عنوان مقاله:
تاثیر تراسفورماتور برق بزرگ 132/33 کیلوواتی بر حفظ فاصله در بنگلادش
Impact of Large 132/33 kV Power Transformer on Distance Protection in Bangladesh
سال انتشار: 2021
رشته: مهندسی برق
گرایش: برق قدرت - تولید - انتقال و توزیع
دانلود رایگان این مقاله:
مشاهده سایر مقالات جدید:
III. Settings comparison and consequences
Consider a substation A has a 50 km line (protected line) and feeds to a substation B (remote substation) (Fig. 5) having two 132/33kV 120 MVA transformers operating in parallel (percentage impedance of 12%). From the remote end substation, there is another 50 km long line (adjoining) to the substation C. Consider both protected and adjoining long lines have a reactance of 0.389 Ω/km. The protected line distance relay is R, and zone settings for R according to the conventional and PGCB practice are given below. An impedance (R-X) diagram is an essential tool for the protection engineer for analyzing the behavior of distance protection relays. The relay characteristic, short-circuit impedance, and sometimes the measured load impedance is represented in the complex R-X plane [14]. The R-X diagrams for the above settings with the conventional method (adjoining long line) and PGCB practice are shown in Fig. 6 and Fig. 7, respectively. From these diagrams, it can be seen that there is a difference in zone-3 settings between the conventional method and PGCB practice. As described earlier, the zone overlapping is vital in case of DC failure or primary protection failure. As per the PGCB settings, the philosophy of adjoining full line protection may not be possible (Fig. 8). From Fig. 8, zone-3 only covers the 11.18 km line (red dashed) from the substation B in the forward direction when two 80/120MVA transformers operate in parallel. As the line length is 50 km, the rest of the 38.82 km line has no overlapping distance protection zone. Therefore, if any fault occurs (after the 11.18km line) and protective relay, circuit breaker, or DC fails in the substation B, then no overlapping zone is available from the substation A. As a result, the fault will clear by overcurrent earth fault protection from the substation A, which is much slower than the distance relay. In PGCB settings practice, the zone-3 reach is significantly reduced due to the large power transformer. For these, zone-3 cannot provide backup distance protection for the next adjoining lines.
IV. Proposed methodology
This paper shows how to select suitable zone-3 reach settings by maintaining proper relay coordination. The methodology intends to select the maximum possible zone-3 reach settings by considering adjoining long line and remote end power transformers. Selecting the proper zone-3 impedance considering large power transformers is described in the flowchart (Fig. 11) and involves the following steps: Step 1: Construct the system model in DIgSILENT PowerFactory 2021. Step 2: Select zone-3 impedance = 100% of protected line plus next adjoining long line with security factor (k). Step 3: Simulate 3-phase fault at 33kV bus and compare the relay impedance with the impedance in step 2. Step 4: If the measured impedance by distance relay is less than step 2, go to step 5. If the measured impedance is more the step 2, then check the relay coordination at 33kV level is possible or not (R1 with R2/R4 by considering the fault current of the 33kV feeder and transformer). If coordination is possible, then set zone-3 = distance relay appeared impedance in 33kV bus fault. If not, then select zone-3 = step 2 impedance. Step 5: Similarly, perform the simulation for phase-to-ground fault. Step 6: Simulate the fault considering the transformers are operating in parallel and separate conditions. Step 7: Simulate until the suitable impedance is achieved where 33kV side relay coordination has no issue and select the zone-3 impedance. The system model in DIgSILENT PowerFactory 2021 considering Fig. 5, described in section III, is shown in Fig. 12.
(دقت کنید که این بخش از متن، با استفاده از گوگل ترنسلیت ترجمه شده و توسط مترجمین سایت ای ترجمه، ترجمه نشده است و صرفا جهت آشنایی شما با متن میباشد.)
III. مقایسه تنظیمات و پیامدها
پست A را در نظر بگیرید که دارای یک خط 50 کیلومتری (خط حفاظت شده) است و به پست B (پست راه دور) تغذیه می کند (شکل 5) که دارای دو ترانسفورماتور 132/33 کیلوولت 120 MVA است که به صورت موازی کار می کنند (درصد امپدانس 12%). از پست انتهایی راه دور، خط دیگری به طول 50 کیلومتر (همجوار) به پست پست C وجود دارد. در نظر بگیرید که هر دو خطوط طولانی محافظت شده و مجاور دارای راکتانس 0.389 Ω بر کیلومتر هستند. رله فاصله خط محافظت شده R است و تنظیمات ناحیه برای R مطابق با روش معمول و PGCB در زیر آورده شده است. نمودار امپدانس (R-X) یک ابزار ضروری برای مهندس حفاظت برای تجزیه و تحلیل رفتار رله های حفاظت فاصله است. مشخصه رله، امپدانس اتصال کوتاه و گاهی امپدانس بار اندازه گیری شده در صفحه پیچیده R-X نشان داده می شود [14]. نمودارهای R-X برای تنظیمات فوق با روش مرسوم (خط بلند مجاور) و تمرین PGCB به ترتیب در شکل 6 و شکل 7 نشان داده شده است. از این نمودارها می توان دریافت که بین روش مرسوم و عمل PGCB در تنظیمات ناحیه 3 تفاوت وجود دارد. همانطور که قبلاً توضیح داده شد، همپوشانی ناحیه در صورت خرابی DC یا شکست حفاظت اولیه حیاتی است. طبق تنظیمات PGCB، فلسفه حفاظت از خط کامل مجاور ممکن است امکان پذیر نباشد (شکل 8). از شکل 8، منطقه 3 فقط خط 11.18 کیلومتری پست B را در جهت جلو پوشش می دهد، زمانی که دو ترانسفورماتور 80/120MVA به صورت موازی کار می کنند. از آنجایی که طول خط 50 کیلومتر است، بقیه خط 38.82 کیلومتری هیچ منطقه حفاظتی فاصله همپوشانی ندارد. بنابراین، اگر هر گونه عیب (بعد از خط 11.18 کیلومتر) رخ دهد و رله حفاظتی، قطع کننده مدار یا DC در پست B از کار بیفتد، در این صورت هیچ منطقه همپوشانی از پست A در دسترس نیست. در نتیجه، خطا با زمین اضافه جریان برطرف می شود. حفاظت از خطا از پست A، که بسیار کندتر از رله فاصله است. در تمرین تنظیمات PGCB، به دلیل ترانسفورماتور قدرت بزرگ، دسترسی منطقه 3 به طور قابل توجهی کاهش می یابد. برای اینها، منطقه-3 نمی تواند حفاظت از فاصله پشتیبان را برای خطوط مجاور بعدی فراهم کند.
IV. روش‌شناسی پیشنهادی
این مقاله نشان می دهد که چگونه با حفظ هماهنگی رله مناسب، تنظیمات دسترسی منطقه 3 را انتخاب کنید. این روش در نظر دارد حداکثر تنظیمات دسترسی منطقه 3 را با در نظر گرفتن ترانسفورماتورهای قدرت خط طولانی و انتهای راه دور انتخاب کند. انتخاب امپدانس زون-3 مناسب با در نظر گرفتن ترانسفورماتورهای قدرت بزرگ در فلوچارت (شکل 11) توضیح داده شده است و شامل مراحل زیر است: مرحله 1: ساخت مدل سیستم در DIgSILENT PowerFactory 2021. مرحله 2: انتخاب امپدانس ناحیه 3 = 100% خط حفاظت شده به اضافه خط طولانی مجاور بعدی با ضریب امنیتی (k). مرحله 3: خطای 3 فاز را در باس 33 کیلوولت شبیه سازی کنید و امپدانس رله را با امپدانس مرحله 2 مقایسه کنید. مرحله 4: اگر امپدانس اندازه گیری شده توسط رله فاصله کمتر از مرحله 2 است، به مرحله 5 بروید. اگر امپدانس اندازه گیری شده بیشتر است. در مرحله 2، بررسی کنید که هماهنگی رله در سطح 33 کیلوولت امکان پذیر است یا خیر (R1 با R2/R4 با در نظر گرفتن جریان خطا فیدر و ترانسفورماتور 33 کیلوولت). اگر هماهنگی امکان پذیر باشد، منطقه-3 = امپدانس ظاهری رله فاصله را در خطای باس 33 کیلوولت تنظیم کنید. اگر نه، زون-3 = امپدانس مرحله 2 را انتخاب کنید. مرحله 5: به طور مشابه، شبیه سازی خطای فاز به زمین را انجام دهید. مرحله 6: با توجه به عملکرد ترانسفورماتورها در شرایط موازی و مجزا، عیب را شبیه سازی کنید. مرحله 7: شبیه سازی کنید تا امپدانس مناسب در جایی که هماهنگی رله جانبی 33 کیلو ولت مشکلی ندارد بدست آید و امپدانس ناحیه 3 را انتخاب کنید. مدل سیستم در DIgSILENT PowerFactory 2021 با در نظر گرفتن شکل 5، شرح داده شده در بخش III، در شکل 12 نشان داده شده است.
