)
(П5.7)
Uмин.раб = 0,9·220 = 198 кВ – минимальное рабочее напряжение;
kотс = 1,2 – коэффициент отстройки;
kв = 1,1 – коэффициент возврата реле сопротивления;
Iнагр = 690 А – первичный
максимальный
ток
нагрузки
(максимальный длительно допустимый ток смежной линии);
м.ч = 89,6 град – угол
максимальной
чувствительности
реле
сопротивления;
нагр = 30 град – угол сопротивления, обусловленный нагрузкой.
Проверка
чувствительности
третьей
ступени
производится
при
металлическом КЗ в конце резервируемого участка
kч 
где
Z с.зIII
Z
Z ФПУ  л.см
k ток

248
 3,4  1,2,
59,2
13 
1
(П5.8)
ZФПУ = 13 Ом – полное сопротивление ФПУ;
Zл.см = 59,2 Ом – сопротивление смежной линии.
Если сопротивление срабатывания в терминале защиты задается во
вторичных величинах, то пересчет производится по выражению (П5.2)
Z сраб  Z с.з 
U ном, втор
U ном

I ном
I ном,втор
 248 
100 1000

 112,7 Ом
220000 1
Угол максимальной чувствительности
Угол максимальной чувствительности принимается равным углу
фазоповоротного устройства 89,6 градусов.
Активное переходное сопротивление
202
Активное
сопротивление
максимально
возможному
срабатывания
переходному
принимается
сопротивлению,
равным
которое
рассчитывается по выражению (П5.3)
RfIIIуст  1050
где
lд
I кз.мин
 1050 
35
 33,6 Ом,
1094
lд = m·D = 5·7 = 35 – длина дуги КЗ с учетом ее раздувания во
время действия защиты;
m = 5 – коэффициент, учитывающий увеличение дуги во время
действия ветра;
D = 7 м – среднегеометрическое расстояние между изоляторами
фаз смежной линии ВЛ 220 кВ;
Iкз.мин = 1094 А – минимальный ток короткого замыкания в конце
смежного объекта (ВЛ 220 кВ ФПУ-Татарская).
Если сопротивление срабатывания в терминале защиты задается во
вторичных величинах, то пересчет производится аналогично описанному в
пункте П5.1.1 по выражению (П5.4)
Rсраб  Rс.з 
U ном,втор
U ном

I ном
I ном,втор
 33,6 
100 1000

 15,3 Ом
220000 1
.
Угол отстройки от внешних КЗ
Угол отстройки от внешних КЗ третьей ступени рекомендуется
принимать равным 0 градусов.
Выдержка времени
Выдержку времени третьей ступени рекомендуется выбирать по
условию
согласования
с
временем
действия
последней,
наиболее
чувствительной ступени ДЗ смежной линии ВЛ 220 кВ ФПУ-Татарская
III
t с.з
 t с.з.согл  t  1500  500  2000 мс ,
203
где
tс.з.согл = 1500 мс – выдержка
времени
последней,
наиболее
чувствительной ступени ДЗ смежной линии, с которой производится
согласование (требуется уточнить данное значение);
Δt = 500 мс – ступень селективности;
П5.2 Токовая защита нулевой последовательности
П5.2.1 Выбор параметров срабатывания первой ступени ТНЗНП
Ток срабатывания первой ступени выбирается по условию отстройки от
утроенного тока нулевой последовательности при замыкании на землю на
выходных выводах ФПУ
I 0I с.з  k отс 3I 0 макс  1,3  5150  6695 А,
где
реле,
kотс = 1,3 – коэффициент отстройки, учитывающий погрешность
ошибки
расчетов,
влияние
апериодической
составляющей
и
необходимый запас;
3I0макс = 5150 А – максимальное
составляющей
утроенного
начального
значение
первичного
периодической
тока
нулевой
последовательности, проходящего в месте установки защиты при замыкании
на землю на выходных выводах ФПУ, А.
Выдержку времени первой ступени ТЗНП рекомендуется принять
равной минимально возможному значению – 20 мс.
П5.2.2 Выбор параметра срабатывания второй ступени ТНЗНП
204
Ток
срабатывания
второй
ступени
выбирается
по следующим
условиям:
 согласование с первой ступенью защиты от замыканий на землю
предыдущей линии
 проверка по условию отстройки от тока небаланса в нулевом
проводе трансформаторов тока
Согласование с первой ступенью защиты от замыканий на землю
предыдущей линии происходит при условии:
I 0IIс.з  k отс k ток I 0 с.з.см  1,1  1 580  638 А,
где
реле,
kотс = 1,1 – коэффициент отстройки, учитывающий погрешность
ошибки
расчетов,
влияние
апериодической
составляющей
и
необходимый запас;
I0с.з.см = kотс·3I0расч = 1,3·446 = 580 А – ток
срабатывания
первой
ступени защиты от замыканий на землю смежной линии ФПУ-Татарская, с
которой производится согласование.
Проверка по условию отстройки от тока небаланса в нулевом проводе
трансформаторов тока
I 0IIс.з  k отс k пер I 0нб  1,25 1,5  705,7  1323 А
где
kотс = 1,25 – коэффициент отстройки, учитывающий погрешность
реле, ошибки расчета и необходимый запас;
kпер = 1–2 – коэффициент,
небаланса в переходном режиме;
учитывающий
увеличение
тока
205
I0нб = kнб·Iрасч = 0,1·7057 = 705,7 А – ток
проводе
трансформаторов
тока
в
небаланса
установившемся
в
нулевом
режиме
при
рассматриваемых внешних КЗ между тремя фазами;
Iрасч = 7057 А – максимальное значение первичного фазного тока,
проходящего в месте установки рассматриваемой защиты при внешнем КЗ
между тремя фазами;
kнб = 0,1 – коэффициент небаланса.
Ток срабатывания принимается равной наибольшему из получившихся
значений – 1323 А.
Чувствительность
реле
тока
второй
ступени
проверяется
при
металлическом однофазном КЗ на землю в конце защищаемого объекта
kч 
где
3I 0 з min 5701

 4,3  1,3,
I 0IIс.з
1323
3I0зmin = 5701 А – минимальное значение утроенного тока нулевой
последовательности при металлическом двухфазном КЗ на землю в конце
защищаемого объекта (на шинах ФПУ);
I 0IIс.з
= 1323 А – первичный ток срабатывания второй ступени
защиты.
Чувствительность второй ступени достаточная.
Выдержка
времени
второй
ступени
выбирается
по
условию
согласования с временем срабатываниям первой ступени от замыканий на
землю смежной линии ФПУ-Татарская
I
,
t с.зII  t с.з,
см  t  20  500  520 мс
где
tIс.з.см = 20 мс- выдержка времени первой ступени ТЗНП смежной
линии ФПУ-Татарская (требуется уточнить данное значение);
Δt = 500 мс - ступень селективности.
206
П5.2.3 Выбор параметра срабатывания третьей ступени ТНЗНП
Ток
срабатывания
третьей
ступени
выбирается
по
условию
согласования с первой ступенью защиты от замыканий на землю
предыдущей линии ФПУ-Татарская
I 0IIIс.з  k отс k ток I 0 с.з.см  1,1  1  580  638 А,
kотс = 1,1 – коэффициент отстройки, учитывающий погрешность
где
реле,
ошибки
расчетов,
влияние
апериодической
составляющей
и
необходимый запас;
I0с.з.см = kотс·3I0расч = 1,3·446 = 580 А – ток срабатывания защиты от
замыканий
на
землю
смежной
линии
ФПУ-Татарская,
с
которой
производится согласование.
Чувствительность реле
тока
третьей ступени проверяется
при
металлическом однофазном КЗ на землю в конце смежного объекта
kч 
где
3I 0з min 1110

 1,7  1,3,
I 0IIIс.з
638
3I0зmin = 1110 А – минимальное значение утроенного тока нулевой
последовательности при металлическом однофазном КЗ в конце смежной
линии;
I 0IIIс.з
= 638 А – первичный ток срабатывания третьей ступени
защиты.
Чувствительность третьей ступени достаточная.
Выдержка
времени
третьей
ступени
выбирается
по
условию
согласования с временем срабатываниям второй ступени от замыканий на
землю смежной линии ФПУ-Татарская
III
II
t с.з
 t с.з,
см  t  520  500  1020 мс
,
207
где
tIIс.з.см = 520 мс - выдержка
времени
второй
ступени
ТЗНП
смежной линии ФПУ-Татарская (требуется уточнить данное значение);
Δt = 500 мс - ступень селективности.
П5.2.4 Выбор параметра срабатывания четвертой ступени ТНЗНП
Четвертая ступень защиты выбирается по условию отстройки от
суммарного тока небаланса в нулевом проводе трансформаторов тока,
протекающего в максимальном нагрузочном режиме
I 0IVс.з 
k отс
I 0нб  3I 0 несим   1,25 (69  20,7)  124,6 А,
kв
0,9
где
kотс = 1,25 – коэффициент отстройки, учитывающий погрешность
реле, ошибки расчета и необходимый запас;
kв = 0,9 – коэффициент возврата;
I0нб = k0нб·Iраб.макс = 0,1·690 = 69 А – первичный ток небаланса в
нулевом проводе трансформаторов тока в рассматриваемом режиме;
Iраб.макс = 690 – ток максимального нагрузочного режима;
k0нб = 0,1 – коэффициент небаланса.
3I0несим  0,03Iраб.макс = 20,7 А – утроенный
ток
нулевой
последовательности, обусловленный несимметрией нагрузки.
Выдержка времени четвертой ступени выбирается по условию
согласования с временем срабатываниям третьей ступени от замыканий на
землю смежной линии ФПУ-Татарская
IV
III
t с.з
 t с.з,
см  t  1500  500  2000 мс
где
,
tIIIс.з.см = 1500 мс- выдержка времени третьей ступени ТЗНП
смежной линии ФПУ-Татарская (требуется уточнить данное значение);
208
Δt = 500 мс - ступень селективности.
П5.2.5 Выбор параметров срабатывания измерительных органов
модуля направленности
Ток срабатывания реле направления мощности
Ток срабатывания токовых реле отстраивается от суммарного тока
небаланса в нагрузочном режиме
3I 0РНМ 
где
kотс
I 0нб  3I 0н.р   1,25  34,5  47,9 А,
kв
0,9
kотс = 1,25 – коэффициент отстройки;
kв = 0,9 – коэффициент возврата реле;
3I0нб = k0нб·Iраб.макс = 0,05·690 = 34,5 А – первичный ток небаланса
в нулевом проводе трансформатора тока в максимальном нагрузочном
режиме;
k0нб = 0,05 – коэффициент небаланса;
3I0н.р  kнс·Iраб.макс = 0 А – ток
обусловленный
несимметрией
нулевой
нормального
последовательности,
режима;
при
отсутствии
несимметрии в системе принимается равным 0;
Iраб.макс = 690 А – максимальный нагрузочный ток защищаемой
линии;
kнс = 0 – коэффициент несимметрии.
Ток срабатывания токовых реле РНМ должен быть согласован с током
срабатывания токовых реле контролируемых ступеней зашиты
3 I 0РНМ  k отс  3I 0 с.з  0,85 124,6  105,9 А ,
где
3I0с.з = 124,6 А – первичный
ток
чувствительной направленной ступени ТНЗНП;
срабатывания
наиболее
209
kотс = 0,85 – коэффициент отстройки.
Ток срабатывания РНМ принимается равным наибольшему из
полученных значений – 106 А.
Чувствительность РНМ НП проверяется при замыкании в конце
смежного объекта
kч 
3I 0к.мин.см 1110

 10,4  1,2,
I 0 РНМ
106
где
3I0к.мин.см = 1110 А – минимальное
значение
утроенного
тока
нулевой последовательности при КЗ на землю в конце смежного участка
(линии ФПУ-Татарская).
Чувствительность достаточная, следовательно, нет необходимости
использовать смещение вдоль линии.
Угол максимальной чувствительности
Угол максимальной чувствительности м.ч обычно принимают равным
углу сопротивления нулевой последовательности ФПУ 89,6 градусов
Измерительный орган напряжения нулевой последовательности первой
гармоники блокирует РНМ НП при величинах напряжения меньших
некоторого установленного значения и разрешает действие РНМ НП при
величинах
больших
заданного
параметра.
Рекомендуемое
значение
параметра срабатывания U0мин = 3 %.
П5.2.6 Выбор параметров срабатывания измерительных органов
блокировки при броске тока намагничивания
Целесообразно
параметр
срабатывания
реле
тока
нулевой
последовательности первой гармоники принимать в пределах 3I0h1 = (3–
5)Iном = 3·1000 = 3000 А.
210
Параметр срабатывания ИО отношения уровня тока второй гармоники
к уровню тока первой гармоники рекомендуется принимать равной 14 %.
211
Приложение 6. Выбор параметров срабатывания дифференциальной
токовой отсечки
Выбор параметров срабатывания дифференциальной токовой
отсечки в зоне охвата шунтового трансформатора (№2)
Данный параметр отстраивается от бросков тока намагничивания и
токов небаланса при внешних КЗ.
Отстройку от бросков тока намагничивания обеспечивается при
выполнении условия
I дто  6,0 .
Отстройка от максимального тока небаланса при внешних КЗ
производится по выражению
I дто  kотс  I нб.расч*  1,5  3,86  5, 79 ,
где
kотс = 1,5 – коэффициент отстройки;
Iнб.расч* = (kпер·ε + ΔUрег + fвыр)·IКЗмакс* = (4,0·0,1 + 0,0 + 0,03)·8,98 = 3,86 –
относительный расчетный ток небаланса при kпер = 4,0;
IКЗмакс* = 8,98 – максимальный расчетный ток при расчетном внешнем
металлическом КЗ на стороне, где рассматривается повреждение.
Выбор параметров срабатывания дифференциальной токовой
отсечки в зоне охвата ВТК (№3)
Данный параметр отстраивается от токов небаланса при внешних КЗ,
отстройка от БНТ не требуется.
Отстройка от максимального тока небаланса при внешних КЗ
производится по выражению
212
I дто  kотс  I нб.расч*  1,5  3,86  5, 79 ,
где
kотс = 1,5 – коэффициент отстройки;
Iнб.расч* = (kпер·ε + ΔUрег + fвыр)·IКЗмакс* = (4,0·0,1 + 0,0 + 0,03)·8,98 = 3,86 –
относительный расчетный ток небаланса при kпер = 4,0;
IКЗмакс* = 8,98 – максимальный расчетный ток при расчетном внешнем
металлическом КЗ на стороне, где рассматривается повреждение.
Выбор параметров срабатывания дифференциальной токовой
отсечки в зоне охвата сетевой обмотки сериесного трансформатора (№4)
Данный параметр отстраивается от токов небаланса при внешних КЗ,
отстройка от бросков тока намагничивания не требуется.
Отстройка от максимального тока небаланса при внешних КЗ
производится по выражению
I дто  kотс  I нб.расч*  1,5  3,86  5, 79 ,
где
kотс = 1,5 – коэффициент отстройки;
Iнб.расч* = (kпер·ε + ΔUрег + fвыр)·IКЗмакс* = (4,0·0,1 + 0,0 + 0,03)·8,98 = 3,86 –
относительный расчетный ток небаланса при kпер = 4,0;
IКЗмакс* = 8,98 – максимальный расчетный ток при расчетном внешнем
металлическом КЗ на стороне, где рассматривается повреждение.
Выбор параметров срабатывания дифференциальных токовых
отсечек обмоток НН шунтового трансформатора
Параметр срабатывания отстраивается от токов небаланса при внешних
КЗ, отстройка от БНТ не требуется.
213
Отстройка от максимального тока небаланса при внешних КЗ
производится по выражению
I дто  kотс  I нб.расч  1, 5  3246  4869 (А),
где
kотс = 1,5 – коэффициент отстройки;
Iнб.расч = (kпер·ε + ΔUрег + fвыр)·IКЗмакс* = (2,0·0,1 + 0,0 + 0,03)·14114 = 3246
А – расчетный ток небаланса при kпер = 2,0;
IКЗмакс = 2*7057=14114 А – максимальный расчетный ток в цепи НН при
расчетном внешнем металлическом КЗ на стороне ВН, где рассматривается
повреждение.
Параметр срабатывания дифференциальной токовой отсечки
определяется в процентах от номинального первичного тока ИТТ, равного
2000 А, и принимается равной 243 %.
Выбор параметров времени срабатывания
Согласно техническим данным тиристора типа Т193-2500 время
переключения (выключения) составляет около 0,4 мс.
Параметр временной задержки принимается равным 100 мс.
Проверка чувствительности ДТО
В качестве расчетного значения используется минимальный ток в
замкнутом контуре при длительном замкнутом состоянии тиристора, равный
11275 А (режим холостого хода ФПУ).
Расчет коэффициента чувствительности дает значение
Kч 
I расч
I уст

11275
 2,32  2, 0 .
4869
214
Приложение 7. Выбор датчика тока УКСТ
В принятых на рисунке П6.1 обозначениях составляющая Bx,
параллельная оси х и равна:
b
d  (  y)
2
Bx  2  10 7  j  
dxdy ,
b
b a ( d  (  y )) 2  x 2
 
2 2
2
b a
 
2 2
где j – плотность тока (А/м2).
Результаты расчета представлены на рисунке П6.2 и рисунке П6.3.
Из полученных кривых видно, что при номинальной амплитуде тока через
тиристор 1100 А (780 Аэфф), плотности тока 3 А/мм2 и отношению сторон
шины b/a = 0,2…1,0 индукция в месте расположения элемента Холла
составляет 10…14 мТл.
Рисунок П6.1. Сечение шины с расположенной над ней ИС датчика
Холла,
где а – толщина шины;
b – ширина шины;
с – расстояние от начала координат до точки М расположения
датчика Холла;
215
d – расстояние точки М до поверхности шины;
x, y – координаты элемента с током.
Минимальное значение обратного тока через тиристор, при котором
должно производиться его обнаружение, задано на уровне 100 А, а значит
требуемая для обнаружения обратного тока величина магнитной индукции
составляет 0,9…1,3 мТл.
Поскольку средняя индукция срабатывания самых чувствительных
униполярных цифровых датчиков Холла (см. таблицу П6.1) существенно
превышает
полученное
значение,
а
значительный
разброс
чувствительности вследствие технологического разброса не позволяет в
условиях эксплуатации осуществлять отбор наиболее чувствительных
образцов цифровых датчиков даже при увеличении плотности тока в
несколько раз, применение простых и дешевых цифровых датчиков
представляется нецелесообразным.
Ориентировочный расчёт поля в точке размещения датчика Холла
Принимается допущение, что длина шинной накладки lш>>lx – длинны
датчика холла, что справедливо, ввиду того, что длина шины, соединяющей
анод и катод тиристоров ячейки несколько сантиметров, а длинна
предлагаемой микросхемы CSA-1V не более 1,5 см, линейные размеры,
собственно датчика Холла вряд ли превысят половину этой величины;
принимаем, что Сх≤0,5 см можно принимать, что шинная накладка длинной
в 7…10см может считаться бесконечной.
Пусть шина (бесконечно длинная) имеет ширину a и толщину b.
Датчик тока, располагающийся в точке М находится на расстоянии С от
средней линии параллелограмма ab, напряженность магнитного поля
создаваемого электрическим током Δi, протекающему через площадку Δx, Δy,
равен:
Ток Δi направлен от наблюдателя, следовательно, ΔH – направлен
перпендикулярно r, как показано на рисунке.
216
H * l  i * w; w  1; l  2 *  * r
Hx  H * cos
b
r  (c  y ) 2  x 2  (  d  y ) 2  x 2
2
Hy  H * sin 
 изменяется в пределах 


 
по этому для расчёта  нужно
2
2
использовать sin( ) т.к. при этом сохраняется знак.
x
sin 
; tg 
b
cos 
d  (  y)
2
tg
1
sin  
; cos  
1  tg 2
1  tg 2
j * x * y
1
Hx  H * cos  
*

2 * * r
1  tg 2
tg 
x

c y
x * y
 j*
2 *  * (d 
b
 y) 2  x 2 * 1  (
2
x
b
d  (  y)
2
b
x * y * (d  (  y ))
2
 j*
b
2 *  * [(d   y ) 2  x 2 ]
)2
2
b
d  (  y)
2
Hx  j *
* x * y
b
2
2
(d  (  y ))  x
2
x
b
d  (  y)
j * x * y
2
Hy  H * sin  
*
* x * y
2 * * r
x2
1
b
(d  (  y )) 2
2
Т.О. достаточно найти:
b


d  (  y)


1
2

Hx    dHx  j *  
dxdy  *

b
 xy
 2 *
2
2
x y
(d  (  y ))  x



2

b
a
b
  

d  (  y)
 2 2

2
j
* 1 
dxdy


 b a (d  ( b  y )) 2  x 2
 2 *
 22


2

b a
b
 
d  (  y)
j 2 2
2

dxdy
b
2 *  b a
2
2
 y ))  x
  (d  (
2 2
2
217
Полученные в результате расчёта выражения зависимости индукции
магнитного поля Вх от плотности тока при квадратном сечении шины
показаны на рисунке П6.2.
Рисунок П6.2. Зависимость Вх от плотности тока при a=b (квадратном
сечении шины).
Как видно из рисунка П6.2., плотности тока 3 А/м2 является
достаточной для достоверного определения тока, протекающего через
тиристор в обратном направлении.
Для определения максимальной чувствительности датчика тока,
построим график зависимости индукции магнитного поля Вх от соотношения
сторон k=a/b.
218
Рисунок П6.3. Зависимость Вх от отношения сторон шины k=a/b при
плотности тока j=3 А/м2.
Как видно из рисунка П6.3., наибольшая чувствительность датчиков
тока достигается при соотношении сторон: а=4, b=5.
Характеристики наиболее чувствительных датчиков, отобранных для
сопоставления представлены в таблице П6.1., П6.2.
Таблица П6.1. Характеристики наиболее чувствительных
интегральных датчиков тока.
Тип и
температурный
диапазон
Измеряемая
величина
Допустимый
диапазон
измеряемой
величины
Максимальная
чувствительность
Напряжение
питания
Vdd, В
Наличие
дифференц
иального
выхода
219
мВ/мТл
HASS 300-S
(-40 + 85) oC
HASS 600-S
(-40 + 85) oC
MLX90251
(-40…+150)oC
TLE 4990
(-40…+150)oC
EQ-411L
(-40…+125)oC
CSA-1V
(-40…+150)oC
-
мВ/А
2,1
5±5%
Да*
± 900 А
-
0,7
5±5%
Да*
Не ограничен
50,0
-
4,5…8
Нет
Не ограничен
180,0
-
4,5…5,5
Нет
Не ограничен
65,0
(типовая)
300
(типовая)
-
3…5,5
Нет
-
4,5…5,5
Да
Ток
± 900 А
Ток
Магнитная
индукция
Магнитная
индукция
Магнитная
индукция
Магнитная
индукция
Не ограничен
* При использовании внешнего задатчика Vref в пределах 2… 2,8 В.
Таблица П6.2. Характеристики наиболее чувствительных
интегральных датчиков тока.
Тип и
температурный
диапазон
Выходное
напряжение Vref, В
при B = 0
(J = 0),
Отклонение
выходного
напряжения
Vout-Vref, В
Дрейф
выходного
напряжения
(при B = 0
J = 0), В
Необходимость
программирования
датчика
пользователем
Потре
бляем
ый
ток,
мА
HASS 300-S
(-40 + 85) oC
HASS 600-S
(-40 + 85) oC
MLX90251
(-40…+150)oC
TLE 4990
(-40…+150)oC
EQ-411L
(-40…+125)oC
CSA-1V
(-40…+150)oC
2…2,8
0,21
0,025
Нет
22
2…2,8
0,07
0,025
Нет
22
Vdd/2
0,045
±0,05
Нет
9
Vdd/2
0,16
±0,01
Да**
5,5
2,5 при Vdd=5 В
0,06
±0,15
Нет
12
Vdd/2
0,27
±0,015
Нет
16
** Производителем программируется только датчик верёсии –Е6782,
имеющий чувствительность 20 мВ/мТл.
Для
рассматриваемого
применения
наибольший
интерес
представляют датчики HASS 300-S фирмы LEM и датчики CSA-1V фирмы
Sentron, имеющие максимальную чувствительность, а также возможность
организации дифференциального выхода, что представляется весьма
важным при однополярном питании. Третьим по чувствительности
является датчик TLE 4990 фирмы Infineon, однако его использование
220
весьма затруднено необходимостью программирования, в том числе в
процессе эксплуатации при замене вышедших из строя датчиков.
Преимуществом датчика HASS 300-S перед датчиком CSA-1V
является его конструктивная законченность. Преимуществом датчика
CSA-1V является больший диапазон рабочих температур и более широкие
возможности при встраивании его в тиристорные ячейки.
221
Приложение 8. Расчёт выходных частот УКСТ
Минимальная частота выбирается исходя из условий максимально
возможной частоты, входящей в диапазон значений от 5 кГц до 10 кГц. В
этом случае кратность изменения частоты составит 1:10 или 1:20. Диапазон
частот
ограничен
величиной
1:12,
исходя
из
особенностей
схемотехнического решения.
Максимальная частота принимается равной
минимальная частота передачи f 8 
f 8  6000 Гц, тогда
6000
 500 Гц.
12
Для того, чтобы передача выходного сигнала была надёжной, а
декодированный сигнал имел однозначное значение, необходимо учитывать
различные погрешности пассивных элементов.
Пусть
f2
f
 ...  8  const  K f ;
f1
f7
В этом случае, если принять, что относительное отношение частоты от
номинальной на каждой из частот имеет одно и то же значение (т.е. все
времязадающие резисторы будут иметь один и тот же допуск по напряжению
(±1%) и одну и ту же мощность), то это обеспечит одинаковые условия
различения двух ближайших частот. Таким образом, частоты f1,…,f8 должны
представлять собой геометрическую прогрессию.
Тогда f 8  f1 * K f (81)
7
K f  12
7 log K f  log 12
log K f  0.15417
K f  1.426
Распределение частот приведено в таблице П7.1
222
Таблица П7.1 Значение выходных частот.
Частота
Значение, Гц
f1
500
f2
713
f3
1017
f4
1450
f5
2070
f6
2950
f7
4210
f8
6000