ОМИКРОН ОМИКРОН ОМИКРОН
Система Orphus
Релейная защита воздушных линий 110-220 кВ типа ЭПЗ-1636 [25] Расчет уставок устройств релейной защиты [24] ДИСТАНЦИОННАЯ ЗАЩИТА [18] Максимальная токовая защита [14] Проверка релейной защиты [13] Дифференциальная защита линий [12] Защита синхронных генераторов [12] Измерительные трансформаторы [10] Принципы построения измерительных и логических органов релейной защиты на полупроводниковой и интегральной базе [10] Токовая направленная защита [9] Защита электродвигателей [9] Реле [9] Защита от однофазных замыканий на землю в сети с изолированной нейтралью [8] Правила выполнения схем РЗА [8] Проверка защиты первичным током нагрузки и рабочим напряжением [8] Высокочастотные защиты [7] Защита воздушных и кабельных линий электропередачи [7] Защита трансформаторов и автотрансформаторов [7] Защита предохранителями и автоматическими выключателями [7] Защита от коротких замыканий на землю в сети с глухозаземленной нейтралью [6] Векторные диаграммы. Короткие замыкания в электрических системах [6] Действие релейной защиты при качаниях [6] Аппаратура для проверки релейной защиты [5] Защита шин [3] Особенности защиты линий и трансформаторов, подключенных к линиям без выключателей на стороне высшего напряжения [3] Оперативный ток [3] Общие сведения [3] Управление выключателями [2]

1-3. Примеры расчета рабочих уставок ступенчатых токовых защит линий от междуфазных КЗ с цифровыми и аналоговыми реле

РАСЧЕТЫ ЗАЩИТ ЛИНИЙ 6 И 10 КВ СЕЛЬСКИХ, ГОРОДСКИХ И ПРОМЫШЛЕННЫХ ЭЛЕКТРОСЕТЕЙ

1-3. Примеры расчета рабочих уставок ступенчатых токовых защит линий от междуфазных КЗ с цифровыми и аналоговыми реле

В примерах рассматривается несколько характерных случаев выбора рабочих характеристик и уставок для разных типов защитной аппаратуры в сетях 10 и 6 кВ.

Сначала рассматривается согласование РЗ линии 10 кВ и плавкого предохранителя трансформатора.

Случай 1, когда предыдущим элементом является трансформатор 10/0,4 кВ, защита которого выполнена отечественными плавкими предохранителями (кварцевыми) типа ПКТ, а последующим элементом является линия 10 кВ с защитой на цифровом реле SPAC (рис. 1-9). Необходимо выбрать характеристику МТЗ на реле SPAC, которая обеспечивала бы селективную работу этих защитных устройств.

Главной задачей расчета является обеспечение селективности работы защиты линии на реле SPAC при устойчивом КЗ на выводах 10 кВ рассматриваемого трансформатора. Здесь междуфазные КЗ значительно более вероятны, чем внутри бака трансформатора. При КЗ на выводах низшего напряжения защиты питающих линий часто вообще нечувствительны, что допускается «Правилами устройства электроустановок».



Расчет рекомендуется начать с ближайшего наиболее мощного трансформатора 10/0,4 кВ. Номинальный ток плавких предохранителей типа ПКТ на стороне 10 кВ Iпр в амперах должен соответствовать номинальной мощности трансформатора Sном, МВ-А:

Времятоковые характеристики плавких предохранителей типа ПКТ, как и предохранителей других типов, приводятся в информационных материалах их заводов- изготовителей и в Справочниках. Времятоковая характеристика предохранителя ПКТ с Iпр =20 А показана на рис. 1-9 (кривая 1).

При известном значении тока I(2)к следует определить время плавления tпл плавкой вставки (fuse link), соответствующее расчетному току Iраcч = 0,8 * I(2)к. Уменьшение тока КЗ производится для учета допускаемого для предохранителей разброса времятоковых характеристик на ±20%.

При этом расчётном токе время срабатывания последующей (вышестоящей) релейной защиты 2 с реле SPAC должно быть выбрано по выражению (1-9):

где Δt - ступень селективности; при отсутствии на питающей линии АПВ (autoreclosing) ступень селективности должна учитывать время гашения электрической дуги в патроне плавкого предохранителя, но при наличии АПВ это время можно не учитывать, так как дуга погаснет во время безтоковой паузы перед АПВ.

Для выбранного по условиям (1-1), (1-2) и (1-4) тока срабатывания защиты 2

определяется кратность тока I* = 0,8 *I(2) к.мин /Iс.з2, и затем подбирается времятоковая характеристика реле SPAC защиты 2. Рекомендуется начать выбор с “нормальной” характеристики. Для этой характеристики SPAC определяем коэффициент k по выражению (1-10), где = 0,02; = 0,14.

Далее для построения времятоковой характеристики реле SPAC защиты 2 рассчитываются значения tc.з2 при нескольких произвольных значениях I*, например, 1,5; 2; 2,5 и 3 при выбранном k по выражению (1-10).

Построенные времятоковые характеристики 1 и 2 покажут, удалось ли обеспечить селективность во всем диапазоне возможных токов КЗ или только при больших значениях этих токов. Сделаем два числовых примера к этому случаю.

Пример 1. Трансформатор 0,16 MB-А, Iпр = 20 А. Ток срабатывания защиты 2 Iс.з.2 = 75 А (первичных). Ток I(2)к.мин= 150 А. Определяется расчётный ток: Iрас= 0,8х I(2)к.мин= 0,8• 150 = 120 А. При этом токе определяется время плавления плавкого предохранителя: tпл = 0,4 с (рис. 1-9). Принимаем ступень селективности Δt = 0,3 с и определяем t <ыги>c.з 2 = tпл + Δt = 0,4 + 0,3 = 0,7 с.

Кратность тока I* = 0,8 * I(2)к min / Iс.з.2 = 120 / 75 = 1,6. Для "нормальной" характеристики по выражению (1-10) определяется коэффициент k:



Принимается минимальная уставка коэффициента k= 0,05 (рис. 1-8).



Для построения времятоковой характеристики реле SPAC защиты 2, рассчитывается несколько значений t <ыги>c.з 2 по выражению (1-11):

Построенные характеристики 1 и 2 показывают, что селективность обеспечивается при всех значениях токов КЗ (рис.1-9).

Пример 2. При тех же данных, что и в предыдущем примере, но при меньшем токе срабатывания защиты 2, например, I <ыги>c.з 2 =50 А (первичных), кратность тока I* ==120/50= 2,4, а коэффициент k по выражению (1-10): принимаем к = 0,1

.

По выражению (1-11) для "нормальной" времятоковой характеристики определяем t <ыги>c.з 2 при разных кратностях тока I*:

Построенная на рис. 1-9,6 штрих-пунктирная кривая 2, пересекается с характеристикой предохранителя 1, что указывает на отсутствие селективности при малых значениях токов КЗ, т.е. при маловероятных междуфазных КЗ внутри трансформатора. Если защита 2 чувствительна к КЗ за трансформатором, то рекомендуется согласовать характеристики этой линейной защиты 2 и автоматических выключателей на линиях низшего напряжения (0,4 кВ).

В этом же случае можно попробовать использовать другую времятоковую характеристику SPAC, а именно “очень зависимую” (very inverse-time) характеристику, для которой значения коэффициентов = 1, =13,5. Для этой характеристики определяем коэффициент к по выражению (1-10):



при t <ыги>c.з 2 = 0,7 с и I* = 120 / 50 = 2,4 k= 0,07. Определяется по выражению (1-11) время срабатывания реле SPAC при разных кратностях тока: 1,3; 1,5; 2,0; 2,5 и 3. При I*= 1,3 (I = 65 А):

Из этих цифр видно, что использование этого типа характеристики несколько уменьшает время срабатывания защиты 2 при больших токах КЗ.

Кривая 2V построена на рис. 1-9,в в масштабе отличном от рис. 1-9,б .

Далее для сравнения сделаем расчет "экстремальной" времятоковой характеристики ("extremely inverse") для которой значения =2, =80. Коэффициент k определяется по выражению (1-10):





и для t <ыги>c.з 2 = 0,7 с и I*= 120 / 50 = 2,4; k= 0,04, но принимаем k = 0,05 (минимально возможный). По выражению (1-11):

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 



Экстремальная характеристика построена на рис. 1-9,в (кривая Ех). Хорошо видно, что защита 2 с "экстремальной" характеристикой обеспечивает значительно лучшую селективность защиты линии с предохранителем 1, чем с другими характеристиками ("нормальной " N и "очень зависимой" V). Однако при повреждениях на линии, например, в диапазоне токов КЗ от 80 до 110 А при использовании экстремальной характеристики защита линии будет действовать значительно медленнее, чем при использовании других характеристик. Поскольку вероятность КЗ на линиях значительно выше, чем вероятность междуфазных КЗ внутри бака трансформаторов, использование экстремальной характеристики в данном случае следует считать нецелесообразным. Тем более, что при КЗ на выводах трансформатора (в данном примере Iк=150 А, рис. 1-9,а) все рассмотренные характеристики идентичны: tс.з = 0,5 с. Кроме того, использование "экстремальной" характеристики вместо "нормальной" может потребовать увеличение времени срабатывания вышестоящей защиты (которая на рис. 1-9 не показана).

Построенная RI-характеристика защиты 2 с тем же током срабатывания 50 А оказывается совершенно непригодной по условию согласования с времятоковой характеристикой 1 плавкого предохранителя типа ПКТ.

Случай 2. когда на предыдущей (нижестоящей) линии JI1 установлена защита с индукционным реле РТ-80 с обратнозависимой времятоковой характеристикой (рис.1- 10) с известными уставками, а на последующей (вышестоящей) линии 2 надо выбрать обратнозависимую характеристику МТЗ реле SPAC. Предположим, что ток срабатывания защиты 2 уже выбран по условиям (1-1), (1-2) и (1-4) и равен, например, 120 А (первичных).

Для защиты 2 вначале выбираем "нормальную" характеристику, выраженную формулой (1-11), где = 0,02, = 0,14. Кратность тока I* определяется по отношению к току срабатывания (уставке) Iс. з = 120 А.

За расчетный ток через защиту 2 принимается сумма токов: максимальное значение тока при КЗ в начале предыдущей линии 1 (200 А) плюс ток нагрузки неповрежденных предыдущих линий (20 А). Таким образом



Время срабатывания защиты 1 при КЗ в начале защищаемой линии (Iкмакс=200 А

и I*1=20080=2,5)   определяется по типовой характеристике реле РТ-80 равным tс.з 1 =0,8 с (рис. 1-10). Принимая Δt=0,3 с, получаем, что для реле SPAC tс.з 2 = 0,8 + 0,3= 1,1 с при I* = 1,83.

Выбирается коэффициент k для "нормальной" характеристики защиты 2 по выражению (1-10):



Для построения “нормальной” времятоковой характеристики реле SPAC защиты 2 рассчитываются значения tс.з 2 при нескольких произвольных значениях I* по формуле(1-11) при выбранном k = 0,1:




"Нормальная" характеристика защиты 2 показана на рис. 1-10.

Для сравнения построим на том же рисунке "очень зависимую" характеристику защиты 2V (very inverse), для которой = 1, a = 13,5. Выбираем значение коэффициента k по выражению (1-11):



Характеристика 2V обеспечивает несколько более быстрое отключение близких КЗ на защищаемой линии JI2. Однако это не будет иметь значения, если у защиты 2 ввести токовую отсечку (I>>). Выбор уставок для такого варианта будет подробно рассмотрен далее.

Также для сравнения построим на том же рис.1-10 кривую RI-характеристики защиты 2 по формуле (1-12). Кривая 2RI при малых значениях токов КЗ опасно сближается с кривой 1, что может вызвать неселективное действие вышестоящей защиты 2.

Необходимо обратить внимание на трансформаторы тока (ТТ) защиты 1 и рассчитать их погрешность при том же расчетном токе, при котором определялось время срабатывания защиты 1. В данном случае это ток при КЗ в начале предыдущей линии 1 (200 А на рис. 1-10). Погрешность ТТ не должна превышать 10%. Увеличение погрешности ТТ вызывает уменьшение тока в реле и, как следствие, увеличение времени срабатывания зависимой защиты 1 и может привести к неселективному отключению линии JI2. Расчет погрешностей ТТ рассматривается далее в этой книге.

Случай 3 отличается от предыдущего случая 2 тем, что в реле РТ-80 защиты 1 введена в действие "отсечка" - электромагнитный элемент мгновенного действия (I>>) с током срабатывания, например, в 2 раза большим, чем ток срабатывания индукционного элемента:



Характеристика защиты 1 показана на рис. 1-11,б.

Для выбора коэффициента k "нормальной" обратнозависимой времятоковой хапактепистики МТЗ защиты 2 (I>) определяется кратность тока




где Ic.з 2 — 120 А из предыдущего случая 2.



 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Затем определяем время срабатывания МТЗ защиты 2 по условию:

 

где tс.з1 - время срабатывания защиты 1 при токе КЗ, равном току срабатывания отсечки в реле PT-80, т.е 160 А (рис1-11,б).

Коэффициент к определяется по выражению (1-10):

 

 

 

Построение кривой 2 производится так же как в предыдущем случае по следующим точкам (сплошная линия на рис. 1-11,б):



 

 

Для сравнения показана характеристика защиты 2 из предыдущего случая 2, которая идет несколько выше (штрих-пунктирная кривая 2'). Снижение времени срабатывания последующей защиты 2 достигнуто в данном случае благодаря наличию отсечки с tc.o = 0 c у предыдущей защиты 1. Но ещё более значительное снижение времени срабатывания защиты 2 достигается тем, что в реле SPAC имеется двух или трехступенчатая токовая защита.

Выбираем ток срабатывания для отсечки I>> защиты 2 по условию (1-2) согласования с отсечкой защиты 1:



При выбранном токе срабатывания отсечка 2 оказывается недостаточно надёжно отстроенной от КЗ в начале предыдущей линии Л1: kн=Iс.о2Iк=234200=1,17 (рис.1-11)



Обычно считается достаточным kн >=1,2. Поэтому следует ввести небольшое замедление действия этой отсечки, выбрав по выражению (1-9):

Это будет правильным решением, если в реле SPAC имеется ещё одна отсечка I>>>, для которой следует выбрать ток срабатывания по условию отстройки от максимального тока КЗ на JI1.



В том случае, когда в реле 2 имеется только двухступенчатая токовая защита 2 следует для второй ступени (I>>) выбрать Iс.o.2 = 260 - 290 А и t = 0 c (штриховая линия 2" на рис. 1-11) Из рис. 1-11,б видно, что трёхступенчатая токовая защита 2 значительно ускоряет отключение КЗ на линии Л2 в диапазоне токов от 234 А до (260 - 290) А по сравнению с двухступенчатой токовой защитой.

Важно отметить, что на предыдущей линии JI1 двухступенчатая токовая защита может быть выполнена не только на аналоговом реле косвенного действия, но и на реле прямого действия: РТМ (отсечка) и РТВ (МТЗ). В этих случаях, прежде всего, следует убедиться в возможности надёжного срабатывания токовой отсечки (реле РТМ) при реальных значениях погрешности трансформаторов тока, поскольку для этих защит допускаются погрешности трансформаторов тока более 10% и реально они могут быть даже более 50%.



Случай 4: на питающем элементе 2 (рис. 1-12) установлена максимальная токовая защита с независимой характеристикой с заданными уставками: 600 А (первичных), 1 с.



Необходимо выбрать обратнозависимую характеристику МТЗ цифрового реле на предыдущей (нижестоящей) линии JI1, которая обеспечивала бы необходимую селективность с защитой питающего (вышестоящего) элемента 2.

Ступень селективности Δt между характеристиками защит 2 и 1 должна обеспечиваться при токе КЗ равном току срабатывания вышестоящей защиты 2 минус ток нагрузки неповрежденных элементов (рис.1-12): Iк = 600 — 200 = 400 А.

Время срабатывания защиты 1 при этом токе КЗ выбирается по условию селективности:



Предположим, что ток срабатывания защиты 1 не более 125 А, и определим кратность этого тока в выбранной контрольной точке характеристики 1:

I* = 400 / 125 = 3,2.

При расчете МТЗ линий 10(6) кВ в России рекомендуется, прежде всего, рассмотреть возможность использования "нормальной" обратнозависимой характе­ристики цифрового реле. Для нее определяется по выражению (1-10) коэффициент k:



Для построения времятоковой «нормальной» характеристики цифрового реле (например, SPAC) защиты 1 рассчитывается несколько значений tс.з 1 по выражению (1-11):



Учет влияния нагрузки очень важен для обеспечения селективной работы защит с обратнозависимыми времятоковыми характеристиками, так как время срабатывания этих защит зависит от значения проходящего тока. Если бы мы не учли влияние тока нагрузки неповрежденных линий (200 А в этом примере), то могли бы ошибочно выбрать контрольную точку с параметрами 0,7 с и 600 А и построить характеристику Г (штриховая линия на рис.1-12,б). Однако при токе КЗ, равном 600 А, когда приходит в действие защита 2 и срабатывает через 1 с, через защиту 1 проходит не 600 А, а (600 - 200) А, т.е. 400 А! При этом токе время срабатывания защиты 1 с ошибочно выбранной характеристикой 1, будет более 1,2 с, и защита попросту не успеет сработать раньше, чем защита 2 (вышестоящая). Это показывает штрихпунктирная кривая 1" на рис. 1-12,6.

Неселективное отключение всей секции 10 кВ приведет к дополнительному ущербу от недоотпуска электроэнергии. Можно приближенно оценить этот ущерб, как делается в зарубежных странах, например в Скандинавии.

Дополнительно отключенная нагрузка с Iн =200 А соответствует 3600 кВА или при cos ф = 0,8 равна Р = 2880 кВт.

Стоимость ущерба в USD на 1 кВт от прекращения электроснабжения рассчитывается по формуле:



где а- постоянная (фиксированная) часть ущерба (USD/кВт); b - переменная часть ущерба (USD/кВт-ч); t - продолжительность отсутствия электроснабжения (ч).

Ущерб в USD при известном электропотреблении Р подсчитывается с учетом Р:

y = a*P + t*b*P,               (1-14)

где Р - потребляемая мощность (кВт).

Постоянная составляющая (а) учитывается невзирая на продолжительность отсутствия электроснабжения, будь то одна секунда или несколько часов. Переменная составляющая (b) различна для разных потребителей и дана как средняя величина в следующей таблице:

Потребительский

сектор

Сельский

Бытовой

Промыш­

ленный

Обслужи­

вание

Муниципаль­

ный

Постоянная

составляющая

"a",USD/KBT

0

0

1,2

1,1

0,5

Переменная составляющая "b", USD/кВт-ч

8,1

1,6

12,2

7,8

4,8

В этой таблице стоимость ущерба у скандинавских потребителей по причине прекращения электроснабжения базируется на данных из работы "Kostnader fur elavbrott, TemaNord, 1994 627". Количество проанализированных в этой работе потребителей более 13 тысяч. Главный метод для анализа - обследование потребителей. Стоимость ущербов определялась самими потребителями.

Предположим, что на оперативные переговоры и осмотр распределительного устройства 10 кВ, отключенного действием МТЗ, потребуется 0,5 часа. Тогда продолжительность отсутствия электроснабжения в выражениях (1-13) и (1-14) равна t = 0,5 ч. Легко подсчитать, что ущерб для сельских потребителей:

у = 0 + 0,5 • 8,1 • 2880= 11664 USD,

а для промышленных потребителей:

у = 1,2 • 2880 + 0,5 • 12,2 • 2880 = 21024 USD.

Эти, разумеется, весьма приближенные цифры указывают на важность правильного выбора характеристик срабатывания максимальных токовых защит, как и других устройств релейной защиты, а следовательно, и на большую ответственность инженеров по расчетам релейной защиты.

Случай 5. когда необходимо выбрать параметры срабатывания защиты 2 ввода (трансформатора), питающего несколько фидеров 10 кВ, два из которых работают параллельно (рис. 1-13). При этом следует учитывать распределение токов при КЗ в сети приёмной подстанции РТП2, когда через защиту 1 каждой из линий Л1 и Л2 идет 0,5Iк, а через защиту 2 - полный ток Iк плюс суммарный рабочий ток нагрузки неповреждённых элементов Iн, в данном примере равный 500 А. В наиболее тяжёлом расчётном случае принимается такое значение тока Iк, при котором приходит в действие последующая защита 2. В данном примере задано Ic.з.2 = 1600 А, а ток


Iк = Ic.з.2 — Iн = 1600 — 500 = 1100 А. Характеристика защиты 2 - независимая. На линиях Л1 и Л2 со стороны питающей подстанции РТП1 максимальные токовые защиты 1 выполнены на цифровых реле с характеристиками по стандарту МЭК, в данном примере ток срабатывания 200 А, характеристика «нормальная», коэффициент k равен 0,1

Для построения времятоковой характеристики защиты 1 для случая раздельной работы Л1 и Л2 используется выражение (1-11). Для построения "суммарной" времятоковой характеристики для случая параллельной работы линии Л1 и Л2 используется это же выражение, но вместо I* подставляется значение 0,5I*, которое отражает такое токораспределение, при котором по каждой из этих линий идёт половина тока КЗ. Например,



На рис. 1-13,б времятоковая характеристика 1 соответствует раздельной работе линий Л1 и JI2, а характеристика 1, - параллельной работе этих линий.

Характеристика 1", учитывающая ток нагрузки, строится по точкам, опре­деляемым также по выражению (1-11), в котором вместо I* используется (0,5 I* — Iн). Эта характеристика оказывается сдвинутой вправо на значение Iн, в данном примере на 500 А (кривая 1" на рис. 1-13,6).

При заданном токе срабатывания защиты 2 равном Iс.з.2 = 1600 А определяется

tc.з.2 = tc.з.1 + Δt = 0,68 + 0,3 = 1 с, где = 0,68 c определяется по выражению (1- 11), в котором




либо по кривой 1" на рис. 1-13,6.

Если бы линии Л1 и Л2 работали раздельно на РТП2 (например, через межсекционный выключатель), можно было бы выбрать меньшее время срабатывания защиты питающего элемента 2 (примерно на одну ступень).

Параллельная работа более чем двух линий крайне нежелательна, так как требует увеличения либо тока, либо времени срабатывания защиты питающего элемента 2. Например, при том же токе срабатывания Iс.з.2 пришлось бы выбрать tc.з.2= 1,5 с, если бы параллельно работали три линии.

Особенно опасно несанкционированное включение линий 10(6) кВ на параллельную работу. На рис. 1-13,6 шрихпунктирная кривая 1'" соответствует времятоковой характеристике для случая параллельной работы трёх линий. При этом наглядно видно, что защита питающего ввода 2 сработает неселективно при КЗ в точке К1 и отказе выключателя или защиты поврежденного элемента.

Для снижения уставок максимальных защит питающих элементов в городских сетях: 1) ограничивают число параллельно работающих кабельных линий, используя устройства АВР; 2) секционируют шины на приемных подстанциях, устанавливая на секционных выключателях мгновенную неселективную защиту ("слабую связь"), прекращающую параллельную работу при КЗ в сети; 3) применяют на питающих концах параллельно работающих линий максимальные защиты с независимыми характеристиками, если это допустимо по условию согласования их характеристик с обратнозависимыми времятоковыми характеристиками защит питаемых (нижестоящих) элементов, например, трансформаторов 6/0,4 кВ и 10/0,4 кВ, которые защищаются плавкими предохранителями типа ПКТ.

Приведенные выше примеры не охватывают все возможные расчетные случаи, но рассмотренная методика выбора времятоковых характеристик и параметров срабатывания токовых защит поможет инженеру-релейщику найти правильное решение и при других расчетных условиях.

В заключение следует напомнить, что после выбора выдержек времени максимальных токовых защит по условию селективности необходимо в ряде случаев проверять термическую стойкость защищаемого элемента, т.е. допустимость прохождения максимального тока КЗ в течение выбранного времени действия защиты. Это объясняется тем, что термическое воздействие электрического тока прямо пропорционально времени его прохождения. При недопустимо длительном прохождении большого сверхтока может произойти опасный перегрев токоведущих частей и изоляции и разрушение защищаемого элемента, например перегорание проводов воздушных линий электропередачи малого сечения, повреждение электрических кабелей и т.п. Следует учитывать и дополнительное время прохождения тока КЗ после АПВ линии на устойчивое (неустранившееся) повреждение. Здесь надо ещё раз отметить, что цифровые реле позволяют существенно ускорить отключение КЗ за счет высокой точности работы и наличия "ускорения" защиты после АПВ линии (последнее невозможно при использовании электромеханических реле РТ-80 и РТВ).

При использовании в сети только цифровых реле можно принимать ступени селективности Δt = 0,15 - 0,2 с. При необходимости можно использовать трёхступенчатую токовую защиту и обеспечить отключение близких КЗ на линии с t = 0 с (1>>>), а более удалённых - с t = 0,15 — 0,2с. (I>>). Следующий пример показывает возможность использования голых проводов ЛЭП 10 кВ меньшего сечения только за счёт замены электромеханических реле РТВ на цифровые реле и ускорения тем самым отключения КЗ.

Минимальное допустимое сечение голых проводов по условию их термической стойкости при КЗ определяется по выражению:

 

 

где С = 69,5 (из Справочников)

tоткл=tс.з+ tс.з.уск+ 2tо.в, (1-16)

где tо.в - время отключения выключателя; tс.з.уск - время срабатывания "ускоренной" защиты после АПВ.

Если принять Iк.макс = 3600 А, что соответствует питанию от трансформатора мощностью 10 MB* А, то при электромеханических реле РТВ минимальное допустимое сечение проводов:





:

ближайшее, стандартное сечение 70 мм2 . В этом примере:

tоткл= 0,7 + 0,7 + 2 • 0,1 = 1,6 с,

так как минимальное время отключения защиты с реле РТВ равно 0,7 с и "ускорение" после АПВ отсутствует.

При том же значении тока КЗ и tоткл= 0,2 + 0,05 + 2 • 0,1 = 0,45 с (что возможно выполнить только с помощью цифровых реле) минимальное допустимое сечение проводов:

 



ближайшее, стандартное сечение 35 мм2 .

Таким образом, по условию термической стойкости можно использовать провода в два раза меньшего сечения!

При питании от трансформатора мощностью 16 MB-А и Iк.макс = 5200 А при защите отходящих линий 10 кВ с помощью цифровых реле можно использовать провода сечением 50мм2 , а при защите на реле РТВ (или РТ-80) необходимо сечение 90 мм2.

22 Октябрь, 2014              6303              ]]>Печать]]>
1 / 5 ( Отлично )

Добавить комментарий

Ваше имя

Текст

Контрольный вопрос

Дva plus trи ? (цифрой)

Вверх страницы