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]

1-5. Расчетная проверка пригодности трансформаторов тока (ТТ) по их погрешностям

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

1-5. Расчетная проверка пригодности трансформаторов тока (ТТ) по их погрешностям

До нашего времени в распределительных электрических сетях 6 — 35 кВ большинство устройств релейной защиты выполнено на аналоговых реле. При этом значительная часть устройств РЗА - на переменном оперативном токе [5]. Расчеты РЗА в этих сетях неразрывносвязаны с расчетной проверкой трансформаторов тока.

Трансформатор тока - один из наиболее распространённых видов электрических трансформаторов - устройств, преобразующих или изменяющих параметры электрической энергии ("Transformo" на латинском языке означает "преобразую").

Измерительные трансформаторы тока (ТТ) своей первичной обмоткой включаются последовательно в измеряемую (защищаемую) цепь электроустановки, например, в линию электропередачи. Вторичная обмотка ТТ замыкается на измерительные приборы (амперметры, счётчики электрической энергии) и аппараты релейной защиты практически всех типов.

От исправности и точности работы ТТ зависит не только правильный повседневный учет электроэнергии, отпускаемой потребителям, но и бесперебойность электроснабжения потребителей и сохранность самой электроустановки, особенно при коротких замыканиях (КЗ).

Точность ТТ характеризуется их полной погрешностью в передаче значения тока и угловой погрешностью в передаче фазы измеряемого тока. Требования к точности различны для ТТ, питающих измерительные приборы, и для ТТ, питающих аппаратуру релейной защиты.

Точная работа ТТ, используемых для релейной защиты, необходима для правильного функционирования большинства типов релейной защиты: максимальных токовых защит и токовых направленных защит, дистанционных и дифференциальных защит и т.п. Лишь в относительно редких случаях применяется релейная защита, не требующая измерительных ТТ (например, защита минимального напряжения).

В «Правилах устройства электроустановок (ПУЭ)» [1] приведены чёткие требования к точности ТТ, которые были разработаны и начали применяться в конце 1970-х годов. Далее рассматриваются эти требования и методы расчетной проверки пригодности трансформаторов тока для устройств РЗА по погрешностям ТТ.

Следует отметить, что расчетное определение погрешностей ТТ в одинаковой степени важно и необходимо как при использовании традиционных электромеханических и статических аналоговых реле, так и при использовании новой аппаратуры - цифровых реле и терминалов защиты, в особенности при применении цифровых токовых защит с обратнозависимыми времятоковыми характеристиками. Это объясняется тем, что в настоящее время абсолютное большинство устройств релейной зашиты, в том числе и цифровые защиты, получают основную информацию от традиционных электромагнитных ТТ.

Общие сведения о принципе работы электромагнитных ТТ, о методах экспериментальной проверки ТТ и их нагрузки здесь не рассматриваются [см. JI 2, 3].

Требования к ТТ, используемым для релейной защиты. Все ТТ, используемые для питания аппаратуры РЗА, должны обеспечивать:

точную работу измерительных органов защиты в конкретных расчетных условиях, для чего полная погрешность трансформаторов тока не должна превышать 10% при I1pacч;

надежную (без вибрации) работу контактов измерительных органов защиты при максимальном токе КЗ I1к.макс, когда могут быть повышенные погрешности трансформаторов тока и искажение формы кривой вторичного тока;

отсутствие опасных перенапряжений во вторичных цепях трансформаторов тока при том же максимальном токе КЗ.

Таким образом, расчетная проверка трансформаторов тока состоит из расчетных проверок на 10%-ную погрешность и надежность работы реле, а также расчетного определения напряжения во вторичных цепях (рис. 1-18).



Способы расчетной проверки ТТ на 10%-ную полную погрешность (условие ε < 10 %). Рассмотрим четыре способа этой проверки (рис.1-19):

—по кривым предельной кратности (КПК) k10 = f(zн), где zн - сопротивление нагрузки ТТ, при которой ε = 10 %; используется при проектных работах или при проверке проекта перед наладочными работами, когда еще нет действительных ВАХ устанавливаемых ТТ;



 

 

 

 

 

 

- по паспортным данным ТТ: по номинальному значению zн при номинальной кратности тока kном (может обозначаться mн или nн); используется при проверке проекта для снятия ВАХ;

-по действительным ВАХ, снятым у ТТ; это основной способ определения полной погрешности ТТ перед включением электроустановки под напряжение и нагрузку;

—по типовой кривой намагничивания (КН) электротехнической стали, используемой для изготовления ТТ, Вмакс = f (Н); этот способ используется при необходимости вычисления значения полной погрешности 8 (по КПК можно определить лишь соответствие или несоответствие ТТ условию ε <= 10%).

Определение расчетного тока I1расч- Прежде чем приступить к рассмотрению каждого из четырех способов расчетной проверки ТТ на 10%-ную полную погрешность (рис.1-19), необходимо дать определение I1расч- Это безусловно ток короткого замы сания, при котором должна быть обеспечена работа ТТ с ε <= 10 % для правильного функционирования релейной защиты. Однако значения I1расч различны для разных типов защиты:

—для токовой отсечки и максимальной токовой защиты с независимой характеристикой I1расч = 1,1 * Iс.з, поскольку для этих защит точная работа трансформаторов тока требуется лишь при токе срабатывания защиты ( Iс.з); коэффициент 1,1 учитывает увеличение кратности первичного тока по сравнению с кратностью вторичного тока из-за 10%-ной погрешности трансформаторов тока;

—для максимальной токовой защиты с зависимой времятоковой характеристикой tз = f(Iк) I1расч= Iсогл, где Iсогл соответствует первичному току КЗ, при котором производится согласование по времени последующей и предыдущей защит и определяется ступень селективности Δt ; в практике эксплуатации электромеханических реле для создания некоторого запаса принимают Iсогл равным току, при котором начинается установившаяся (независимая) часть характеристики; для современных цифровых реле, у которых практически нет такой части характеристики, принимают I1расч = I1к.макс, если последующая защита имеет зависимую характеристику или I1расч = Iс.з.посл., т.е. равным такому значению тока КЗ, при котором приходит в действие последующая защита с независимой времятоковой характеристикой;

—для продольных дифференциальных защит (трансформаторов, генераторов, шин, линий) I1расч принимается равным наибольшему значению тока при внешнем КЗ, т.е. КЗ вне зоны действия дифференциальной защиты;

—для дистанционной направленной (токовой направленной) защиты линий с односторонним питанием I1расч принимается равным наибольшему значению тока КЗ в конце первой зоны защиты (в конце линии); для линий с двухсторонним питанием следует дополнительно определить ток по линии при КЗ на шинах той подстанции, где установлена рассматриваемая защита (КЗ "за спиной"); в качестве I1расч выбирается больший из этих токов КЗ.



Расчетная проверка ТТ по условию ε < 10% по кривым предельной кратности (КПК). Кривые КПК для большинства отечественных ТТ приведены в [27]. Образец КПК дан на рис. 1 -20.

Для определения по КПК допустимого значения zн, при котором ε = 10%, необходимо вычислить для конкретного расчетного тока значение k10 - предельной кратности, величины, введенной ГОСТ 7746-78 с 1980 г.:

где I1ном - первичный номинальный ток ТТ.

По КПК, соответствующей типу, классу вторичной обмотки и коэффициенту трансформации ТТ, находится значение zн (рис.1-19). В зависимости от схемы соединения ТТ и реле, и от вида защищаемой электроустановки проектировщик выбирает сечение соединительных проводов (кабелей) между ТТ и реле.

Расчетная проверка ТТ на 10%-ную погрешность по паспортным данным ТТ. На табличке ТТ или в его паспорте указывается номинальное значение кратности

тока kн (mн или nн), при котором допускается сопротивление нагрузки равное zн и обеспечивается при этом ε <= 10% (или f <= 10%   у   старых    типов   ТТ,     причем выполнение условия f <=10% вполне достаточно для максимальных токовых и дистанционных защит). Если известны фактическое расчетное значение zн факт.расч (например, из проекта) и полное сопротивление вторичной обмотки ТТ z2 (из паспорта), можно определить допустимое значение k10доп, а затем сравнить его со значением k10, полученным по выражению (1-20) для данной электроустановки. Допустимое значение кратности определяется по выражению:



Пример расчета. Для ТТ типа ТПЛ-10, обмотка класса Р, nт =100/5, известны kн= 13; zн = 0,6 Ом; z2 = 0,22 Ом. Для проверяемой защиты известны zн факт.расч =

0,31 Ом и I1расч =I1макс =1800 А.

По выражению (1-20) для этих конкретных условий:





По выражению (1-21) допустимая кратность равна:

 

 

 

Поскольку k10доп > k10, то можно считать, что погрешность ТТ не будет превышать допустимое значение 10%.

Выражение (1-21) можно использовать также при составлении задания на наладку релейной защиты. При известных параметрах ТТ и значении I1расч фактическая нагрузка ТТ не должна превышать следующего значения:



 

 

Для условий этого примера:

 

 

 

Расчетная проверка ТТ по условию ε <= 10%   по     фактической    ВАХ.   Для определения значения тока намагничивания Iнам и затем полной погрешности ТТ ε необходимо определить на вторичной обмотке ТТ напряжение U2 при расчетных условиях по выражению:



Значение zн факт.расч вычисляется по значениям zн факт, полученным в результате экспериментальной проверки ТТ. Для конкретной схемы соединения ТТ вычисляется наибольшее значение zн факт.расч в зависимости от вида КЗ. Например, для схемы "неполная звезда" наибольшее значение zн оказывается при двухфазном КЗ на защищаемой линии между фазами А и В, В и С, если ТТ установлены на фазах А и С. Для схемы "полная звезда" наибольшее zн соответствует однофазному КЗ в сетях с глухозаземленной нейтралью.

Расчетные формулы для определения zн факт.расч для разных схем соединения ТТ при разных видах КЗ приведены на следующих страницах.

По значению U2paсч по ВАХ определяется значение тока намагничивания для каждого ТТ (рис. 1-19). Далее вычисляется значение полной погрешности ТТ в процентах по выражению:



Значениедолжно быть не более 10%. Наряду с этим полученное значение < 10% может использоваться при выборе уставок дифференциальных защит.

Рассмотренный способ определения по ВАХ следует считать наиболее достоверным (при том, что ВАХ сняты в соответствии с Инструкцией).

Пользуясь этой методикой, можно в задании на наладку защиты задать контрольную точку ВАХ, ниже которой ВАХ не должна проходить. Эта точка

выбирается из условия = 10%, чему соответствует значение Iнам =0,1 • I2расч. Искомая точка будет находиться на пересечении абсциссы Iнам и ординаты U2, вычисленной по выражению (1-23).

Для уменьшения погрешностей ТТ весьма часто практикуется последовательное включение двух вторичных обмоток ТТ. "Суммарная" ВАХ располагается значительно выше, чем ВАХ одной из обмоток. Каждая ордината U2 "суммарной" ВАХ представляет собой сумму ординат ВАХ двух обмоток ТТ. Следовательно, при данном значении U2paсч ток намагничивания Iнам и полная погрешность могут оказаться значительно меньшими, чем при использовании одной из обмоток ТТ, несмотря на то, что в выражении (1-23) в этом случае следует учесть 2z2 или сумму z2 1TT+z2 2ТТ.

Для уменьшения погрешности s могут потребоваться и другие мероприятия: уменьшение сопротивления вторичной нагрузки zн факт.расч и даже замена трансформаторов тока.

Далее приводятся таблицы с расчетными формулами для определения вторичной нагрузки трансформаторов тока zн факт.расч в типовых схемах релейной защиты.

Расчетные формулы для определения вторичной нагрузки трансформаторов тока zн факт.расч



Расчет полной погрешности ТТ по типовой кривой намагничивания (КН)

электротехнической стали и параметрам конкретного ТТ. Этот способ используется у нас относительно редко. Необходимые данные для расчета:

—типовая кривая намагничивания стали, из которой выполняются магнитопроводы ТТ Вмакс = f(H), где Вмакс - максимальная индукция (в теслах) в магнитопроводе ТТ, Н - действующее значение напряженности поля (в амперах на метр) в магнитопроводе ТТ;

-параметры ТТ: Q - сечение магнитопроводе в метрах в квадрате; w2 - действительное число витков во вторичной обмотке; Lcp - средняя длина магнитной силовой линии (длина пути) в магнитопроводе, в метрах.

Вычисление тока намагничивания производится следующим образом: -определяется значение Вмакс по выражению:



где U2pacч определяется по выражению (1-23), а значение частоты f = 50 Гц;

-по кривой намагничивания находится значение Н, соответствующее вычисленному значению Вмакс (рис. 1-19); при этом для запаса принимается КН наихудшего из допустимых сортов электротехнической стали;

-определяется в амперах действующее значение Iнам, приведенное к вторичной стороне ТТ, по выражению:





Полная погрешность ТТ в процентах определяется по выражению (1-25).

Проверка ТТ по второму условию: fмакс<=fдoп при максимальном значении тока КЗ I1к.макс (рис.1-18). Порядок определения максимального значения токовой погрешности fмакс следующий:

-вычисляется максимальная кратность тока КЗ по отношению к первичному номинальному току ТТ по выражению:





-определяется максимальное значение коэффициента А:

 

 

 

 



где k10 доп - допустимая кратность тока КЗ, соответствующая = 10% при zн факт расч; может быть определена расчетом или графически по соответствующей кривой предельной кратности (рис. 1-20,a);

- определяется fмакс по зависимости А = ψ (f), которая приведена на рис. 1 -20,6.

-сравнивается полученное значение fмакс с допустимым значением fдоп, при котором обеспечивается надежное замыкание контактов электромеханических реле (ЭТ-520, РТ-40, ИМБ, РБМ), а также правильная ориентация направленных реле всех типов и заданная времятоковая характеристика дисковых индукционных реле (ИТ-80, РТ-80).



 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

На основании результатов исследований различных типов реле можно ориентироваться на следующие значения fдоп в процентах:

 

 

 

 

 

 

 

Для правильной ориентации статических реле направления мощности и различных реле сопротивления (дистанционных) главным условием является ограничение угловой погрешности ТТ δ , которая при f = 50% соответствует 45°.

Если выполнено условие fмакс <=fдоп то обеспечивается надежное функционирование проверяемых типов реле при максимальных значениях токов КЗ. В Руководящих материалах РАО "ЕЭС России", как и бывшего Минэнерго, указано, что такая проверка должна производиться не только перед включением новой электроустановки, но и в тех случаях, когда предполагается увеличение значения тока КЗ, в течение всего периода эксплуатации.

Что делать, если в результате расчета оказалось fмакс>fдоп? Следует рассмотреть несколько возможных мероприятий:

-  замена существующих реле на такие, у которых выше значение бдоп, например, заменить реле РБМ-178 на реле РМ-12; также не следует оставлять в эксплуатации токовые защиты с реле ЭТ-520, а заменять их современными цифровыми токовыми защитами;

 - уменьшение погрешности fмакс, что можно осуществить либо уменьшением значения zн.факт.расч, либо уменьшением kмакс путем увеличения коэффициента трансформации ТТ и, следовательно, I1ном.ТТ либо путем последовательного включения двух вторичных обмоток ТТ; каждое из этих мероприятий даст снижение fмакс на какое-то количество процентов, и эти проценты можно сложить (арифметически); рассмотренная методика и зависимостьна   рис. 1-20,6 позволяют легко произвести эти расчеты.

Последовательное включение двух вторичных обмоток ТТ. Если предполагается включить две обмотки одного класса, эффективность этого мероприятия оценивается следующим образом:

-по соответствующей кривой предельной кратности (рис. 1-20,а) определяется k10доп для 0,5 zн.факт.расч, считая что фактическая нагрузка распределится между обмотками как бы поровну;

-по новому, большему значению k10доп определяется коэффициент Амакс по выражению (1-29), который может оказаться значительно меньшим, чем в случае использования только одной обмотки этого ТТ;

-для меньшего значения Амакс определяется по рис. 1-20,б новое, меньшее значение fмакс.

Если предполагается включить последовательно две вторичные обмотки разных классов (например, "Р" и "0,5"), то необходимо для определения нового значения k10доп построить суммарную кривую предельных кратностей. Эта кривая ляжет правее КПК для класса "Р" и, следовательно, при том же значении zн.факт.расч получим большее k10доп.

Если предполагается использовать для последовательного включения две обмотки уже имеющихся ТТ, то необходимо снять суммарную ВАХ. Суммарная ВАХ проходит значительно выше, чем ВАХ одной из обмоток ТТ. И несмотря на то, что в выражение (1-23) вместо z2 необходимо ввести 2z2 или сумму z2 каждой из обмоток, значение Iнам и, следовательно, будет существенно меньше, чем при использовании одной из обмоток ТТ.

Проверка ТТ по третьему условию: U2 макс <= U2доп. Значение U2 макс на зажимах вторичной обмотки ТТ определяется по выражению:


где I1к.макс - действующее значение периодической составляющей тока КЗ (влияние апериодической составляющей этого тока путем введения увеличивающих коэффициентов с 1980-х годов не учитывается).

Значение U2 доп по «Правилам» равно испытательному напряжению 1000 В, которое должно прикладываться к вторичным цепям защиты в течение 1 мин при частоте 50 Гц.

Практически для ТТ с I2 ном = 5 А это условие всегда выполняется. Исключения могут быть при расчетной проверке цепей дифференциальных защит трансформаторов, выполненных на переменном оперативном токе, в режиме после дешунтирования электромагнита управления коммутационным аппаратом.

Для ТТ с I2 ном = 1 А в сетях выше 110 кВ с невыполнением этого условия пришлось столкнуться в 1980-х годах, когда на эти ТТ включались шкафы и панели с электромеханическими реле, а также в других случаях.

В связи с этим "Атомэнергопроектом" Минэнерго СССР было выпущено Информационное сообщение N31-3 от 12.12.84, в котором даются рекомендации по переносу защитного заземления ТТ в другую точку вторичных цепей по сравнению с заземлением по типовым схемам. Это относится к схемам соединения ТТ "полная звезда" и "треугольник", но не относится к схеме "неполная звезда". Перенос точки заземления от места установки ТТ позволяет существенно уменьшить расчетное значение U2 макс, но делается это лишь в случаях невыполнения условия U2 макс <= U2 доп.

Использование статических аналоговых реле и комплектных устройств защиты и, особенно, цифровых терминалов существенно снижает нагрузку на ТТ, т.к. эти устройства имеют

значительно меньшее потребление мощности от ТТ.

Особенности расчетной проверки ТТ, используемых для релейной защиты на переменном оперативном токе. Большинство схем релейной защиты на переменном оперативном токе выполнены либо с электромеханическими реле прямого действия типа РТВ (реле тока с обратнозависимой времятоковой характеристикой), либо с так называемыми дешунтирующими реле типов РТ-85, РТ-95 (дисковые реле тока с обратнозависимой времятоковой характеристикой) или типа РП-341 (промежуточное выходное реле максимальной токовой защиты с независимой времятоковой характеристикой). Одна из таких схем показана на рис.1-5.

Дешунтирующие реле имеют усиленные переключающие контакты, которые в нормальном режиме работы электроустановки шунтируют электромагнит управления (ЭУ) коммутационного аппарата (выключателя или короткозамыкателя), а после срабатывания защиты переключаются и дешунтируют этот электромагнит. После дешунтирования ЭУ подключается к ТТ, значительно увеличивая при этом

сопротивление его вторичной нагрузки zн, в 3 - 5 раз и более, что может вызвать повышение полной (и токовой) погрешности выше 10% и вплоть до 50 - 70%. Задачами расчетной проверки ТТ в таких случаях являются: вычисление значения повышенной токовой погрешности f > 10% и определение невозможности возврата дешунтирующих реле (из-за уменьшения значения вторичного тока I после дешунтирования ЭУ), а также определение надежности срабатывания дешунтированного ЭУ.

Подобная задача ставится и при расчетной проверке ТТ, питающих защиту с реле прямого действия РТМ и РТВ, которые сами выполняют функции ЭУ. Для таких ТТ допускается токовая погрешность f > 10% при условии, что при этом будет обеспечено надежное срабатывание реле защиты с необходимыми значениями коэффициентов чувствительности. Методика и примеры расчетной проверки ТТ для различных схем релейной защиты линий и трансформаторов напряжением от 6 до 110 кВ, выполненных на переменном оперативном токе, рассматриваются далее.

Релейная защита на переменном оперативном токе и роль трансформаторов тока в обеспечении надежности ее работы. Релейная защита в распределительных электрических сетях напряжением 6 и 10 кВ и до 110кВ включительно весьма часто выполняется на переменном оперативном токе. Это объясняется тем, что на относительно небольших подстанциях и распределительных пунктах этих сетей обычно из экономических соображений не устанавливаются аккумуляторные батареи или выпрямительные агрегаты (в отличие от электростанций и крупных подстанций промышленных предприятий).

Особенность использования трансформаторов тока (ТТ) в схемах релейной защиты на переменном оперативном токе заключается в том, что в этих схемах ТТ являются не только источником информации для измерительных органов защиты (токовой, дистанционной, дифференциальной, направленной), но также источником оперативного тока.

Оперативный ток. Оперативным называют переменный (или постоянный) ток, обеспечивающий работу:

—логических элементов защиты (реле времени, промежуточных и сигнальных реле):

-электромагнитов (катушек) управления коммутационных аппаратов (отключающих катушек ЭО выключателей, включающих катушек ВК короткозамыкателей и выключателей и т.п.);

— выпрямительных устройств, предназначенных для питания защит и аппаратов, работающих на выпрямленном (постоянном) оперативном токе; от ТТ питаются выпрямительные устройства, получившие название "блоки питания токовые" (БПТ);

-зарядных устройств (УЗ, БПЗ), т.е. выпрямительных устройств, предназначенных для заряда специальных конденсаторных батарей (БК), которые в нужный момент отдают заранее накопленную в конденсаторах энергию электромагнитам управления (например, отключающей катушке автоматического отделителя, установленного на стотюне 110 кВ силового трансформатора, что позволяет отключить от сети поврежденный трансформатор, причем в тот момент, когда на подстанции может отсутствовать напряжение и ток, и предварительно заряженная батарея конденсаторов БК является единственным источником оперативного тока, разумеется, если нет аккумуляторной батареи).

Источники оперативного тока. Источниками оперативного тока могут служить: —аккумуляторные батареи с собственными зарядными устройствами; это самый надежный и независимый источник оперативного тока, но слишком дорогостоящий для небольших подстанций распределительных сетей;

—выпрямительные устройства - блоки питания, получающие на входе переменный ток (БПТ) или переменное напряжение (БПН) соответственно от трансформаторов тока ТТ или трансформаторов напряжения ТН или от трансформаторов собственных нужд ТСН, и выдающие на общие шинки выпрямленный (постоянный)оперативный ток 110 В или 220 В; этот вид оперативного тока используется для питания сложных ступенчатых защит и другой аппаратуры, рассчитанной на постоянный оперативный ток;

—предварительно заряженные батареи конденсаторов БК со специальными зарядными устройствами БПЗ, получающими на входе переменный ток от ТТ или переменное напряжение от ТН или ТСН;

-трансформаторы напряжения или ТСН, которые могут обеспечить оперативным током только те устройства защиты, которые не предназначены для работы при коротких замыканиях (КЗ), когда возможны глубокие снижения напряжения, или при полном погашении подстанции, например, защиты от перегрузки, от снижения уровня масла в трансформаторе и т.п.

—трансформаторы тока, питающие те устройства защиты, которые предназначены для срабатывания при КЗ (максимальные токовые, дифференциальные, токовые направленные), а также электромагниты управления тех коммутационных аппаратов, на которые воздействуют эти защиты; очень часто эти же ТТ используются и для питания измерительных органов соответствующей защиты.

Для обеспечения надежной работы релейной защиты в сетях 35 кВ и выше используются, как правило, комбинации из нескольких источников оперативного тока. В распределительных сетях 6 и 10 кВ в городах и в сельской местности источником оперативного тока обычно являются только ТТ защищаемого присоединения. Такие схемы и являются в точном смысле схемами релейной защиты на переменном оперативном токе. Они могут быть разделены на два вида:

—схемы с дешунтированием ЭУ и

—схемы с реле прямого действия (РТМ и РТВ), которые сами же выполняют функции ЭУ выключателя.

Основной особенностью работы ТТ в этих схемах при КЗ является возможность увеличения полной погрешности ТТ по сравнению с принятой нормой =10%.

Задачей рассматриваемых далее расчетов является определение значений погрешностей ТТи f, превышающих норму (10%), и проверка надежности функционирования в этих условиях релейной защиты и ЭУ коммутационных аппаратов защищаемого элемента электроустановки.

Расчеты для схем релейной защиты с дешунтированием ЭУ коммутационных аппаратов (ОК и ВК). Схемы релейной защиты с дешунтированием ЭУ могут быть двух видов в зависимости от типов реле, дешунтирующих ЭУ:

-схемы максимальных токовых защит с дисковыми индукционными реле типов РТ-85 и РТ-95, которые имеют специальные усиленные контакты для дешунтирования ЭУ;

—схемы ступенчатых максимальных токовых защит с независимой времятоковой характеристикой, дифференциальных защит, направленных токовых защит, которые имеют в своем составе специальные выходные промежуточные реле типов РП-341 и РП-361 с усиленными контактами для деигунтирования ЭУ.

Для обеспечения надежной работы этих схем при КЗ необходимо, чтобы ТТ работали с погрешностью(и f <= 10%) до момента дешунтирования ЭУ, а после дешунтирования ЭУ необходимо чтобы возросшая погрешность ТТ не привела бы к такому уменьшению вторичного тока, при котором может произойти возврат дешунтирующих реле, т.е. отказ защиты. Для этого Правила [Л1] требуют производить дополнительно расчетную проверку чувствительности защиты в режиме после дешунтирования ЭУ с учетом максимально возможного значения погрешности ТТ (fмакс), а также производить проверку чувствительности дешунтированных ЭУ. Таким образом проверка допустимости использования схем релейной защиты с дешунтированием ЭУ непосредственно связана с расчетной проверкой ТТ. Рассмотрим эти расчеты применительно к типовым схемам защиты с дисковыми реле РТ-85 (РТ-95) и схемам со специальными выходными реле РП-341 (РП-361), а также им подобным.

Схема максимальной токовой защиты с дисковыми реле РТ-85. Типовая двухфазная двухрелейная схема защиты с двумя дешунтируемыми ЭО приведена на рис.1-5. Эта схема используется главным образом для линий 6 и 10 кВ, но в ряде случаев применяется также для защиты силовых трансформаторов с высшим напряжением 10(6) кВ, секционных выключателей 10(6) кВ, вводов низшего напряжения у трансформаторов 110/10 кВ, 35/10 кВ и т.п., а иногда и тупиковых линий напряжением до 35 кВ. Применение в этой схеме реле типа РТ-85 обеспечивает, как известно, возможность выполнения двухступенчатой токовой защиты, первой ступенью которой является быстродействующая токовая отсечка (электромагнитный элемент этого реле), а второй - максимальная токовая защита с обратнозависимой времятоковой характеристикой (индукционный элемент).

Как видно из рис.1-5, после срабатывания дешунтирующих реле Р (например, РТ- 85) происходит переключение его контактов таким образом, что электромагниты управления (отключения) оказываются подключенными к соответствующему ТТ. Из-за этого резко возрастает сопротивление вторичной нагрузки zн.факт и соответственно zн.факт.расч (особенно при двухфазном КЗ фаз АВ или ВС). Следовательно, уменьшается ток в реле I2, а ток намагничивания, полная и токовая погрешности ТТ - возрастают. Как указывалось выше, для предотвращения возврата реле PI, Р2 необходимо расчетом определить коэффициент чувствительности защиты в режиме после дешунтирования OKI (ОК2) по выражению (1-6):



где I 1 к.мин - минимальное значение тока при двухфазном КЗ в конце защищаемого участка, A; f <ыги>макc - наибольшее значение токовой погрешности ТТ в процентах; Iс.з. - первичное значение тока срабатывания защиты или отсечки, А; kв - коэффициент возврата реле (отношение тока возврата к току срабатывания реле).

Надо обратить внимание, что у электромагнитного элемента реле РТ-85, производящего при срабатывании переключение контактов и дешунтирование ЭУ,

очень низкий коэффициент возврата: kв = 0,3 - 0,4. Эта особенность конструкции реле в данном случае играет положительную роль, "удерживая" реле в сработавшем состоянии, несмотря на увеличение погрешности вплоть до 60 - 70%. Даже при такой погрешности ТТ значение коэффициента чувствительности защиты kч.з. практически не снижается, что свидетельствует о невозможности возврата реле РТ-85 после его срабатывания и дешунтирования ЭУ.

Однако в отличие от электромеханических реле у их полупроводниковых аналогов значения коэффициента возврата близки к 1. Таким образом, в случаях использования принципа дешунтирования ЭУ в полупроводниковых защитах необходимо предусмотреть специальные мероприятия, предотвращающие возврат дешунтирующих органов после их срабатывания и дешунтирования ЭУ, если коэффициент чувствительности кчз оказывается меньше, чем требуется по «Правилам».

Чувствительность ЭО в схеме на рис.1-5 и подобных схемах проверяется отдельно по выражению, аналогичному выражению (1-6), но без учета коэффициента возврата, т.е. по выражению (1-7):



где Iс.ЭО - ток срабатывания стандартной отключающей катушки, равный, как правило, 5А (РТМ) или 3,5А (Эотт); nт - коэффициент трансформации трансформаторов тока. Коэффициент схемы для схемы на рис.1-5 равен 1 и не указывается; для других схем, где kсх не равен 1, этот коэффициент должен учитываться.

Минимальное значение коэффициента чувствительности для ЭО, обеспечивающее их надежное срабатывание, должно быть приблизительно на 20% больше чем для соответствующих защит: kч.ЭО = 1,2 • kч.з..

Например, для максимальной токовой защиты при срабатывании в основной зоне требуется kч = 1,5, а для ЭО kч = 1,8. В зоне дальнего резервирования требуется для защиты kч = 1,2, а для ЭО kч = 1,44.

При такой раздельной проверке чувствительности РЗ и ЭО не требуется согласование их токов срабатывания, и поэтому ток срабатывания защиты (реле) может выбираться большим или меньшим, чем ток срабатывания ЭО.

Определение максимального значения токовой погрешности ТТ fмакс. Токовая погрешность ТТ, превышающая 10%, определяется расчетом по зависимости (рис. 1-20), при таком значении тока КЗ, при котором обеспечивается надежное срабатывание токовой отсечки, а если она не используется, то максимальной токовой защиты, и соответственно обеспечивается срабатывание ЭО. Коэффициент А определяется по выражению (1-29), а значения максимальной кратности по следующим выражениям:


где Iс.з. - ток срабатывания отсечки, а если она не используется, то максимальной токовой защиты, А; Iс.ЭО - ток срабатывания ЭО, A; I1ном.Т - первичный номинальный ток ТТ, А; kч - коэффициент чувствительности, равный примерно 1,5 для максимальной токовой защиты, 1,2 - для токовой отсечки линии, 1,8 - для ЭО. Если защищается трансформатор, то для токовой отсечки kч= 2, а для ЭО - около 2,4.

Значение допустимой предельной кратности k10доп, соответствующей полной погрешности ТТ = 10% при заданном сопротивлении zн.факт.расч, может быть определено либо расчетом , либо графически по соответствующей кривой предельной кратности (рис. 1-20,а).

Пример расчета fмакс для схемы защиты, приведенной на рис.1-5,а. Наибольшее значение сопротивления вторичной нагрузки ТТ имеет место при двухфазном КЗ фаз АВ или ВС в режиме после дешунтирования ЭО:



где rпр - сопротивление фазного провода от ТТ до реле и принятое равным ему сопротивление обратного провода схемы; zp - сопротивление реле РТ-85 при токе срабатывания; z <ыги>ЭО - сопротивление ЭО при токе срабатывания; zпep - сопротивление контактов, принятое равным 0,1 Ом.

Сопротивлению нагрузки 2,5 Ом соответствует значение k10доп = 4 (рис. 1-20,а). Кратность кмакс при токе срабатывания отсечки равном, например, 700 А определяется по выражению: kмакс = 1,2 • 700/50= 16,8, где 50 А - первичный номинальный ток ТТ в этом примере. По выражению (1-29) коэффициент А = 16,8 / 4 = 4,2, а токовая погрешность fмакс = 65% (рис.1-20,б).

Для токовой отсечки характерны большие кратности тока срабатывания по отношению к току срабатывания максимальной токовой защиты (индукционного элемента РТ-80) и еще большие кратности по отношению к первичному номинальному току ТТ. Но и при таком большом значении погрешности ТТ возврат реле РТ-85 после дешунтирования ЭО не произойдет, поскольку значение коэффициента чувствительности остается примерно таким же, как и до дешунтирования ЭО.

Если токовая отсечка на линии не используется, то может оказаться, что и после дешунтирования ЭО погрешность ТТ не превышает 10%. Например, ток срабатывания максимальной токовой защиты с независимой характеристикой (с реле РТ-95) Iс.з. =3I1ном.Т. По выражению (1-20) k10 = 1,1 • Iс.з. / Iном.т = 3,3. По рис. 1-20 определяем, что допустимо zн = 3 Ом > zн.расч = 2,5 Ом и, следовательно, значение f в данном примере на более 10%.

Для токовых защит с обратно зависимой характеристикой погрешность ТТ определяется при токе согласования или токе перехода характеристики в независимую часть (для реле РТ-80 соответствует 5- 8 Iс.з.). Для рассматриваемого примера значение f находится в пределах 60 - 70%, т.е. также как в расчете для токовой отсечки.

Токи срабатывания стандартных ЭО составляют 5 или 3,5 А, т.е. равны или меньше I2ном.T (5 А). При этом значения предельной кратности k10 не превышают 1,5 и, как правило, f < 1 0%.

Проверка точности работы индукционного элемента реле серии РТ-80. Для точной работы реле РТ-80 необходимо обеспечить, чтобы f <= 50% при максимальном значении тока КЗ через защиту. Сопротивление zн.расч. определяется в режиме до дешунтирования ЭО, т.е. без учета сопротивления ЭО.

Например, kмакс= I1 к.макс/ I 1ном.тт =27. Значению zн.факт.расч= 0,3 Ом соответствует k10доп = 18 (определяется по соответствующей кривой предельных

кратностей, рис. 1-20,а). Коэффициент А = 27 / 18=1,5. По зависимости на рис. 1-20,6 определяется f = 30%, что менее fдоп= 50%. Следовательно, точная работа индукционного элемента реле РТ-80 будет обеспечена во всем диапазоне токов КЗ меньших, чем ток срабатывания электромагнитного элемента (отсечки).

Проверка надежности работы дешунтирующих контактов реле РТ-85. По данным завода-изготовителя контакты реле РТ-85 способны производить дешунтирование ЭО при токах, не превышающих 150 А при сопротивлении дешунтируемой цепи не более 4,5 Ом. В некоторых случаях при увеличении значений токов КЗ в процессе эксплуатации приходится решать вопрос о возможности дальнейшего использования схемы защиты с дешунтированием ЭО на всех или на части элементов 6(10) кВ, если I = Iк / nт >150 А. Однако при этом рекомендуется уточнить значение I с учетом действительной токовой погрешности трансформаторов тока f, которая может быть определена по рассмотренной выше методике. Уточненное значение вторичного тока КЗ, дешунтируемого контактами реле РТ-85, определяется по выражению:



где I1к.макс - максимальное первичное значение тока КЗ в месте установки защиты, А; kсх - коэффициент схемы, принимаемый для схемы неполной звезды (рис.1-5) равным 1; nт - коэффициент трансформации ТТ; k= 1,2- коэффициент запаса, учитывающий возможность использования лучших сортов электротехнической стали для изготовления магнитопроводов ТТ; f - токовая погрешность ТТ в процентах, определяемая по рассмотренной выше методике; при этом zн.расч определяется без учета дешунтируемых ЭО, поскольку регламентируется ток до дешунтирования ЭО.

Например, при I= 1600 А и nт = 50/5 формально подсчитанное значение I = 160 А. Но при zн.расч = 0,3 Ом, k10доп = 18, kмакс =1600 / 50=32, коэффициент

А = 32/ 18= 1,8, значение f = 38%, I' =110А< 150 А. И таким образом схема с дешунтированием ЭО может быть оставлена в работе.

Трехрелейная схема защиты с реле РТ-85 при двух ЭО. Трехрелейная схема защиты применяется в тех случаях, когда максимальная токовая защита имеет достаточную чувствительность при трехфазном КЗ за трансформатором 6(10)/0,4 кВ со схемой соединения обмоток треугольник-звезда-11. Добавление третьего реле обеспечивает такую же чувствительность и при всех видах двухфазных КЗ за этим трансформатором, в то время как двухрелейная схема (рис.1-5) при двухфазном КЗ может иметь в два раза меньшую чувствительность. Трехрелейная схема может применяться для собственной защиты таких трансформаторов, а также для защиты линий 6(10) кВ, питающих подобные трансформаторы. Трехрелейная схема может также применяться для защиты небольших трансформаторов 35 кВ со схемой соединения обмоток звезда-треугольник-11 (не имеющих дифференциальной защиты) и линий, питающих трансформаторы с такой схемой соединения обмоток.

Для выполнения трехрелейной схемы защиты при двух ЭО, имеющихся в приводе выключателя, требуется произвести перемонтаж в дополнительно устанавливаемом реле (РЗ) типа РТ-85 для раздельного вывода на внешние зажимы реле его катушки, замыкающего (1) и размыкающего (2) контактов. Замыкающий контакт 1 включается параллельно с аналогичным замыкающим контактом 1 реле Р1, а размыкающий контакт 2 включается последовательно с аналогичным контактом 2 реле Р1. Таким образом, оба реле - Р1 и РЗ, при срабатывании вместе или по отдельности, производят дешунтирование одной и той же отключающей катушки (301) (рис.1-5). Катушка третьего реле РЗ включается в обратный провод схемы неполной звезды трансформаторов тока, где в нормальном режиме проходит ток фазы В (с обратным знаком).

Коэффициент чувствительности для защиты, выполненной по такой схеме, в режиме после дешунтирования ЭО определяется по выражению, в котором минимальное значение тока Iк.мин принимается равным току при трехфазном КЗ за трансформатором со схемой соединения обмоток треугольник-звезда или звезда- треугольник-11. Коэффициент чувствительности для ЭО определяется по выражению, в котором значение тока Iк.мин принимается равным половине тока трехфазного КЗ за этим же трансформатором. Таким образом, эта схема эффективна, если ток срабатывания ЭО по крайней мере в 2 раза меньше тока срабатывания реле защиты, что вполне реально.

Определение токовой погрешности трансформаторов тока после дешунтирования ЭО производится таким же образом, как и для схемы на рис.1-5, но с учетом того, что максимальное расчетное значение zн расч = Зrпр + 3zp + zЭО + znep при двухфазном КЗ за трансформаторами с указанными схемами соединения обмоток.

Принимая во внимание небольшие значения zp и rпр в комплектных распределительных устройствах (КРУ) 6 и 10 кВ по сравнению с zЭО, очевидно, что суммарные значения zн для схемы защиты с двумя или тремя реле различаются незначительно. Если для рассмотренного выше примера zн для схемы на рис.1-5 было равно 2,5 Ом, то для схемы с тремя реле при тех же условиях - 2,75 Ом. Для случая трех реле и трех ЭО zн расч резко возрастает за счет утроенного значения zЭО (для того же примера 7,35 Ом).

Проверка точности и надежности работы реле РТ-85 для трехрелейных схем производится также, как рассмотрено выше.

Защита трансформаторов и линий, выполняемая по схеме с дешунтированием электромагнитов отключения ЭO1 и ЭO2 (отключающих или включающих катушек) с помощью специальных дешунтирующих реле типа РП- 341 (РП-361).

Не касаясь выбора параметров срабатывания защит, рассмотрим лишь условия проверки чувствительности дифференциальной и максимальной токовой защит трансформаторов, а также ЭО выключателей и ВК короткозамыкателей в режиме после дешунтирования ЭО с учетом погрешности ТТ для схемы защиты рис. 1-21.



Проверка чувствительности измерительных органов (реле дифференциальной и максимальной токовой защит), токового реле времени (РВМ, РСВ) и дешунтирующих реле типа РП-341 (РП-361), показанных на рис. 1-21, должна производится по выражению для вторичных токов, т.е. токов, проходящих в реле во время КЗ в защищаемой зоне:

 

где Ic р - ток срабатывания реле, причем принимается большее значение из токов срабатывания реле максимальной и дифференциальной защит и дешунтирующего реле типа РП-341, А; kв - коэффициент возврата реле; ориентировочно принимается для РТ- 40 не более 0,8, а для реле РП-341 - не более 0,4 и уточняется после наладки защиты; I2к.мин - ток в реле при металлическом КЗ в конце защищаемой зоны в минимальном режиме питающей энергосистемы; значение этого тока зависит от схемы соединения обмоток и наличия РПН защищаемого трансформатора, от схемы соединения трансформаторов тока защиты и вида КЗ, A; f - токовая погрешность ТТ в режиме после дешунтирования ЭО, проценты.

Чувствительность ЭО определяется по выражению:



где все обозначения - см. выше, кроме коэффициента kу , о котором сказано далее.

Для типовой схемы защиты трансформаторов на переменном оперативном токе, в которой реле типа РП-341 самоудерживаются после срабатывания, расчетную проверку чувствительности измерительных органов защиты и реле времени (токового) типов РВМ-12(13), РСВ-13 достаточно произвести для режима до дешунтирования ЭО, поскольку после дешунтирования их возврат уже не может вызвать возврат реле РП- 341 и отказ функционирования защиты (рис. 1-21). Проверка чувствительности должна производиться только для реле типа РП-341. При этой проверке надо помнить, что для трехобмоточных трансформаторов со стандартной схемой соединения обмоток, как правило, защита выполняется тремя измерительными органами (например, три реле ДЗТ-11), а реле РП-341 могут быть установлены лишь два по числу дешунтируемых ЭО. В этом случае при определении чувствительности реле (kч р) необходимо учесть kу = 2, т.к. I2к.мин для проверки чувствительности РП-341 будет в действительности в два раза меньше, чем для проверки чувствительности измерительных органов защиты. Однако относительно низкий коэффициент возврата реле РП-341 и небольшое значение его тока срабатывания (5 А или 2,5 А) способствуют получению достаточного коэффициента чувствительности защиты, несмотря на учет коэффициента kу и на возможные значения f > 10%.

Чувствительность ЭО при тех же условиях оказывается значительно ниже из-за отсутствия такого понятия как коэффициент возврата ЭО, а коэффициент чувствительности для ЭО требуется на 20% выше, чем для защиты. Если для дифференциальной защиты kч= 2, то для ЭО kч= 2,4. Такое значение kч практически не может быть обеспечено для защиты трансформаторов небольшой мощности, например, трансформаторов 110 кВ мощностью 2,5 и 6,3 MB-А при встроенных ТТ типа ТВТ-110 с nт< 150/5 даже при условии, что их погрешность не превышает 10%. Практически же как раз у этих типов ТТ погрешности могут превышать 10%. Кроме того, при двух ЭО коэффициент kу = 2 (см. выше)

Надо также отметить, что для этих ТТ не может быть использована методика определения значения f >10% по зависимости                                Для  них   рекомендуется определять полную погрешность , равную току намагничивания I*нам, по фактическим вольтамперным характеристикам ТТ или по типовой кривой намагничивания стали и параметрам трансформаторов тока (рис.1-19).

Для трансформаторов 110 кВ большей мощности и трансформаторов 35 кВ схемы с дешунтированием ЭО имеют широкое распространение.

Расчетная проверка трансформаторов тока в схемах защиты на реле прямого действия. Схемы токовых защит на реле прямого действия являются наиболее простыми и дешевыми, т.к. эти реле выполняют также функции электромагнитов (катушек) отключения выключателей. При срабатывании они выбивают "защелку" привода выключателя, который отключается за счет энергии, например, предварительно сжатых пружин или предварительно поднятого груза. Однако для своего срабатывания реле прямого действия требуют значительную мощность от ТТ (десятки вольт-ампер). Соответственно велико и значение сопротивления вторичной нагрузки ТТ zн.факт (более одного ома). Погрешности ТТ при этом могут оказаться значительно больше 10%! Задачей расчетной проверки ТТ в этих схемах защиты явля­ется определение повышенных значений токовой погрешности ТТ и проверка чувстви­тельности реле защиты при КЗ с учетом наибольшей возможной погрешности ТТ.

Схема защиты линий 6 и 10 кВ с реле прямого действия. Двухступенчатая токовая защита выполняется на реле РТМ (токовая отсечка) и РТВ (максимальная токовая защита с обратнозависимой времятоковой характеристикой). В качестве типовой принимается двухфазная двухрелейная схема (рис. 1-22,я). Для защиты трансформаторов со схемой соединения обмоток треугольник-звезда устанавливается третье реле РТВ (на рис. 1-22 реле 5), повышающее чувствительность защиты при двухфазных КЗ.



 


 

Чувствительность токовых защит с реле прямого действия следует проверять с учетом действительной токовой погрешности ТТ по выражению, аналогичному (1-6):

 

 

 

 

Проверка ТТ на 10%-ную погрешность для схемы защиты на рис. 1-22,а производится при токе срабатывания отсечки и, как правило, значение предельной кратности k10 оказывается весьма большим, а допустимое значение zн - маленьким. А фактическое значение расчетного сопротивления нагрузки zн.расч в этой схеме велико за счет сопротивления реле РТВ (при токе срабатывания 5 А - около 3 - 4 Ом, при 10 А - около 1 Ом). В результате расчета часто оказывается, что f > 10%. В этих случаях следует рассчитать действительную токовую погрешность трансформаторов тока по кривой на рис. 1-20,б, а затем определить значение k <ыги>ч для токовой отсечки по выражению (1-6а). Если оказывается, что значение коэффициента чувствительности существенно ниже 1,2 для защиты линии или 2 для защиты трансформатора (или блока линия-трансформатор), следует рассмотреть несколько вариантов мероприятий для повышения чувствительности токовой отсечки и максимальной токовой защиты. Например, заменить ТТ на более мощные или с более высоким первичным номинальным током, перейти на схему с реле типа РТ-85 и т.д. В том числе следует рассмотреть наиболее дешевый и простой вариант раздельного включения реле РТМ и РТВ на обмотки классов Р и 0,5 установленных ТТ (рис. 1-22,6). Такая схема при определенных условиях допускается Правилами. При этом часто оказывается, что и для токовой отсечки и для максимальной токовой защиты обеспечиваются погрешности ТТ менее 10% за счет разных расчетных условий проверки ТТ на 10%-ную погрешность. Наряду с этим реле РТМ не снижает точность работы измерительных приборов, включенных на обмотку класса 0,5. Покажем это на одном из характерных примеров.

Пример. Для защиты линии 10 кВ, питающей трансформатор мощностью 1000 кВ-А со схемой соединения обмоток треугольник - звезда - 11, выбраны токи срабатывания: максимальной токовой защиты Iс.з. = 200 А (примерно 350% номинального тока трансформатора) и токовой отсечки Iс.о = 1000 А (по условию несрабатывания отсечки при КЗ за трансформатором, ток КЗ 650 А). Реле типа PTB-I и PTM-III привода типа ПП-67, ТТ типа ТПЛ-10, nт = 100/5 (рис. 1-23).

Производится проверка на 10%-ную погрешность ТТ класса Р (схема на рис.1- 22,а) при токе срабатывания отсечки в следующем порядке. Определяется предельная кратность k10 = 1,1 • Iс.о / Iном.T = 1,1 • 1000 / 100 = 11. По кривой предельных кратностей (рис. 1-20,а) определяется допустимое значение сопротивления нагрузки zн.доп = 0,8 Ом, при котором = 10%, а токовая погрешность f < 10%.

Рассчитывается фактическое сопротивление нагрузки ТТ в схеме на рис. 1-22,а: zн.расч= 2rпр + zРТМ+ 2zРТВ + rпер.

Примем rпр =0,05 Ом, rпер =0,05 - 0,1 Ом.

Сопротивление реле РТМ при уставке тока срабатывания Iс.р = 1000 / 20 = 50 А равно zРТМ = 0,8 • S / I2с.р = 0,8 • 345 / 502 = 0,11 Ом,

где S - потребляемая мощность при втянутом якоре реле и токе срабатывания, В-А; коэффициент 0,8 учитывает, что расцепление механизма привода выключателя при срабатывании реле РТМ происходит несколько раньше, чем якорь реле полностью втянется и дойдет до упора, и сопротивление реле станет равным значению, указанному заводом-изготовителем для втянутого положения якоря.

Сопротивление реле РТВ при токе срабатывания Iс.р = 200 / 20 = 10 А равно zРТВ = 113 / 102 = 1,13 Ом, где S -потребляемая мощность реле при токе срабатывания 10 А и втянутом якоре (по данным завода - изготовителя). Сопротивление реле РТВ рассчитывается для втянутого положения якоря, если ток срабатывания последовательно включенного реле РТМ превышает ток срабатывания РТВ примерно в 2 раза для реле PTB-I, II, III и в 3 - 4 раза для реле PTB-IV, V, VI. В этих случаях якоря (сердечники) обоих реле при срабатывании реле втягиваются одновременно и быстро: с временем около 0,02 с. Но с учетом снижения сопротивления реле при больших токах можно принять в расчете zРТВ = 0,8 • 1,13 = 0,9 Ом. Это объясняется тем, что сопротивление реле РТВ с током срабатывания 10 А при больших токах снижается: при токе 20 А - до 0,95 Ом, при 25 А - до 0,9 Ом, при 30 А - до 0,8 Ом (по экспериментальным данным) [6].



Суммарное значение zн.расч = 0,1 +0,11 + 2 • 0,9 + 0,05 = 2,06 Ом, что больше чем zн.доп = 0,8 Ом и, следовательно, погрешность ТТ больше 10%.

Определяется чувствительность отсечки с учетом действительной максимальной погрешности ТТ. Погрешность трансформаторов тока f определяется по рассмотренной выше методике при максимальном токе КЗ. Iк.макс = kч • Iс.о. При kч = 2 для токовой отсечки трансформаторов Iк.макс = 2 • 1000 = 2000 А, максимальная кратность тока КЗ kмакс = 2000/100 = 20. Допустимое значение предельной кратности k10доп = 5 при zн.расч= 2,06 Ом (рис. 1-20,a). Коэффициент А=20/5 = 4, a f = 63% (рис. 1-20,б). При токе двухфазного КЗ на выводах защищаемого трансформатора, равном 2200 А, коэффициент чувствительности для токовой отсечки определяется по выражению (1-6а):

kч = 2200 • (1 - 0,63) / 1000 = 0,8

т.е. отсечка не сможет сработать из-за большой погрешности ТТ! Это недопустимо по многим причинам.

Для повышения чувствительности токовой отсечки необходимо обеспечить работу трансформаторов тока с меньшей погрешностью, лучше всего с f <= 10%. Как один из вариантов, может быть рассмотрена возможность использования схемы защиты по рис. 1-22,6, где выполнено раздельное включение реле токовой отсечки типа РТМ и измерительных приборов на обмотку класса 0,5, а реле РТВ - на обмотку класса Р одних и тех же трансформаторов тока. Рассмотрим возможность выполнения требований Правил для условий этого примера. Проверяется на 10%-ную погрешность обмотка класса 0,5. Расчет производится с помощью кривых предельной кратности (рис. 1-20,о) при токе КЗ, равном току срабатывания отсечки: k10 = 1,1 • 1000/100 = 11. Такой кратности соответствует допустимое сопротивление нагрузки ТТ zн = 0,35 Ом. Фактическое расчетное сопротивление нагрузки подсчитывается: zн.факт = 2rпр + zртм + zи.п + zпep = 0,1 + +0,11 + 0,07 + 0,05 = 0,33 Ом, где zи.п - сумма сопротивлений измерительных приборов: амперметра (0,03 Ом) и двух счетчиков (по 0,02 Ом). Таким образом фактическая нагрузка не превышает допустимую и погрешность ТТ не более 10%, что обеспечит точную работу отсечки при КЗ. Проверку на 10%-ную погрешность можно выполнить и по фактическим ВАХ ТТ (рис.1-19).

Для оценки точности работы измерительных приборов рассчитывается сопротивление нагрузки этой же обмотки ТТ (класса 0,5) в нормальном симметричном нагрузочном режиме работы защищаемой линии. С учетом того, что в этом режиме якорь реле РТМ находится в нижнем положении, сопротивление реле равно 0,057 Ом. Суммарное сопротивление нагрузки определяется по выражению: zн.расч = 2rпр + +zPTM + zи.п + rпep =  0,1 + 0,057 + 0,07 + 0,05 = 0,28 Ом, что меньше допустимого паспортного значения zн = 0,4 Ом. Следовательно, включение реле РТМ и измерительных приборов совместно на обмотку класса 0,5 может быть допущено, причем счетчики могу использоваться для расчетного учета электрической энергии. В тех случаях, когда счетчики используются только для технического учета могут допускаться сопротивления нагрузки большие, чем указанное в паспорте сопротивление zн.

Для обмотки класса Р проверка на 10%-ную погрешность производится при токе КЗ, соответствующем току перехода времятоковой характеристики реле РТВ-I в независимую часть: k10 = 1,1 • 1,6 • 200/100 = 3,5. Допустимое значение сопротивления нагрузки определяется по соответствующей кривой предельной кратности и составляет 3 Ом. Наибольшее фактическое расчетное сопротивление нагрузки ТТ соответствует случаю двухфазного КЗ за трансформатором со схемой соединения обмоток треугольник-звезда-11. Для трехрелейной схемы максимальной токовой защиты с реле РТВ-I (рис. 1-22):

zн.pасч = 3rпр + 3zPTB + rпер = 0,15 + 3 • 0,9 + 0,1 = 2,95 Ом,

что примерно равно допустимому значению сопротивления нагрузки (3 Ом), при котором полная погрешность трансформаторов тока 8 — 10%, а токовая погрешность при этом меньше 10%.

Примеры кривых предельных кратностей (КПК). В качестве иллюстраций к расчетам раздела 1-5 ниже приведены КПК для нескольких типов ТТ. Кривые КПК используются при выборе значений допустимых нагрузок zн в токовых цепях релейной защиты (рис.1-19 и 1-20,о). Кривые КПК приведены по работе института «Энергосетьпроект»

 



значения «к», превышающие кратность трехсекундного

тока термической стойкости, показаны пунктиром

значения «к», превышающие кратность трехсекундного

тока термической стойкости, показаны пунктиром

22 Октябрь, 2014              28574              ]]>Печать]]>
3 / 12 ( Хорошо )

Добавить комментарий

Ваше имя

Текст

Контрольный вопрос

Дva plus trи ? (цифрой)

Вверх страницы