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]

1-7. Расчеты релейной защиты от междуфазных КЗ на электромеханических реле для воздушных сетей 6 и 10 кВ в сельской местности

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

1-7. Расчеты релейной защиты от междуфазных КЗ на электромеханических реле для воздушных сетей 6 и 10 кВ в сельской местности

Общие сведения. В сельской местности электроснабжение осуществляется, как правило, по воздушным линиям (BJ1) напряжением 10 и, реже, 6 кВ, которые подключаются к подстанциям с высшим напряжением 35 или 110 кВ, а иногда и более высокого класса напряжения. Благодаря сооружению большого числа питающих линий и подстанций 35, 110 кВ во всех сельскохозяйственных районах нашей страны значительно снизилась средняя протяженность линий 10 (6) кВ. Появилось много сравнительно коротких линий (до 10 км), но наряду с ними сохраняется еще значительное число BJI 10 кВ, протяженность которых исчисляется десятками километров, а также таких BJI 10 кВ, которые могут значительно удлиняться при создании кратковременных аварийных и ремонтных схем электроснабжения.

Для таких длинных линий характерны небольшие значения токов при КЗ в конце защищаемого участка, причем значения могут быть близки к значениям токов нагрузки, и тем более токов перегрузки, вызванных подключением дополнительной нагрузки и самозапуском электродвигателей современных сельскохозяйственных предприятий. Большинство линий 10 (6) кВ сельской местности питает несколько трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ (6/0,4 кВ) самой различной мощности (от 25 до 630 кВ-А). Эти трансформаторные подстанции подключаются к ответвлениям от линий через плавкие предохранители, главным образом кварцевые типа ПКТ. На трансформаторных подстанциях крупных сельскохозяйственных предприятий (птицефабрики,

животноводческие комплексы, хранилища и т.д.) могут устанавливаться трансформаторы 630 и 1000 кВА с масляными или вакуумными выключателями 10 (6) кВ и релейной защитой.

Защита линий 10 (6) кВ сельскохозяйственных районов выполняется в соответствии с «Правилами» [1] от многофазных КЗ и от однофазных замыканий на землю. Защиты от 0ЗЗ - см. далее.

Защиту от многофазных КЗ предусматривают в двухфазном исполнении, причем трансформаторы тогда устанавливают на одних и тех же фазах во всей сети, обычно на фазах А и С. При замыканиях на землю в двух разных точках сети (двойное замыкание на землю) такое выполнение защиты обеспечивает в большинстве случаев отключение только одной из поврежденных линий. Вторая поврежденная линия может некоторое время оставаться в работе, несмотря на замыкание одной фазы на землю [1,2].

Количество реле защиты от междуфазных /многофазных/ КЗ определяется в зависимости от требований чувствительности и надежности. Однорелейная схема практически не применяется. В качестве типовой применяется двухрелейная схема защиты. В относительно редких случаях питания трансформаторов выполняется трехрелейная схема, которая обладает одинаковой чувствительностью при трехфазных и двухфазных КЗ за этими трансформаторами. Линии 10 (6) кВ в сельской местности могут выполняться одиночными и иметь одностороннее питание (рис.В-1). Для защиты таких линий от многофазных КЗ должны устанавливаться, как правило, двухступенчатая токовая защита, первая ступень которой выполнена в виде токовой отсечки, а вторая - в виде максимальной токовой защиты с зависимой или независимой характеристикой выдержки времени. В большинстве случаев применяются защиты с зависимой характеристикой выдержки времени, поскольку на подстанциях с переменным оперативным током их выполнение проще и дешевле, чем защит с независимой характеристикой. Особенно просты и дешевы защиты с реле прямого действия, встроенными в привод выключателя 10 (6) кВ, например типа РТВ. Зависимая характеристика выдержки времени позволяет выбирать, как правило, меньший ток срабатывания защиты по условиям согласования (селективности) с плавкими предохранителями питаемых трансформаторов и согласования с другими линейными защитами.

Токовые селективные отсечки должны применяться во всех случаях, когда они эффективны, т.е. при КЗ в начале линии имеют коэффициент чувствительности около 1,2 в наиболее благоприятном по условию чувствительности режиме [1]. На линиях, отходящих от шин подстанций, питающих крупные синхронные электродвигатели, могут применяться неселективные отсечки в сочетании с устройствами АПВ или АВР.

Если двухступенчатая максимальная токовая защита не обеспечивает требуемых условий быстродействия и селективности, рекомендуется выполнять автоматическое секционирование с помощью дополнительной специальной аппаратуры.

Далее в примерах производятся расчеты токов при многофазных КЗ и выбор рабочих уставок токовых защит от многофазных КЗ для наиболее часто встречающихся на практике схем воздушных сетей 10 (6) кВ в сельской местности.

Примеры расчета уставок максимальной токовой защиты для несекционированных BJ1 10 и 6 кВ сельскохозяйственных районов

Пример 1. Выбираются рабочие уставки защиты ВЛ 10 кВ в сельскохозяй­ственном районе. Схема линии приведена на рис. 1-24,а, где указаны необходимые исходные данные: сопротивление питающей энергосистемы (одинаковое для максимального и минимального режимов), приведенное к шинам 10 кВ питающей подстанции; параметры участков основной линии и ответвлений; параметры трансформаторов 10/0,4 - 0,23 кВ (как правило, достаточно указать значения номинальной мощности, поскольку значения номинальных напряжений и напряжения КЗ ик (в процентах) являются стандартными или незначительно отличаются от стандартных); номинальные токи плавких предохранителей; тип и характеристика существующей максимальной токовой защиты питающего трансформатора 35/10 кВ, которая выполнена по двухрелейной схеме (рис.1-24,6), а также выбранные типы и коэффициенты трансформации трансформаторов тока. ЭДС энергосистемы принимается равной среднему значению напряжения сети: 10,5 кВ (табл.В-1).

На BJI 10 кВ установлена максимальная токовая защита, выполненная по двухрелейной схеме с реле прямого действия типа РТВ (рис. 1-24,6). Токовая отсечка не используется, поскольку невелико различие между токами КЗ в месте подключения ближайшеготрансформатора (580 А) и в месте установки защиты линии (640 А).


Решение. Рассчитываются токи КЗ; для чего прежде всего намечаются расчетные точки, электрически наиболее удаленные от питающей подстанции (точки К1 и К2). Определяются сопротивления участков линии и ответвлений. Расчет удобно свести в таблицу. Значения сопротивлений (rуд, хв.уд и хн.уд) указаны по Приложению.

Внутренне индуктивное сопротивление (хв.уд) характерно только для стальных проводов. Как известно, это сопротивление зависит от значения тока в проводе и поэтому точный расчет токов КЗ для таких проводов является весьма трудоемким. Для упрощения расчетов токов КЗ для линий, у которых сопротивление участков со стальными проводами составляет незначительную часть общего сопротивления до точки КЗ, допускается принимать некоторые средние значения хв.уд, соответствующие току КЗ примерно 150 А. При больших токах КЗ эти сопротивления уменьшаются. Таким образом, указанное допущение обычно создает некоторый запас при расчете максимальной токовой защиты линии.

Определяются суммарные активное и индуктивное сопротивления до расчетной точки К1: rк1 = 29,5 Ом, xк1 = 18,3 Ом (с учетом сопротивления системы). Полное сопротивление до точки К1:



 

 

Ток при трехфазном КЗ в точке К1.



Аналогично рассчитывается ток при трехфазном КЗ в расчетной точке К2. Токи КЗ указываются на расчетной схеме (рис. 1-24).

Рассчитывается ток срабатывания максимальной защиты линии по выражению (1-1). Проведенные исследования и опыт эксплуатации релейной защиты показывают, что при расчете уставок максимальных токовых защит линий 6 и 10 кВ в сельскохозяйственных районах, как правило, можно принимать в выражениях (1-1) - (1-2) коэффициент самозапуска нагрузки kсзп равным 1,2 - 1,3 при условии, что защита будет иметь время срабатывания не менее 0,5 с. Исключение составляют линии, питающие потребителей со значительным количеством электродвигателей (например, крупные птицефабрики, животноводческие комплексы, предприятия по переработке сельскохозяйственных продуктов и т.п.) Для этих линий kсзп определяется расчетом так же, как для линий, имеющих промышленную (обобщенную) нагрузку (см. далее).

Максимальный рабочий ток линии (Iраб.макс) при отсутствии официальных данных может быть определен приближенно:

а) по номинальному току наиболее «слабого» элемента цепи (например, по первичному номинальному току трансформатора тока, по длительно допустимому току кабельной вставки и т.п.);

б) по максимальной суммарной мощности силовых трансформаторов, которые могут питаться по защищаемой линии в нормальном, ремонтном или послеаварийном режимах;

в) по допустимым уровням напряжений на вводах всех трансформаторах ответвлений в разных режимах.

Последний способ является достаточно трудоемким, а первый может привести к необоснованному увеличению тока срабатывания защиты. Определение Iраб.макс по сумме номинальных токов всех трансформаторов, питаемых по защищаемой линии, в свою очередь, может производиться с учетом так называемого коэффициента загрузки

или без него. Появление этого коэффициента вызвано тем, что в сельских сетях в ряде случаев максимальный ток нагрузки трансформаторов 6/0,4 кВ и 10/0,4 кВ оказывается меньше их номинального тока. Однако при выборе уставок максимальной защиты линии нежелательно учитывать этот коэффициент, поскольку его значение изменяется в сторону повышения в связи с развитием сельскохозяйственного производства и увеличением его электровооруженности. Учет коэффициента загрузки при выборе уставок релейной защиты потребовал бы проведения частых повторных расчетов уставок и перерегулировок реле защиты. Определение Iраб.макс без учета коэффициента загрузки создает определенный расчетный запас на несколько лет, что немаловажно в условиях эксплуатации релейной защиты сельских сетей.



Определение сопротивлений участков BЛ 10 кВ (к рис. 1-24)



Участки

линии

Длина,

км

Марка

провода

Значения сопротивления

rуд,

Ом/км

хв.уд.

Ом/км

хн.уд.

Ом/км

хв.уд.+

+ хн.уд.

Ом/км

r, Ом

хв + хн,

Ом

1

1,4

АС-35

0,77

-

0,4

0,4

1,09

0,56

2

1,9

АС-35

0,77

-

0,4

0,4

1,46

0,76

3

11,0

АС-25

1,146

-

0,4

0,4

12,6

4,4

4

4,5

А-25

1,14

-

0,4

0,4

5,1

1,8

5

1,0

ПС-25

6,2

1,4

0,4

1,8

6,2

1,8

6

9,0

АС-25

1,146

-

0,4

0,4

10,2

3,6

7

2,0

ПС-35

4,5

1,2

0,4

1,6

9,0

3,2

В данном примере принимается Iраб.макс равным сумме номинальных токов всех трансформаторов, подключенных к защищаемой линии (рис. 1-24) с учетом того, что по этой линии не предусмотрено питание других подстанций:

Ток срабатывания защиты по условию (1-1) с учетом kв= 0,65 для РТВ:

 

Рассчитывается ток срабатывания реле РТВ-I по выражению (1-3) и проверяется чувствительность защиты. Предварительно приняв nт= 50/5, получаем Iс.р=50 • 1/10= = 5 А. Такая уставка на реле может быть выполнена (см. Приложение).
Коэффициент чувствительности при КЗ в основной зоне действия защиты (точка К2 с наименьшим током КЗ) в соответствии с (1-4) кч.осн (2)= 0,865 • 144/50 = 2,5 > 1,5, и, следовательно по условиям чувствительности релейной защиты секционирования линии не требуется.
Определяется коэффициент чувствительности в зоне резервирования, т.е. при КЗ на шинах низшего напряжения трансформаторов ответвлений. Выбирается ближайший трансформатор 100 кВ-А, и определяется ток КЗ через защиту при повреждении за этим трансформатором. Сопротивление стандартного трансформатора такой мощности с uк = 4,5 % равно 45 Ом. Токи КЗ: Iк(3) = 115 А; Iк(2) = 0,865 • 115 = 100 А. Коэффициент чувствительности kч.рез = 100/50 = 2 > 1,2 [1]. Определяются коэффициенты чувствительности при КЗ за следующим трансформатором ответвления и т.д. Может оказаться, что максимальная защита нечувствительна к повреждениям за маломощными и удаленными трансформаторами ответвлений, что допускается «Правилами» [1].
Выбирается время срабатывания и характеристика реле РТВ по условиям согласования по току и времени с параметрами срабатывания защитных устройств последующих и предыдущих элементов. Предыдущим расчетным элементом является наиболее мощный из трансформаторов - 100 кВ-А. Его защита осуществляется, как обычно, плавкими предохранителями. В большинстве случаев применяются предохранители с мелкозернистым наполнителем (кварцевым песком) типа ПК, обладающие рядом преимуществ перед выхлопными предохранителями ПВ, у которых гашение дуги происходит путем ее обдувания газами, образуемыми газогенерирующим веществом под действием дуги, выбрасывающимися с большой скоростью, в виде выхлопа, из дугового пространства (ГОСТ 2213-79). Прежнее название выхлопных предохранителей - стреляющие типа ПСН, в настоящее время не допускается к применению, поэтому в данном примере будет указываться в скобках.
Номинальный ток заменяемого элемента предохранителей (для ПК - патрон с плавкой вставкой, для ПВ - плавкий элемент с деталями крепления), совпадающий по значению с номинальным током предохранителя Iном, выбирается по следующей таблице:

Рекомендуемые значения номинальных токов плавких предохранителей (и их заменяемых элементов) для защиты трехфазных силовых трансформаторов 6/0,4 и 10/0,4 кВ


Мощность
защищаемого
трансформатора
кВ-А

Номинальный ток, А

трансформатора на стороне

предохранителя на стороне

0,4 кВ

6 кВ

ЮкВ

0,4 кВ

6 кВ

ЮкВ

25

36

2,40

1,44

40

8

5

40

58

3,83

2,30

60

10

8

63

91

6,06

3,64

100

16

10

100

145

9,60

5,80

150

20

16

160

231

15,40

9,25

250

31,5

20

250

360

24,00

14,40

400

50

40 (31,5)

400

580

38,30

23,10

600

80

50

630

910

60,50

36,40

1000

160

80

В начале примера в учебных целях для расчета принимается выхлопной предохранитель, предназначенный для защиты силовых трансформаторов, с номинальным напряжением 10 кВ, номинальным током Iном = 16 А и номинальным током отключения Iо.ном = 1,6 КА (принимается ближайшее большее значение по ГОСТ 2213-79 по отношению к максимальному значению тока КЗ в месте установки предохранителя; из рис. 1-24, а этот ток равен 580 А). Основное обозначение выбранного предохранителя с некоторыми сокращениями имеет вид: ПВТ-10-16-1,6 (прежнее наименование ПСН-10). На карте селективности (рис. 1-25) в осях ток - время строится типовая защитная времятоковая характеристика плавления этого предохранителя, представляющая зависимость предцугового времени или времени плавления плавкого элемента от начала КЗ до момента возникновения дуги (tпл) от действующего значения периодической составляющей рассчитываемого тока КЗ (типовые времятоковые характеристики предохранителей разных типов представлены в
Приложении). Построение ведется по следующим точкам типовой характеристики: 30 А - 5 с; 40 А - 2 с; 50 А - 1 с; 60 А - 0,6 с; 70 А - 0,4 с; 80 А - 0,3 с; 100 А - 0,22 С (характеристика 1').

В соответствии с ГОСТ 2213-79 отклонения значения ожидаемого тока КЗ при данном преддуговом времени (времени плавления плавкого элемента) tпл от значения тока КЗ, полученного по типовой времятоковой характеристике плавления, не должно превышать ±20%. Поэтому типовая характеристика 1' должна быть смещена вправо на 20 %. Построение предельной времятоковой характеристики 1 производится по нескольким точкам, например: 36 А - 5 С; 48 А - 2 С; 60 А — 1 С; 72 А — 0,6 С; 84 А — 0,4 с, 96 А — 0,3 с, 120 А — 0,22 с (рис. 1-25).

Подбирается характеристика для максимальной защиты линии (реле PTB-I) исходя из следующих условий.
а) Ток срабатывания защиты должен быть не менее чем на 10 % больше тока плавления вставки предохранителя, соответствующего времени действия защиты в начальной части характеристики (не менее 5 с). Для этого определяется ток Iпл при 5с: 36 А. Выбранный ранее ток срабатывания защиты (50 А) удовлетворяет этому условию. Можно пользоваться типовыми характеристиками и без перестройки их в предельные, но тогда ток срабатывания защиты следует выбрать не на 10 %, а на 40 % больше тока плавления вставки при тех же 5 с.
б) Ступень селективности 0,5 - 0,7 с между характеристиками защиты (2) и предохранителя (1) желательно обеспечивать при всех возможных значениях тока КЗ.
с) Ступень селективности между защитой трансформатора (характеристика 3 задана) и защитой ВЛ 10 кВ должна быть примерно 0,7 с при максимальном токе КЗ в начале линии (практически берется ток КЗ на шинах 10 кВ питающей подстанции). В рассматриваемом примере этот ток 640 А. Очевидно, что обе согласуемые защиты работают в независимой части характеристик. Тогда для защиты линии время срабатывания должно быть


Принимая за основу типовую односекундную характеристику реле PTB-I (приведена в Приложении), определяем несколько точек нужной характеристики с tс.з = 0,7 с в независимой части (меньше 0,7 с принимать не рекомендуется), а затем пересчитываем абсциссы этих точек по выбранному току срабат ывания защиты Iс.з =50 А


:

Ток 1к определяется по выражению:

где k - кратность Iр/Iс.р, определяемая по типовой характеристике, %; Iс.р - ток срабатывания реле, А; nT - коэффициент трансформации; kсх(3) - коэффициент схемы.

Очевидно, что при токах КЗ в диапазоне 65 - 120 А не обеспечивается достаточная ступень селективности между максимальной защитой линии (штриховая кривая 2 на рис. 1-25) и плавкими предохранителями (кривая 1). Например, при токе равном 70 А, защита срабатывает с временем tс.з =1 с, а плавкие вставки перегорают за время


где tгop - примерное время горения дуги плавкого предохранителя, определяемое по зависимости, приведенной в Приложении.
Ступень селективности Δ t = 0,15 С значительно меньше рекомендуемой, и поэтому ток срабатывания защиты линии следует увеличить, поскольку время срабатывания не может быть увеличено по условию селективности с защитой питающего трансформатора. Выбирается новое значение тока срабатывания защиты Iс.з = 75 А при уставке реле РТВ-I Iс.р =7,5 А, которое обеспечивает необходимую чувствительность в основной зоне (kч.осн(2) = 1,65 > 1,5). Резервирование КЗ за ближайшим трансформатором 100 кВ-A обеспечивается (kч.рез = 1,2), но для более удаленных и менее мощных трансформаторов резервирование не обеспечивается, что допускается «Правилами» [1]. Отсутствие резервирования при КЗ за трансформаторами вообще является характерным для защит ВЛ 6 и 10 кВ. Важно также подчеркнуть, что установка трансформаторов 6 и 10/0,4 кВ относительно большой мощности (100 кВА и выше) часто приводит к необходимости увеличения тока срабатывания максимальной защиты линии.
На рис. 1 -25 строится новая кривая 2 (сплошная) по следующим точкам:
1,6 • 75 А = 120 А - 0,7 с- 105 А - 1 с- 97 А - 1,3 с; 90 А - 1,9 с; 83 А - 2,6 с; 75 А - около 6 с. Теперь селективность между защитой 2 и предохранителями 1 обеспечивается во всем диапазоне токов КЗ.
Подобным образом строится на карте селективности (рис. 1-25) и кривая 3 максимальной защиты трансформатора по заданным уставкам: Iс.з =150 А и tс.з =1,4 с в независимой части (при 160 % Iс.з для реле PTB-I).
Как видно из рис. 1-25 выбранные характеристики полностью обеспечивают селективность действия защитных устройств. Отметим, что селективность между защитой линии и предохранителями может быть достигнута и без увеличения тока срабатывания защиты линии, если установить реле типа PTB-IV. имеющие более пологую характеристику. В этом легко убедиться, построив характеристику реле PTB- IV для выбранных уставок (50 А; 0,7 С при 300 % Iс.з), использовав для построения типовую односекундную характеристику реле PTB-IV - РТВ-VI, приведенную в Приложении (штрихпунктирная кривая 2 на рис. 1-25).

При установке на трансформаторе 100 кВ-А кварцевых предохранителей ПКТ-10 с номинальным током 16 А оказывается, что ток срабатывания максимальной токовой защиты линии придется выбрать несколько большим из-за того, что времятоковые характеристики у ПКТ являются более пологими, чем у ПВ (ПСН). По приведенным в Приложении типовым характеристикам ПКТ определяется, что у ПКТ-10-16 при tпл = 5 с ток плавления равен примерно 58 А. Тогда ток срабатывания максимальной токовой защиты линии должен быть выбран не менее чем 1,4 • 58 = 80 А. При коэффициенте трансформации трансформаторов тока, равном 50/5, ток срабатывания реле РТВ, встроенного в привод выключателя типа ВМПП-10, может быть принят равным 8 А (см. Приложение). Коэффициент чувствительности защиты в основной зоне kч.осн(2) = 0,865 • 144/80 = 1,56, что меньше, чем в предыдущем случае, когда согласование велось с предохранителем типа ПВ (ПСН), однако соответствует требованиям «Правил» [1]. Но при установке трансформатора большей мощности, например 160 кВ-А, для которого номинальный ток предохранителя Iном = 20 А и гок плавления при tпл = 5 c около 80 А, ток срабатывания защиты пришлось бы выбрать не менее чем 1,4 • 80 = 112 А (пример 2). Учитывая, что на реле РТВ ближайшая уставка 12 А, ток срабатывания защиты должен быть принят равным 120 А. Но при этом коэффициент чувствительности защиты в основной зоне ее действия оказывается значительно меньше чем требуется: 1,04 вместо 1,5. Надо отметить, что при использовании для защиты трансформаторов 10(6) кВ мощностью свыше 100 кВ-А плавких предохранителей типа ПК часто не представляется возможным обеспечить селективность между такой защитой линии 10(6) кВ и предохранителями.
Производится проверка допустимости выбранного времени срабатывания максимальной токовой защиты (0,7 с) по условиям термической стойкости проводов защищаемой линии. Для практических расчетов на термическую стойкость проводов распределительных электрических сетей используются выражения (1-15) и (1-16).
В данном примере принят провод АС-35 на участках 1 и 2 (рис. 1-24). Минимально допустимое сечение провода зависит от значения тока КЗ, времени его прохождения (с учетом АПВ) и постоянной С. Примем С = 69,5, а время прохождения тока КЗ при неуспешном АПВ одного цикла составит: to = 0,7 + 0,7 + 2 • 0,1 = 1,6 с. При Iк =640 А (рис. 1-24) значение минимально допустимого сечения составит 12 мм2, что меньше принятого (35мм ).
Расчетная проверка трансформаторов тока по условиям раздела 1-5.
а)   Проверка на 10 %-ную погрешность. Предельная кратность k10 для реле с зависимой характеристикой (РТВ-I): k10 = 1,6 • 75/50 = 2,4. По кривой предельных кратностей определяется zн.доп = 4,2 Ом. Наибольшая фактическая нагрузка трансформатора тока для двухфазной двухрелейной схемы определяется: zн.pacч= 2rпр + zp + zпep. Сопротивление реле РТВ-I при втянутом якоре при уставке 7,5 А
рассчитывается: zp = 118/7,52 = 2,1 Ом, где S = 118 В-А по техническим данным привода ПП-67. Сопротивление проводов в данном случае практически можно было бы не учитывать, так как реле РТВ установлены в непосредственной близости от трансформаторов тока (как и все другие реле, расположенные в комплектных распределительных устройствах типа КРУ, КРУН, КСО и т.п.). Действительно, даже при длине соединительного провода из алюминия l — 8 м и минимально допустимом сечении 4 мм2 [1] rпр = 8 / (34,5 • 4) = 0,06 Ом. Суммарное сопротивление нагрузки zн.pacч = 2 • 0,06 + 2,1 + 0,1 = 2,32 Ом < 4,2 Ом, следовательно, погрешность трансформаторов тока не превышает 10 %.
б) Расчетная проверка надежной работы при максимальном значении тока КЗ для реле типа РТВ не производится.
в) Расчетное определение напряжения на выводах вторичной обмотки трансформаторов тока с номинальным вторичным током 5 А может не производится, т.к. оно, как правило, не превышает регламентированное значение равное 1000 В.
В учебных целях возможно произвести расчет уставок для nт = 30/5 (вместо ранее выбранного nт = 50/5). Сравнивая результаты расчета для nт = 50/5 и 30/5, можно заметить, что для защит с реле прямого действия завышения коэффициента трансформации обычно не приводит к уменьшению погрешности трансформаторов тока. Это объясняется тем, что при уменьшении уставки реле прямого действия их сопротивление существенно увеличивается.
В данном примере целесообразно принять nт = 30/5 и реле PTB-II (вместо PTB-I) с уставкой 12,5 А (Iс.з = 75 А) или реле PTB-IV с уставкой 10 А (Iс.з= 60 А вместо 50 А, что допустимо по всем рассмотренным условиям).

Окончательно принятые уставки наносятся на расчетную схему (рис. 1-24). При установке на трансформаторе 100 кВ-A предохранителей ПКТ-10-16 (предельная времятоковая характеристика 1" на рис. 1-25) максимальная токовая защита линии должна быть отрегулирована на ток срабатывания не менее 80 А. При необходимости повышения ее чувствительности допустимо принять 75 А (реле РТВ-I или PTB-II), а время срабатывания в установившейся части сохранить 0,7 С (сплошная кривая 2 на рис.1-25). Время плавления у ПКТ-10-16 при токе 1,6 • 75 = 120 А (начало установившейся части характеристики 2) около 0,45 с. Ступень селективности 0,25 с мала, поэтому на линии обязательно должно быть введено в работу устройство АПВ, желательно двукратного действия. При возможности для защиты линии следует выбрать односекундную характеристику времени срабатывания.

Оформляются результаты расчета, и выдается задание на наладку защиту. В задании указывается наименовании линии, номер проектной схемы защиты, тип и коэффициент трансформации трансформаторов тока, тип реле, выбранные уставки защиты, максимальный вторичный ток КЗ через защиту.
Для реле с зависимой характеристикой дополнительно указывается, при каком токе реле должно срабатывать с заданным временем (например, 0,7 с при 160 % Iс.р). Целесообразно задавать для контроля несколько промежуточных точек характеристики срабатывания. Для защит, которые согласовываются с предохранителями 6 и 10 кВ, важно проверить, что при токе срабатывания время действия защиты составляет не менее 5 с.
Пример 2. В примере рассчитывается ток срабатывания и строится зависимая от тока характеристика времени срабатывания максимальной токовой защиты линии 10 кВ с реле типа РТВ-I, включенными на фазные токи (рис. 1-24,6), только по одному условию: согласованию с характеристикой кварцевого предохранителя типа ПКТ (кривая 1 на рис. 1-25,а) наиболее мощного трансформатора, подключенного к этой линии, с целью обеспечения селективности действий между защитой линии (2) и плавкими предохранителями трансформатора (1) при повреждении этого трансфор­матора. Выбор тока срабатывания защиты линии производится также как в примере 1.

Решение. Сначала рассмотрим вариант с трансформатором мощностью 160 кВА, затем - мощностью 250 кВ-А (рис. 1-26). Номинальные токи плавких предохранителей (и их заменяемых элементов) соответственно равны 20 А и 40 А. В последнем случае допустимо установить предохранитель с номинальным током 31,5 А, но при этом будут худшие условия селективности с предохранителем ПН-2 на стороне 0,4 кВ этого трансформатора.


z

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

По типовым времятоковым характеристикам предохранителей типа ПКТ-10 (см. Приложение) определяются значения токов, при которых время плавления tпл = 5 С: 80 и 150 А для ПКТ-10-20 и ПКТ-10-40 соответственно. В первом случае ток срабатывания максимальной токовой защиты BJ1 10 кВ должен быть не менее чем Iс.з >= 1,4 • Iпл = 1,4 • 80 = 112 А, во втором - Iс.з >= 1,4 • 150 = 210 А. С учетом имеющихся уставок на реле РТВ-I, принимая, например, nт = 100/5, эти токи срабатывания придется округлить до 120 и 200 А соответственно. Следовательно для обеспечения требуемого коэффициента чувствительности защиты линии kч.осн(2) = 1,5 [1] ток через защиту, выполненную по схеме неполной звезды, при двухфазном КЗ в конце защищаемой зоны должен быть не менее 180 и 300 А соответственно. Выбранные токи срабатывания могут обеспечить и дальнее резервирование, т.е. при двухфазных КЗ за трансформаторами 160 и 250 кВ-A соответственно для защит с Iс.з = 120 А и Iс.з = 200 А наибольшие значения коэффициентов чувствительности составляют 1,48 и 1,38 (при расчете токов КЗ учитывалось только сопротивление трансформатора; при учете сопротивлений питающей энергосистемы и участка линии 10 кВ до места подключения трансформатора значения коэффициентов чувствительности могут оказаться менее требуемого 1,2, но это допускается «Правилами» [1]).
На рис. 1-26,б и в построены времятоковые характеристики предохранителей ПКТ с Iном, равным 20 и 40 А: типовые (кривые 1') и предельные, смещенные на 20 % вправо (кривые 1). Построение проведено так же, как в примере 1. Характеристики 2 времени срабатывания линейной защиты 2 с реле типа РТВ-1 с токами срабатывания 120 и 200 А соответственно подобраны таким образом, чтобы обеспечить ступень селективности Δ t между характеристиками 1 и 2 не менее 0,5 с во всем диапазоне токов КЗ.
У времятоковых характеристик предохранителей ПКТ-10 имеется часть, показанная штриховой линией (см. рис. 1-26). При токах КЗ, соответствующих этой части характеристики (от 3 до 6-кратного номинального тока предохранителя) гашение дуги не гарантируется. У зарубежных фирм значения этих токов указываются иногда на самом предохранителе (например, Iмин = 4Iном). Очевидно, что для обеспечения селективности между защитой питающей линии и предохранителем при этих значениях токов достаточно учитывать только время плавления, определяемое по приведенным времятоковым характеристикам, а время горения (гашения) дуги - не учитывать, но при этом линия должна быть оборудована АПВ. При больших значениях тока (сплошная часть времятоковой характеристики предохранителя) желательно, чтобы время срабатывания защиты линии было больше суммы времени плавления и времени гашения дуги в предохранителе во избежание излишних отключений линии при КЗ в трансформаторах. Однако для снижения времени срабатывания защит линий допускается и в этих случаях не учитывать время гашения дуги в предохранителе с учетом исправления излишнего срабатывания защиты устройством АПВ линии.
Пример 3. Для условий примера 1 выбираются уставки для двухфазной двухрелейной схемы максимальной токовой защиты линии 10 кВ с реле типа РТ-85, каждое из которых при срабатывании дешунтирует электромагнит отключения ЭО, включенный в ту же фазу последовательно с катушкой реле (рис. 1 -5).
Решение. Результаты расчетов по условию (1-1) сохраняются.
Поскольку реле РТ-80 имеет более пологую характеристику, чем реле РТВ-1, можно предварительно принять ток срабатывания защиты Iс.з = 45 А, полученный из условия (1-1) в примере 1. При nт = 30/5 определяется ток срабатывания реле Iс.р =7,5 А. С учетом ступенчатой регулировки реле РТ-85 принимаем Iс.р = 8 А, а ток срабатывания защиты Iс.з = 48 А. Коэффициент чувствительности в основной зоне kч.осн(2) = 0,865 - 144/48 — 2,6 > 1,5 (до дешунтирования ЭО).
Характеристика срабатывания защиты с реле РТ-85 примерно такая же, как для реле PTB-IV с Iс.з = 50 А (штрихпунктирная кривая 2 на рис.1-25), но время срабатывания защиты в установившейся части можно принять меньшее, а именно 0,5 с (вместо 0,7 с), поскольку такая уставка выполнима на реле РТ-85 и при этом времени обеспечивается селективность защиты с предохранителями ПКТ-10-16 (рис. 1-25).
Расчетная проверка трансформаторов тока.
а) Проверка на 10 %-ную погрешность до дешунтирования ЭО. Определяется по выражению (1-20) предельная кратность при токе, соответствующем установившейся (независимой) части характеристики срабатывания реле РТ-80: k10 = 1,1 •5•48 /30 = 8,8. По кривой предельных кратностей для обмотки класса Р трансформатора тока ТПЛ-10 допустимое значение сопротивления нагрузки zн. доп = 1 Ом.
Рассчитывается наибольшая фактическая нагрузка трансформатора тока. Для двухфазной двухрелейной схемы (неполная звезда): zн.расч = 2 rпр + zp + rпер = 2 х х0,06 + 0,16 + 0,1 = 0,38 Ом < 1 Ом, где rпр = 0,06 Ом (из примера 1); zp = 10/82, где S = 10 В•А - мощность потребляемая реле типа РТ-80 при токе, равном току уставки. Полная погрешность трансформаторов тока до дешунтирования ЭО s < 10 %, что обеспечивает точную работу реле РТ-85 (его индукционного элемента, определяющего зависимую характеристику срабатывания реле).
б) Расчетная проверка трансформаторов тока после дешунтрования ЭО (рис.1-5).
Значение zн.pacч возрастает на zЭО =S/I2 =58/52 = 2,3 Ом, где S = 58 В•А - мощность, потребляемая ЭО типа РТМ в приводе ПП-67 при токе срабатывания 5 А. Расчетным током является ток срабатывания электромагнитного элемента реле РТ-85 (отсечки), который в данном примере равен току срабатывания реле в начале независимой части характеристики, примерно 5 IС.З =5•48 =240 А. Тогда k10 = 1,1 х 240 / 30 = 8,8; zн.доп = 1 Ом; zн.pacч = 0,38 + 2,3 = 2,68 Ом > 1 Ом и ε > 10 %.
Для проверки чувствительности защиты по условию (1-6) определяется значение действительной токовой погрешности f при кратности тока КЗ, обеспечивающей надежное срабатывание электромагнитного элемента реле РТ-85 максимальной токовой защиты: kмакс = 1,5 • 240/30 = 12. При zн.pacч = 2,68 Ом значение k10 доп = 3,7. Коэффициент А = 12/3,7 = 3,2, a f =60 % (рис. 1-20). Однако с учетом низкого коэффициента возврата электромагнитного элемента реле РТ-85 (0,3 4- 0,4) чувствительность защиты после дешунтирования ЭО не снижается и, следовательно, возврата реле не произойдет:

kч.з = 0,865 • 144 (1 - 0,6) / (0,4 • 48) = 2,6 > 1,5.

При расчетном токе срабатывания ЭО 5 А значение k10= 1,2 - 1,4, zн. доп = 7 Ом > zн.pacч = 2,68 Ом, следовательно, ε < 10 % и специальной проверки чувствительности ЭО не требуется. При токах КЗ, больших, чем расчетный, чувствительность ЭО также будет обеспечена, несмотря на увеличение погрешности трансформаторов тока. При токе КЗ в конце основной зоны 144 А коэффициент чувствительности ЭО без учета погрешности трансформаторов тока (ε < 10 %) kч Э.О = 0,865 • 144 / (6 • 5) = 4,1 > 1,8 [1],
в) Расчетная проверка работы реле РТ-85 при максимальном токе КЗ в начале защищаемого участка (640 А - рис. 1-24,a). Известно, что максимально допустимая погрешность трансформаторов тока fдоп = 50 % обусловлена опасностью увеличения времени срабатывания индукционных реле тока при несинусоидальной форме кривой токе в течение КЗ по сравнению с временем срабатывания при синусоидальном токе. Поэтому при определении погрешности трансформаторов тока при максимальном токе КЗ значение k10доп определяется для сопротивления нагрузки до дешунтирования ЭО (в данном примере 0,38 Ом). По кривой предельных кратностей для обмотки класса Р трансформатора тока типа ТПЛ значению zн.pacч = 0,38 Ом соответствует k10доп = 16. Значение kмакс = 640 / 30 = 21,3 (nт = 30/5). Значение А = 21,3 / 16 = 1,33, чему соответствует значение погрешности fpacч не более 20 %, т.е. меньше fдоп = 50 %.
г)   Расчет максимального значения напряжения на выводах вторичной обмотки трансформаторов тока производится для режима после дешунтирования ЭО (zн.pacч =2,68 Ом) при kмакс = 640 / 30 = 21,3:

U2макс = 1,41 • 21,3 • 5 • 2,68 = 400 В < 1400 В.

Проверяется допустимость использования реле типа РТ-85 по условию (1-8), для чего определяется максимальное значение тока в реле при КЗ в месте установки защиты: I2макс = 640 / 6 = 106 А, где Iк.макс = 640 и nт = 30/5 из рис. 1-24,а. Полученное максимальное значение тока меньше допустимого (150А), и, следовательно, схема с реле РТ-85 может быть использована.
Пример 4. Для условий примера 1 выбираются уставки максимальной токовой защиты, выполненной по двухфазной двухрелейной схеме (рис. 1-21) с реле тока типа РТ-40, реле времени типа РВМ-12 и промежуточными реле типа РП-341 на переменном оперативном токе (схема с дешунтированием электромагнитов отключения).
Решение. Токи срабатывания защиты и реле определяются так же, как в примере 1. По условию (1-1) минимальный ток срабатывания защиты Iс.з = 45 А, а ток срабатывания реле Iс.р = 7,5 А (может быть установлен на реле РТ-40/10, имеющих плавную регулировку срабатывания 2,5 - 5 А и 5 - 10 А).
Чувствительность защиты при КЗ в основной зоне и в зоне резервирования выше, чем в примере 3. В схеме защиты (рис. 1-21) реле РП-341 после срабатывания самоудерживаются своими контактами РП1 и РП2. В связи с этим проверку чувствительности измерительных органов защиты (реле РТ-40) и реле времени (РВМ- 12 с током срабатывания 2,5 А или 5 А) достаточно произвести для режима до дешунтирования ЭО, поскольку после дешунтирования ЭО возврат реле РТ1 (РТ2) уже не может вызвать возврат реле РП-341 и отказ функционирования защиты.
Для реле РП-341 должны быть произведена расчетная проверка чувствительности с учетом действительной токовой погрешности трансформаторов тока после дешунтирования ЭО. Однако учитывая относительно низкий коэффициент возврата этих реле (0,3 - 0,4), коэффициент чувствительности после дешунтирования, как правило, не снижается.
Проверка чувствительности ЭО производится так же, как в примере 3.
Проверка трансформаторов тока для схемы рис. 1-21 на 10 %-ную погрешность
производится при Iрасч = 1,1 Iс.з; k10= 1,1 • 45/30 = 1,65. Значение zн. доп = 5,5 Ом. Расчетное сопротивление (на фазу) zн.pacч представляет собой сумму сопротивлений проводов и обмоток реле тока РТ1 (РТ2), времени РВ1 (РВ2), промежуточного реле РП1 (РП2), а после дешунтирования ЭО и сопротивления ЭО (2,3 Ом из примера 3). Сопротивления реле РТ-40/10 - zp = 0,5 / 7,52 = 0,01 Ом, РВМ-12 и РП-341 - zРВМ  = zРП =10(2 • 5)2 = 0,1 Ом. При двухфазном КЗ на линии zн.pacч = 2 • 0,06 + 0,01 + 0,2 + 0,1 + 2,3 = 2,73 Ом, что меньше допустимого значения 5,5 Ом. Следовательно, и до и после дешунтирования ЭО ε < 10%. Коэффициент чувствительности для реле РП-341 и РВМ-12 при Iс.р = 5 А может определяться без учета погрешности трансформаторов тока: kч(2) = 0,865 • 144 / (6• 5) = 4,1 > 1,5.
Проверка надежности работы контактов реле РТ-40 по условию fpacч <= 50 % производится при kмакс = 640/30 = 21,3 (пример 3). Допустимая кратность k10доп = =15 при zн.pacч = 0,43 Ом. Коэффициент А = 21,3 / 15 = 1,4, чему соответствует fpacч, не превышающая 20 %.
Проверяется допустимость использования реле РП-341 при I2к.макс = 640 / 6 =106 А, что меньше допустимого значения 150 А.
Таким образом, схема рис. 1-21 может быть применена. Практически для защиты линий 10 (6) кВ такие схемы используются редко из-за сложности и большого количества реле. Однако аналогичные защиты с независимой характеристикой (реле РТ-40 и РВ) достаточно часто устанавливаются на подстанциях с постоянным оперативным током. При этом возникают трудности согласования их независимой характеристики с зависимой времятоковой характеристикой плавких предохранителей, часто требующие увеличения тока срабатывания защиты линии.

Пример 5. Рассчитываются рабочие уставки защиты линии 10 кВ, питающей трансформатор мощностью 1 MB-А на подстанции сельскохозяйственного предприятия с устройством АВР на стороне 0,4 кВ (рис. 1 -21,а). Защита выполняется по схеме с двумя реле РТМ (токовая отсечка) и тремя реле Р ГВ (максимальная токовая защита), причем третье реле РТВ (5 на рис. 1-27,6) устанавливается для повышения чувствительности защиты к двухфазным КЗ за трансформатором со схемой соединения обмотокТрансформаторы      тока   типа ТПЛ-10, nт = 100/5. Коэффициент
самозапуска нагрузки задан 1,5.

Решение. Ток срабатывания максимальной токовой защиты блока линия - трансформатор выбирается по условию (1-1) с учетом возможности длительной работы трансформатора с перегрузкой после срабатывания АВР на стороне 0,4 кВ: Iс.з = 1,3 х 1,5 • 1,3 • I <іги>ном.тр / 0,7 = 3,6 • 58 = 210 А. Принимается ток срабатывания реле (уставка) 10 A (PTB-I) и ток срабатывания защиты 200 А.
Ток срабатывания отсечки по условию отстройки от КЗ на стороне 0,4 кВ: Ic.o = 1,6 • 630 = 1008 А. Принимается ток срабатывания реле 50 A (PTM-III) и ток срабатывания отсечки 1000 А.
Время срабатывания максимальной токовой защиты около 1 С в установившейся части характеристики для обеспечения селективности с автоматическими выключателями (автоматами) на стороне 0,4 кВ.
Производится проверка на 10 %-ную погрешность трансформаторов тока класса Р при токе срабатывания отсечки в следующем порядке. Определяется предельная кратность k10 = 1,1 • Ic.o / Iном.тр = 1,1 • 1000 / 100 = 11. По кривой предельных кратностей определяется допустимое значение сопротивления нагрузки zн. доп = 0,8 Ом, при котором полная погрешность ε = 10 %, а токовая погрешность f несколько меньше 10%.
Рассчитывается фактическое сопротивление нагрузки: zн.pacч = 2rпр + zРТМ + 2zPTB + rпер. Примем rпр = 0,05 Ом, rпер = 0,05 - 0,1 Ом. Сопротивление реле
РТМ при уставке 50 А равно zРТМ = 0,8 • S / Iс р2 = 0,8 • 345 / 502 = 0,11 Ом; 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 в заводском каталоге для втянутого положения якоря. Сопротивление реле РТВ при токе срабатывания 10 А (привод ПП-67) zPTB = 113 / 102 = 1,13 Ом. С учетом снижения сопротивления реле при больших токах принимаем zPTB =0,8-1,13=0,9 Ом.
Сопротивление реле РТВ с Iс.р = 10 А равно при токе 20 А примерно 0,95 Ом, при 25 А — 0,9 Ом, при 30 А — 0,8 Ом [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 трансформаторов тока
f > 10 %.
Определяется чувствительность отсечки с учетом действительной токовой погрешности трансформаторов тока. Погрешность трансформаторов тока f определяется при максимальном токе КЗ Iк.макс = kч Iс.о. При kч = 2 для токовой отсечки трансформаторов [1]. Iк.макс = 2 • 1000 = 2000 А, максимальная кратность тока КЗ kмакс = 2000 / 100 = 20. Допустимое значение предельной кратности k10доп = 5 при zн.pacч =2,06 Ом. Коэффициент А = 20 / 5 = 4, a f = 63 %. При токе двухфазного КЗ на выводах защищаемого трансформатора, равном 2200 А,
коэффициент чувствительности для токовой отсечки kч = 2200 (1 — 0,63)/1000=0,8, т.е. отсечка не сможет сработать из-за большой погрешности трансформаторов тока.
Для повышения чувствительности токовой отсечки необходимо обеспечить работу трансформаторов тока с меньшей погрешностью, лучше всего менее 10 %. Это может быть достигнуто путем установки более мощных трансформаторов тока или путем замены реле прямого действия на реле косвенного действия РТ-85 или РТ-40. Как один из вариантов может быть рассмотрена возможность использования раздельного включения реле токовой отсечки РТМ вместе с измерительными приборами на обмотку класса 0,5, а реле РТВ - на обмотку класса Р одних и тех же трансформаторов тока.
Проверяются на 10 %-ную погрешность трансформаторы тока класса 0,5 при токе срабатывания отсечки: k10= 1,1 • 1000 / 100 = 11; zн. доп = 0,35 Ом (рис.1-20,а); zн.расч= 2rпр + zPTM + zи.п + rпер =0,1 + 0,11 + 0,07 + 0,05 = 0,33 Ом, где zи.п — сумма сопротивлений амперметра (0,03 Ом) и двух счетчиков (по 0,02 Ом). Таким образом, zн.расч меньше, чем zн. доп, f < 10 % и коэффициент чувствительности отсечки будет больше 2, что соответствует «Правилам» [1].
Сопротивление нагрузки на эти же трансформаторы тока в нормальном симметричном режиме рассчитывается с учетом того, что якорь реле РТМ находится в нижнем положении и сопротивление реле равно 0,057 Ом. Суммарное сопротивление нагрузки определяется: zн.расч = 2rпp + zPTM + zи.п + rпер = 0,1 + 0,057 + 0,07 + 0,05 = 0,28 Ом, что меньше, чем допускается для этих трансформаторов тока из условия работы с нормируемой погрешностью: zном = 0,4 Ом. Следовательно, включение реле РТМ и измерительных приборов на обмотку класса 0,5 может быть допущено, причем счетчики могут использоваться для расчетного учета электрической энергии. Для класса Р проверка на 10 %-ную погрешность производится при токе перехода характеристики срабатывания реле РТВ-1 в независимую часть k10 = 1,1 • 1,6 • 200/ /100 = 3,5. Допустимое значение сопротивления нагрузки при этом равно 3 Ом. Рассчитывается наибольшее сопротивление нагрузки на трансформаторы тока при двухфазном КЗ за трансформатором со схемой соединения обмоток .  Для трехрелейной схемы максимальной токовой защиты с реле РТВ-1: zн.расч =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 ε = 10 %, а токовая погрешность f несколько меньше 10 %.
Проверяется чувствительность максимальной токовой защиты и отсечки без учета ее снижения из-за погрешности трансформаторов тока. Для защиты при трехфазном и двухфазных КЗ за трансформатором: kч = 630 / 200 = 3,15 > >1,5, при однофазном КЗ - в 1,73 раза меньше, но больше, чем требуется (1,8 > 1,5). Для отсечки при двухфазном КЗ на выводах 10 кВ трансформатора kч = 2200 / 1000 = 2,2 > 2 [1].
Тпехрелейная схема максимальной токовой защиты блока линия - трансформатор может быть выполнена и на реле РТ-85. При этом в приводе выключателя могут оказаться лишь два ЭО. Для выполнения схемы требуется произвести перемонтаж в дополнительном реле типа РТ-85, катушка которого включается в обратный провод схемы неполной звезды. Замыкающий контакт этого реле включается параллельно с аналогичным замыкающим контактом реле РТ-85 фазы А (или С), а размыкающий контакт включается последовательно с аналогичным контактом реле фазы А (или С). Таким образом, оба реле при срабатывании вместе или по отдельности производят дешунтирование одного и того же ЭО
Коэффициент чувствительности для защиты, выполненной по такой схеме, в режиме после дешунтирования ЭО определяется по минимальному значению тока 1р мин, равному вторичному току при трехфазном КЗ за трансформатором со схемой cоединения обмоток     .    Коэффициент чувствительности ЭО определяется по равному половине тока трехфазного КЗ за этим же трансформатором.
Для условий примера (рис. 1-27) без учета погрешности трансформаторов тока чувствительность защиты определяется следующим образом: Iр.мин = 630/20=31,5А;
Iс р = 200 / 20 = 10 А, kч = 3,15 > 1,5. Для ЭО: kч = 0,5 • 31,5/5 = 3,15 > 1,8.
Погрешность трансформаторов тока после дешунтирования ЭО определяется так же, как в примере 3, но при zн.расч = 3rпp + 3zp + zэо + rпер для случая КЗ за трансформатором . Максимальная кратность тока kмакс = 1,5 • 5 • 200 / 100 = =15. При zн.расч = 0,18 + 0,3 + 2,3 + 0,1 = 2,88 Ом, где zp =10 / 102 = 0,1Oм.
Допустимая предельная кратность k10доп = 3,6. Коэффициент А = 15 / 3,6 = 4,1, а f = 65 %. С учетом коэффициента возврата реле РТ-85 после срабатывания, равного 0,3-0,4, значение коэффициента чувствительности реле защиты после дешунтирования остается таким же, как и до дешунтирования. Для ЭО чувствительность определяется так же, как в примере 3.
Проверка точности работы реле РТ-85 (fрасч <= 50 % при КЗ в месте установки защиты) и надежности работы контактов реле (I <= 150 А) производится так же, как в примере 3. При Iк.макс =2800 А. (рис. 1-27) k макс= 28. При zн.расч= 0,58 Ом (до дешунтирования ЭО) k10доп =14. Коэффициент А = 28 / 14 = 2, a f = 40 %, что менее 50 %.

Рассмотренные примеры показывают преимущества максимальных токовых защит с обратно зависимой от тока характеристикой времени срабатывания по сравнению с защитами, имеющими не зависимую от тока характеристику. Видны и трудности, возникающие при выборе уставок зависимых защит для линий 10 (6) кВ, обусловленные, главным образом, неточностью работы электромеханических реле РТВ и необходимостью в связи с этим выбора больших ступеней селективности (0,7 - 1 с), невозможностью выполнения на реле РТВ уставок по времени менее 0,7 С, а также неточностью работы плавких предохранителей трансформаторов 10 (6) / 0,4 кВ. Большинство этих трудностей преодолевается при использовании современных цифровых (микропроцессорных) реле, которым посвящена первая часть этой главы.
Пример 6. Надо отметить, что еще до разработки цифровых реле в СССР выпускались микроэлектронные токовые реле с обратнозависимыми времятоковыми характеристиками, в том числе защита ТЗВР.
Отличия защиты ТЗВР от рассмотренных выше защит с реле типа РТВ, а также РТ-80, важные для выбора параметров срабатывания (уставок), заключаются в следующем:
защита ТЗВР реагирует на разность фазных токов; это обеспечивает повышение ее чувствительности при двухфазных КЗ в 1,15 раза по сравнению с защитами, реаги­рующими на фазные токи, но наряду с этим вызывает некоторые особенности в согла­совании ее параметров срабатывания с характеристиками защит смежных элементов;
защита ТЗВР имеет зависимую от тока характеристику времени срабатывания в виде прямой линии, что вызывает ряд особенностей при ее согласовании с зависимыми характеристиками других реле и защит (РТВ, РТ-80, ЛТЗ), времятоковыми характеристиками плавких предохранителей, имеющими криволинейную форму.
Защита ТЗВР в настоящее время не выпускается, однако возможно, что она находится в работе в каких-то электросетевых предприятиях. При необходимости выбора или проверки уставок ТЗВР читателю придется найти третье издание моей
книги "Расчеты релейной защиты ..." [7], где подробно описаны особенности расчетов ТЗВР и приведен численный пример расчета на стр. 58-60.
Учет токов нагрузки. На значение тока КЗ в сельских сетях, а следовательно, и на чувствительность максимальной защиты значительное влияние при некоторых условиях может оказывать нагрузка. Как уже говорилось, при удаленных КЗ на одной из отходящих линий на шинах питающей подстанции может сохраняться остаточное напряжение, близкое к нормальному. В этих условиях по неповрежденным линиям будет проходить рабочий ток, примерно равный нормальному. Чем больше рабочий ток неповрежденных линий, тем меньше ток КЗ через защиту поврежденной линии (рис. 1-28).


 

Ток КЗ поврежденной линии с учетом так называемого отсоса тока

где Ucp - среднее междуфазное напряжение сети, В; zc - сопротивление питающей системы до шин 6 (10) кВ подстанции, приведенное к напряжению линии. Ом; zn к - сопротивление линии до точки КЗ, Ом; z <іги>нaгp - сопротивление нагрузки подстанции, Ом.
Сопротивление нагрузки подстанции определяется для условий, в которых влияние нагрузки будет наибольшим, т.е. при остаточном напряжении на шинах, равном номинальному:


где Sном - мощность нагрузки, В•А.
Поскольку для воздушных линий 6, 10 и 35 кВ величины φл близки к φраб, расчет ведется по модулям сопротивлений, что создает некоторый расчетный запас.
При z <іги>c = 0 нагрузка не влияет на значение тока КЗ поврежденной линии. Поэтому для линий 6 и 10 кВ, питающихся от подстанций с высшим напряжением 110 и 220 кВ, расчет токов КЗ с учетом нагрузки не производится.
Для длинных линий 6 и 10 кВ, питающихся от трансформаторов 35/6 или 35/10 кВ мощностью более 1 MB-А, рекомендуется определить коэффициент чувствительности максимальной защиты при минимальном токе КЗ, подсчитанном с учетом нагрузки.
Пример 7. Определяется коэффициент чувствительности максимальной защиты с Iс.з = 100 А, выполненной по двухфазной двухрелейной схеме. Линия (рис. 1-28) питается от подстанции с трансформатором 35/10 кВ, 4 MB•А, который может работать с номинальной нагрузкой. Сопротивление системы (включая сопротивление трансформатора) до шин 10 кВ питающей подстанции zc = 5 Ом. Сопротивление линии до наиболее удаленной точки КЗ zл. к = 28 Ом.
Решение. Определяется ток КЗ и коэффициент чувствительности защиты без учета нагрузки: Iк(3) = 10500 / [√3(5 + 28)] = 185 А; kч(2) = 0,865 • 185 / 100 = 1,6 > 1,5 [1].
Определяется минимальный ток КЗ в этой же точке с учетом влияния нагрузки неповрежденных линий (рис. 1-28). Остаточное напряжение на шинах 10 кВ питающей подстанции 35/10 кВ при КЗ в наиболее удаленной точкех 185 • 28•10 -3 = 9 кВ, или Uост= (9 / 10)• 100 = 90 %. Полагаем, что при таком высоком остаточном напряжении ток нагрузки неповрежденных линий остается неизменным и равным примерно номинальному току питающего трансформатора (4 MB•А). Тогда: zнaгp = 105002 / 4 000 000 = 27,5 Ом. Ток короткого замыкания:



.

При этом токе kч(2) = 0,865 • 160 / 100 - 1,4 < 1 ,5, т.е. защита оказывается недостаточно чувствительной

Способы повышения чувствительности максимальной токовой защиты ВЛ 6 и 10 кВ при использовании аналоговых электромеханических реле

Повышение чувствительности максимальных токовых защит линий может достигаться

одним или несколькими способами.
а) Применение двухрелейной схемы с включением реле на фазные токи (неполная звезда) вместо схемы с одним реле, включенным на разность токов двух фаз, что увеличивает чувствительность в 1,73 раза.
б) Увеличение коэффициента возврата реле (kв), входящего в выражение (1-1). У современных реле тока значение kв = 1.
в) Уменьшение расчетного значения максимального рабочего тока в выражении (1-1) за счет учета неполной загрузки трансформаторов, подключенных к защищаемой линии. Принятое значение Iраб.макс должно быть оговорено в задании на наладку защиты и в инструкции для оперативного персонала с целью предотвращения увеличения нагрузки. Однако уставки релейной защиты не должны ограничивать возможности полного использования первичного электрооборудования.
г) Применение более пологой обратно зависимой от тока характеристики времени срабатывания защиты, что позволяет обеспечить селективность между защитой пинии и плавкими предохранителями питаемых трансформаторов во всем диапазоне токов КЗ без увеличения тока срабатывания защиты линии (пример 1).
д) Допущение неполной селективности между защитой линии и плавкими предохранителями 10 (6) кВ питаемых трансформаторов при малых токах КЗ (повреждения в трансформаторе). При невозможности обеспечить селективность между защитой линии и плавкими предохранителями трансформаторов во всем диапазоне токов КЗ, необходимо обеспечить селективность, по крайней мере, для случая КЗ на стороне 10 (61 кВ любого из трансформаторов, подключенных к линии. При этом полное время действия предохранителя (время плавления плавкого элемента плюс время горения дуги) должно быть меньше времени действия защиты. Разрешается для ускорения действия защиты линии, на которой имеется устройство АПВ, не учитывать время горения дуги в предохранителе, поскольку дуга погаснет во время бестоковой паузы перед АПВ. Сказанное иллюстрируется рис. 1-29. Ступень селективности Δ t = 0,5 - 0,7 С должна обеспечиваться при минимально возможном значении тока двухфазного КЗ в точке К1, т.е. на стороне 10 (6) кВ трансформатора Если характеристика плавкого предохранителя является типовой, необходимо
определять значение времени плавления при расчетном токе Iк(2)/l,2 , где коэффициент 1,2 учитывает возможную неточность работы предохранителя. Если не учитывать время горения дуги в предохранителе, то время срабатывания защиты линии при расчетном токе должно быть tc.з = tпл + Δ t. При такой настройке КЗ на стороне 10 (6) кВ трансформатора (точка К1 на рис. 1-29) будут отключаться плавкими предохранителями, но повреждения в трансформаторе и на его выводах низшего напряжения (точка К2) в зависимости от значения тока КЗ могут вызвать одновременное срабатывание предохранителей 1 и защиты 2 ВЛ 10 кВ (последнее исправляется действием устройства АПВ линии) или только защиты линии. Для уменьшения числа неселективных действий защиты линии рекомендуется согласовывать ее характеристику времени срабатывания с времятоковой характеристикой предохранителя на стороне низшего напряжения трансформаторов, а если они не предусмотрены, то с характеристикой плавких предохранителей наиболее мощных отходящих линий 0,4 кВ.

Следует иметь в виду, что при малых токах КЗ плавкие предохранители в сетях 10 кВ и выше могут не отключить поврежденный трансформатор. Минимальное значение отключаемого тока можно определить по типовой характеристике соответствующего предохранителя: именно при этом токе штриховая часть характеристики переходит в сплошную. При токах КЗ, меньших минимального значения отключаемого тока, повреждение в трансформаторе будет вызывать отключение питающей линии. Но если плавкий элемент предохранителей к этому моменту уже расплавился, то гашение дуги произойдет в бестоковую паузу перед АПВ, которое будет успешным.
е) Установка на линии специальных автоматических секционирующих аппаратов, обеспечивающих сокращение основной зоны защиты линии (см. далее).
ж) Использование для защиты линий 10 и 6 кВ с автоматическим секциони­рованием и резервированием с помощью сетевых АВР более совершенных защит, т.е. цифровых (микропроцессорных) устройств РЗА.
Автоматическое секционирование воздушных линий 10 и 6 кВ
Установка специального секционирующего выключателя, оборудованного релейной защитой (одного или нескольких), позволяет сократить основную зону действия головной защиты линии и тем самым повысить ее чувствительность. Для этой цели установка секционирующих выключателей намечается в тех точках линии, где еще обеспечивается kч.осн(2) > 1,5 для головной защиты (рис. 1-30). Кроме того, секционирование сокращает зону резервирования последующих защит (питающих трансформаторов и линий). Можно устанавливать несколько секционирующих выключателей на ответвлениях от основной линии (параллельное секционирование) или несколько выключателей, включенных последовательно (последовательное секционирование). В последнем случае установка двух и более выключателей нежелательна, так как это может привести к существенному увеличению времени срабатывания головной защиты линии.

Секционирующие выключатели, способные отключать КЗ, могут устанавливаться не только по условиям чувствительности головной защиты линии, но и для уменьшения времени отыскания и ликвидации повреждений на линии и, тем самым, уменьшения времени нарушения электроснабжения потребителей. Они необходимы также для создания схемы с автоматическим резервированием (сетевым АВР).
Для автоматического секционирования BJI 10 (6) кВ могут использоваться масляные выключатели специального исполнения с первичными реле прямого действия для установки на опорах линии (типы ВМН и ВС), масляные, вакуумные и другие выключатели, входящие в комплектные распределительные устройства наружной или внутренней установки (КРУН, КРУ, КСО, КРН, К-100 и др.), а также реклоузеры - новые аппараты для автоматического секционирования и сетевого АВР.
Выключатели с первичными реле прямого действия типов ВМН, ВМНА и ВС из- за трудностей их обслуживания применяются сравнительно редко.
Для секционирования BJ1 10 (6) кВ пока в основном применяются комплектные распределительные устройства (КРУ), представляющие собой металлический шкаф с выключателем, трансформаторами тока и напряжения, устройством релейной защиты и другим необходимым оборудованием. В комплектном устройстве можно установить практически любой нужный тип защиты: максимальную токовую защиту и отсечку, направленную токовую или дистанционную защиту, а также устройства автоматики (АПВ, АВР) и телемеханики. Комплектные устройства могут быть изготовлены для наружной установки (например, КРН-10, К-36, К-100) или для внутренней установки - в помещениях закрытых трансформаторных подстанций (например, КСО).
В этих комплектных устройствах, предназначенных для секционирования радиальных линий (с односторонним питанием) применяются в основном простые одно- или двухступенчатые максимальные токовые защиты. При секционировании линий в сетях с автоматическим резервированием в комплектных устройствах приходится применять более сложные электромеханические защиты, состоящие из двух наборов дискретных реле, настроенных на разные уставки по току и по времени для разных режимов работы сети.

Реклоузер - наиболее перспективный аппарат наружной установки для автоматического секционирования и резервирования воздушных сетей среднего напряжения. Его иностранное название (от английского слова reclosed «размыкать электрическую сеть») говорит, в том числе, о широком использовании этих аппаратов в США, в Европе, в Китае и других зарубежных странах [12]. Для выполнения автоматического резервирования (сетевого АВР) наиболее ценным отличительным свойством современных реклоузеров является установка одного цифрового реле защиты с двумя или более наборами рабочих уставок, которые заранее отрегулированы для определенного режима работы данной сети. Автоматическое переключение цифрового реле защиты с одного набора уставок на другой производится без вмешательства персонала при изменении режима работы сети. Автоматические реклоузеры могут находиться во включенном положении для отключения КЗ или в отключенном положении для включения при необходимости осуществления сетевого АВР [12,31].
Примеры расчета уставок максимальной токовой защиты для радиальных ВЛ 10 и 6 кВ с автоматическим секционированием

Пример 8. Выбираются уставки защит радиальной линии BJI 10 кВ в сельскохозяйственном районе. Схема сети показана на рис. 1-31, где приведены необходимые исходные данные для расчета уставок: вычисленные значения токов трехфазных КЗ, мощности силовых трансформаторов 10/0,4 кВ, тип и уставки существующей защиты на стороне 10 кВ питающего трансформатора 35/10 кВ или 110/10 кВ, выполненной по двухфазной двухрелейной схеме (неполная звезда) с не зависимой от тока выдержкой времени, а также коэффициенты трансформации трансформаторов тока. На головном выключателе линии имеется максимальной токовая защита, выполненная также по двухфазной двухрелейной схеме, но с зависимой от тока выдержкой времени (реле РТВ).
Решение. Выбирается ток срабатывания защиты на головном выключателе по условию (1-1) с учетом того, что максимальный рабочий ток по линии может быть равен сумме номинальных токов всех трансформаторов 10/0,4 кВ от Тр1 до Тр9:


При коэффициенте трансформации трансформаторов тока 100/5 ток срабатывания реле равен 5,7 А. Ближайшая уставки на реле РТВ-1 равна 6 А. Ток срабатывания защиты будет 120 А. Очевидно, что при этом не обеспечивается необходимая чувствительность головной защиты при КЗ в конце линии (у трансформатора Тр9) и требуется установка секционирующего выключателя с защитой, отключающей эти КЗ.

Важно подчеркнуть, что использование новых защит, имеющих коэффициент возврата около 1 и обладающих высокой точностью (kн = 1,1), позволило бы выбрать значительно меньший ток срабатывания защиты: Iс.з = 1,1 • 1,25 • 45,6 = 63 А, обеспечить достаточную чувствительность головной защиты при КЗ в конце линии и, следовательно, не устанавливать секционирующий выключатель на рассматриваемой BЛ 10 кВ по условиям защиты от КЗ.

Выбираются места установки одного или нескольких секционирующих выключателей, исходя из условий обеспечения чувствительности защиты от КЗ, выполненной на реле РТВ, а также повышения надежности, и, как следствие, уменьшение ущерба от перерывов электроснабжения. Из схемы на рис. 1-31 видно, что наиболее удобным местом является переключающий пункт ПП. Рассмотрим вариант установки секционирующего выключателя СВ в точке А, с максимальной токовой защитой, аналогичной головной.
Ток срабатывания этой защиты выбирается по условию (1-1): Iс.з = 1,3 • 1,25 х 21,3 / 0,65 = 53 А, где Iраб.макс = (100 + 3 • 63 + 2 • 40) / (1,73 • 10) = 21,3 А.
Но по условию обеспечения полной селективности защиты с предохранителями типа ПКТ, установленными на наиболее мощном трансформаторе Тр4 (100 кВА, ПКТ-10-16), необходимо, чтобы ток срабатывания защиты на СВ в точке А был не менее 80 А (см. пример 1). Это можно принять, поскольку коэффициент чувствительности при КЗ в конце линии соответствует «Правилам» [1]: kч(2) = 0,865 х 140 / 80 = 1,5.



Время срабатывания защиты на СВ в точке А (защита 2 на рис. 1-32) выбирается из условия обеспечения ступени селективности Δ t= 0,7 с с последующей защитой 3 на головном выключателе и предохранителями 1, характеристики которых приведены на рис. 1-32,6. Времятоковая характеристика предохранителя 1 смещена на 20 % по сравнению с типовой по причине, указанной в примере 1. После построения характеристики защиты 2 с уставками 80 А и 0,7 с в установившейся части (при токе 1,6 - 80 = 128 А) определяется наименьшая ступень селективности между характеристиками 2 и 1. Она составляет 0,4 с, что можно считать достаточным, так как при построении характеристики 1 учтен возможный разброс преддугового времени предохранителей ПК. Время горения дуги в патроне предохранителя не учитывается, поскольку на секционирующем выключателе СВ имеется устройство АПВ.

Между защитами 3 и 2 ступень селективности 0,7 С обеспечивается в установившейся части характеристик, поскольку при максимальном токе КЗ в месте установки предыдущей защиты 2 (600 А) обе защиты работают с установившимися выдержками времени: 1,4 и 0,7 С. При использовании новых реле ступени селективности будут снижены.
На рис. 1-32,6 показана также характеристика 2' защиты СВ, если бы она имела не зависимое от тока время срабатывания. В этом случае селективность между защитой 2 и предохранителями 1 обеспечивается только при КЗ на выводах трансформатора, что допускается как вынужденное решение. Обеспечить полную селективность путем увеличения тока срабатывания защиты 2 в данном случае нельзя, так как не будет обеспечиваться необходимая чувствительность при КЗ в конце линии.
Уточняется ток срабатывания головной защиты 3 по условию согласования чувствительности с защитой 2 секционирующего выключателя СВ, установленного в точке А (рис. 1-31). Это условие предполагает, что при КЗ на BJ1 10 кВ за секционирующим выключателем через реле головной защиты 3 проходит ток КЗ и суммарный ток нагрузки трансформаторов Тр1 - ТрЗ. Условие согласования чувствительности для головной защиты линии с автоматическим секционированием по аналогии с формулой (1-2) запишется так:

 

 

где Ic.з.CB - ток срабатывания защиты секционирующего выключателя; суммарный ток нагрузки трансформаторов, подключенных к линии до места установки секционирующего выключателя (на рис. 1-31 трансформаторы Тр1 - ТрЗ); kн.с - коэффициент надежности, для реле РТВ около 1,4.
Ток срабатывания головной защиты линии по выражению (1-2а): Ic.з = 1,4 (80 + 24) = 145 А. С учетом возможной уставки на реле типа РТВ 7,5 А ток срабатывания защиты 3 следует принять равным 150 А. Это значение тока срабатывания обеспечивает селективность защиты 3 с плавкими предохранителями наиболее мощного трансформатора Тр1, а также достаточную чувствительность защиты 3 при КЗ в конце защищаемого участка, т.е. на переключательном пункте ПП (рис. 1-31).
Проверяется выполнение условия согласования чувствительности и времени защит 3 и 4. Если принять, что Iраб.макс= 70 А (суммарный ток нагрузки остальных BJ1 10 кВ питающей подстанции), то у защиты 4 ток срабатывания должен быть не менее, чем Ic.з= > 1,4 (150 + 70) = 310 А. Ступень селективности между защитами 3 и 4 должна обеспечивается при этом токе и составлять около 0,7 с (рис. 1-32). Расчеты защит трансформаторов рассмотрены в гл.2.
Далее для защит 3 и 2 производится расчетная проверка трансформаторов тока и проверка выбранного времени срабатывания защиты по условию термической стойкости проводов защищаемой линии (так же, как в примере 1).
Пример 9. Для условий предыдущего примера рассмотрим вариант установки двух секционирующих выключателей (Б и В на рис.1-31); такое решение дороже, но позволяет уменьшить ущерб от недоотпуска электроэнергии в аварийных условиях. Установка двух выключателей по схеме параллельного секционирования улучшает условия настройки релейной защиты.
Решение. Рассчитывается ток срабатывания двухрелейной защиты с реле типа РТВ на секционирующем выключателе в точке Б. Защита имеет зависимую от тока характеристику времени срабатывания. По условию (1-1) ток срабатывания выбирается: Ic.з = 1,3 • 1,25 - 9,6 / 0,65 = 24 А, где Iраб.макс = 9,6 А - суммарный номинальный ток трансформаторов Тр7 - Тр9, определяемый так же, как в примере 8. При использовании трансформаторов тока с nT = 30/5 можно принять уставку на реле РТВ 5 А, тогда ток срабатывания защиты 30 А. Но по условию обеспечения селективности с предохранителями наиболее мощного трансформатора (63 кВ•А, ПКТ-10-10) необходимо выбрать Ic.з = 1,4 • 38 = 53 А. Ближайшая уставка на реле РТВ 9 А, тогда Ic.з= 54 А. Таким же образом подбираются уставки для всех других типов реле, не имеющих плавкой регулировки. Чувствительность защиты в точке Б (kч(2) = 0,865 • 140 / 54 = 22) выше, чем у защиты в точке А (пример 8). Время срабатывания защиты на СВ в точке Б выбирается так же. как в примере 8, т.е. 0,7 с в установившейся части характеристики.
Таким же образом выбираются уставки защиты на секционирующем выключателе в точке В. Они будут такими же, как у защиты в точке Б, поскольку определяющим условием при выборе тока срабатывания является условие селективности с предохранителями трансформатора 63 кВ•А.
Ток срабатывания головной защиты уточняется по условию (1-2а) согласования чувствительности с защитой в точке В: Ic.з = 1,4 (54 + 40) = 132 А, где 40 А - суммарный номинальный ток всех трансформаторов, подключенных к защищаемой линии до места установки секционирующего выключателя В. Ток срабатывания головной защиты получился меньшим, чем при установке одного секционирующего выключателя в точке А (пример 8), что подтверждает преимущества варианта с двумя секционирующими выключателями вместо одного.
Рассмотренные примеры показывают, что для выполнения селективной, быстродействующей и чувствительной защиты линий 10 (6)  кВ наиболее
целесообразно:
применять современные устройства защиты с высоким коэффициентом возврата (kв=1), обратно зависимой от тока характеристикой, а также с высокой точностью работы, что позволяет уменьшить коэффициент надежности (отстройки) при выборе тока срабатывания и ступень селективности Δ t при выборе времени срабатывания защиты; очевидно, что речь идет о цифровых защитах;
использовать устройства АПВ с выдержкой времени первого цикла от 2 до 5 с и второго цикла от 15 до 20 С;
не устанавливать на длинных линиях трансформаторы 10/0,4 кВ единичной мощностью 250 кВ-А и более, защищаемые плавкими предохранителями типа ПКТ; для питания трансформаторов такой мощности использовать относительно короткие линии, для защиты которых может быть выбран большой ток срабатывания и наряду с этим обеспечена высокая чувствительность при КЗ в конце линии и в зонах дальнего резервирования;
все расчетные случаи, когда по каким-либо причинам невозможно обеспечит селективность между релейной защитой и предохранителями, должны особо оговариваться и при проектировании, и при выборе рабочих уставок, а также должны указываться в инструкциях для оперативного персонала.

Особенности расчета релейной защиты в сложных сетях 6 и 10 кВ
С развитием сетей 6 и 10 кВ появляется возможность взаимного резервирования линий путем создания замкнутых (кольцевых) схем питания или радиальных схем с автоматическим или ручным включением резервного источника. Расчеты релейной защиты в таких сетях усложняются, потому что приходится учитывать не только основной (рабочий) режим, но и аварийные и ремонтные режимы.
При выборе уставок необходимо стремиться к тому, чтобы для аварийного режима, создаваемого автоматически (с помощью сетевого АВР), сохранялась селективность действия релейной защиты без вмешательства персонала.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

На рис.1-33 показан пример схемы сети с двумя линиями 10 кВ, для которых предусмотрено неавтоматическое взаимное резервирование. При проведении ремонта, например, головного участка линии JI1 размыкается разъединитель 1 и замыкается секционирующий разъединитель 4. Уставки максимальной токовой защиты линии JI2 в этом режиме должны обеспечивать надежное несрабатывание защиты по условию (1-1) с учетом большего, чем в нормальном режиме, тока Iраб.макс
Наряду с этим должен обеспечиваться коэффициент чувствительности kч(2)= > 1,5 при двухфазных КЗ в любой точке как линии Л2, так и части линии Л1, подключенной к линии JI2. Если коэффициент чувствительности оказывается меньшим, чем 1,5,
следует установить вместо разъединителя 4 секционирующий выключатель с защитой, уставки которой рассчитываются так же, как в предыдущих примерах.
Для схемы сети, показанной на рис. 1-33, возможно выполнение и автоматического взаимного резервирования Л1 и Л2. Для этого на месте разъединителя 4 следует установить реклоузер или КРУН с выключателем и устройством сетевого АВР двустороннего действия. Для повышения эффективности действия сетевые АВР выполняются в сочетании с автоматическим секционированием. Для схемы на рис. 1-33 наряду с пунктом АВР устанавливаются два КРУН на месте разъединителей 1 (или 2) и 3 (рис. 1-34,а). Для обеспечения селективного отключения поврежденного участка такой сети как в рабочем, так и в резервных режимах на секционирующих выключа­телях (СВ-1 и СВ-2) используется один из следующих вариантов выполнения защиты:
Направленная максимальная токовая защита, действующая с меньшими уставками по времени и току только при КЗ в режиме резервного питания, и максимальная токовая защита, предназначенная для работы в режиме основного питания (защиты 1 и 3 на рис. 1 -34 к примеру 11).

Два комплекта электромеханических максимальных токовых защит, один из которых (1) - с меньшими уставками по времени и току в режиме основного питания выведен из действия, а при создании режима резервного питания автоматически вводится в действие; другой комплект (3) постоянно введен в действие; автоматический ввод комплекта (1) может производиться во время бестоковой паузы перед срабатыванием сетевого АВР или при изменении направления мощности в линии после изменения режима питания резервируемой сети.
Одно цифровое реле с двумя наборами уставок и автоматическим переключением с одного набора на другой при изменении режима работы сети.

Необходимо также предусмотреть на головных выключателях В1-1 и В2-1 (рис.1- 34,а) защиту минимального напряжения (делительную), отключающую выключатель в бестоковую паузу перед срабатыванием сетевого АВР, т.е. перед включением выключателя 4 во избежание опасной подачи напряжения от резервного источника питания на поврежденный рабочий, например от подстанции 2 на подстанцию 1, где имеется неустранившееся КЗ, на отключение которого защиты 1 -4 не рассчитаны.
Расчет рабочих уставок максимальных токовых защит выполняется сначала для одного резервного режима питания всей сети (от подстанции 1 на рис. 1-34, а, б), а затем - для другого (от подстанции 2).
Примечание. Номера примеров сохранены в соответствии с 3-им изданием книги.
Пример 11. Выбираются уставки максимальных токовых защит в сети с автоматическим секционированием и сетевым резервированием. Схема сети и типы применяемых защит показаны на рис. 1-34,б. Выбираются без подробных пояснений, имеющихся в предыдущих примерах, уставки защит с построением карты селективности (рис. 1-34,в) для одного из режимов резервного питания всей сети (Л1 и Л2) от подстанции 1 (рис. 1-34,6). Очевидно, что эти уставки пригодны и для рабочего режима Л1. Для другого режима резервного питания всей сети - от подстанции 2 уставки рассчитываются таким же образом.
Как видно из карты селективности (рис. 1-34,в), за счет различия в токах
срабатывания защит 1-4 удалось для всех них принять характеристики с tс.з = 0,5 4 1 с в независимой части, при соблюдении Δ t = 1с при токах согласования. При согласовании защит 2 и 1, 3 и 2, 4 и 3 между собой должны учитываться токи нагрузки неповрежденных элементов, включенных между согласуемыми защитами.
При использовании цифровых реле многих трудностей при расчете рабочих уставок можно было бы избежать.

 

В эксплуатации возможно создание и более сложных аварийных или ремонтных схем, например при ремонте или повреждении питающего трансформатора однотрансформаторной подстанции 1 (рис. 1-35). При питании по линии 2-2 от подстанции 2 через секционирующий выключатель ВС линий 1-2 и 1-1 подстанции 1 обеспечение селективной настройки защит без специальных изменений в общем случае невозможно, поскольку головные защиты линий на подстанциях 1 и 2 могут иметь одинаковые уставки, а защита на секционирующем выключателе ВС - меньшие ток и время срабатывания, чем у головных защит.


Селективность в этой ремонтной схеме может быть достигнута, если у защиты линии 2-2 на подстанции 2 повысить время срабатывания, а защиту' линии 1-2 на подстанции 1 вывести из работы.
Возможность увеличения тока и времени срабатывания головной защиты для ремонтной схемы должна быть предусмотрена заранее путем выбора удвоенной ступени селективности между этой защитой и защитой питающего трансформатора.

Примеры расчета токовых отсечек с электромеханическими реле на ВЛ 6 и 10 кВ

Основные условия расчета токовых отсечек рассмотрены выше в разделе 1 -4.
Пример 12. Рассчитывается селективная токовая отсечка BJT 10 кВ. Схема линии дана на рис. 1-36, где приведены значения токов КЗ.
Решение. Определяется ток срабатывания селективной отсечки с реле РТМ по условию отстройки от КЗ в конце участка АБ (где подключен первый трансформатор, защищаемый предохранителями). По условию (1-17) ток срабатывания отсечки:
Iс.о>= 1,4 • 500 = 700 А (реле РТМ).
Проверяется надежность отстройки отсечки от бросков тока намагничивания по выражению (1-18):


Iс.о>= (4 - 5) 40 = 160 - 200 А < 700 А.

Выбирается схема включения реле отсечки, тип реле и ток срабатывания его. Вначале

рассматривается наиболее простой и дешевый вариант выполнения отсечки с одним реле прямого действия типа РТМ, включенным на разность токов двух фаз (рис.1-37,а), nT = 50/5. Ток срабатывания реле 3: Iс.р = 700• √3/ 10 = 120 А.
Принимается реле PTM-IV с уставкой 125 А. Ток срабатывания реле может быть установлен и 120 А, так как реле типа РТМ имеет плавную регулировку тока срабатывания.


Определяется наименьшее значение коэффициента чувствительности отсечки, которое соответствует двухфазному КЗ в месте установки отсечки, между фазами А и В или В и С, когда для этой схемы включения реле (на рис. 1-3 7,а реле 3) kcx = 1 и ток срабатывания отсечки (первичный) Iс.o = Iс.р• nT = 120 • 10 = 1200 А. Коэффициент чувствительности: kч(2) = 0,865 • 1350 / 1200 = 0,97, т.е. меньше требуемого значения 1,2 [1].

Для повышения чувствительности отсечки принимается схема с двумя реле типа РТМ, включенными на разные фазные токи (схема неполной звезды на рис. 1-37,6). Ток срабатывания реле 3, 4: Iс.р = 700 / 10 = 70 А. Принимается реле PTM-IV с уставкой 75 А. При всех видах КЗ у этой схемы kcx = 1 и ток срабатывания отсечки (первичный) равен 700 А. Коэффициенты чувствительности при КЗ в месте установки отсечки равны: при трехфазном - 1,93, при двухфазном - 1,67, что выше, чем 1,2. Полезно определить и зону действия такой отсечки. Из рис. 1-36 видно, что при трехфазных КЗ отсечка с двумя реле и Iс.о = 700 А охватывает примерно 45 % участка АБ. При двухфазных КЗ зона действия отсечки около 35 %. Это указывает на эффективность отсечки.
Производится расчетная проверка на 10 %-ную погрешность трансформаторов тока типа ТПЛ-10 для схемы защиты на рис. 1-37,6. Определяется предельная кратность по большему току срабатывания: k10 = 1,1 • Iс.о / Iном.тт = 1,1 • 700 /  50        = 15,4. Для максимальной токовой защиты Iс.з = 1,3 • 1,25 • 40 / 0,65 = 100А,  а  k10 =   1,1  х Iсогл /Iном.тт = 1,1 • 1,6 • 100 / 50 = 3,5, т.е. меньше, чем для отсечки. При k10 = 15,4 допустимая нагрузки трансформаторов тока zном.доп = 0,4 Ом. Фактическая расчетная нагрузка трансформаторов тока рассчитывается: zн.расч = 2 rпр + zPTB + zPTM + rпер. Сопротивление реле типа PTB-I при втянутом якоре при уставке 10 А (Iс.з = 100 А) подсчитывается zPTB = 113 / 102= 1,13 Ом, где S = 113 В-А. С учетом снижения сопротивления реле при больших кратностях тока примерно на 20%: zPTB = 0,8 • 1,13 = 0,9 Ом. Таким образом, сопротивление реле РТВ превышает допустимое значение 0,4 Ом и, следовательно, погрешность трансформаторов тока значительно превышает 10 %. В этом случае следует рассмотреть несколько вариантов обеспечения надежности и чувствительности токовой отсечки с реле РТМ.
а) Проверить чувствительность токовой отсечки на реле РТМ с учетом фактической погрешности трансформаторов тока. Значение токовой погрешности трансформаторов тока определяется при максимальном расчетном токе КЗ в конце зоны надежного действия отсечки, т.е. при Iк.макс = kч Iс.о = 1,2 • 700 = 840 А:
определяется значение kмакс = Iк.макс / Iном.тт = 840 / 50 = 16,8; определяется фактическое расчетное сопротивление вторичной нагрузки на трансформаторы тока: rпр = 0,06 Ом - из примера 1, zPTM = 0,8 • 570 / 70 2=0,1 Ом, где S =570 В-A для PTM-IV при втянутом якоре Iс. р = 70 А из этого примера, 0,8 - коэффициент, учитывающий, что расцепление механизма привода выключателя при срабатывании реле РТМ происходит раньше, чем якорь реле дойдет до упора и сопротивление реле станет равным значению, соответствующему втянутому положению якоря; zPTB = 0,9 Ом (см. выше); rпер = 0,1 Ом; таким образом, zн.расч=0,12 + 0,1+ 0,9 + 0,1 = 1,2 Ом;
по кривой предельных кратностей находим, что значению zH = 1,2 Ом соответствует k10доп= 8;
определяется коэффициент А = kмакс / k10доп =16,8 /8 = 2,1; по зависимости А = ψ (f) определяется f = 42 %;
определяются коэффициенты чувствительности отсечки с учетом снижения тока в реле kч(2) = Iр.мин(2) (1 - f / 100) / Iс. р = 116,7 • 0,58 / 70 = 0,96, где Iр.мин(2) = =0,865 • 1350 / 10= 116,7. При трехфазном КЗ kч = 1,1. Для максимальной токовой защиты с реле РТВ коэффициенты чувствительности будут выше, поскольку ток срабатывания значительно меньше (10 А). Очевидно, что отсечка с таким недопустимо низким коэффициентом чувствительности будет неэффективной.
б) Заменить трансформаторы тока с nт = 50/5 на трансформаторы тока того же типа ТПЛ-10, но с nт = 100/5. В этом случае k10=1,1 • 700/100=7,7 и zн доп=1,3 Ом. Сопротивление реле РТВ при Iс. р = 5 A: zРТВ = 0,8 • 112 / 52 = 3,6 Ом, что превышает допустимое, и следовательно, ε > 10 %. Увеличение коэффициента трансформации трансформаторов тока не привело к желаемому результату из-за того, что при снижении уставок по току сопротивления реле РТМ и РТВ увеличиваются и нагрузка на трансформаторы тока возрастает.
в) Заменить трансформаторы тока типа ТПЛ-10 на трансформаторы тока другого типа, допускающие при том же значении k10 более высокие значения zн.доп, например типа ТВЛМ. В этом случае при k10 = 15,4 zн.доп = 0,7 Ом, что также не обеспечивает 10 %-ную погрешность. При nт = 100/5 k10 = 7,7, zн.доп =1,8 Ом и также ε > 10 %.
г) Включить реле РТВ и РТМ на разные обмотки одного и того же трансформатора тока, например, реле РТМ - на обмотку класса 0,5 вместе с измерительными приборами, а реле РТВ - на обмотку класса Р. Совместное включение реле и измерительных приборов допускается «Правилами» [1] при соблюдении определенных требований, которые рассматриваются далее для трансформаторов тока типа ТПЛ с nт = 100/5.
Проверяются на 10 %-ную погрешность трансформаторы тока класса 0,5 при токе срабатывания отсечки: k10 = 1,1 • 700 / 100 = 7,7. При этом zн.доп = 0,65 Ом. Сопротивление реле РТМ при токе срабатывания 700 / 20 = 35 А (уставка 30 А)
zPTM= 0,8 • 220 / 302 = 0,2 Ом. Расчетное сопротивление zн.paсч = 2 • 0,06 + 0,2 + 0,07 + 0,1 = 0,49 Ом, где 0,07 Ом - сумма сопротивлений амперметра (0,03 Ом) и двух счетчиков (по 0,02 Ом). Таким образом, погрешность трансформаторов тока класса 0,5 менее 10 % и коэффициент чувствительности отсечки kч = 0,865 • 1350 /700= 1,66, что больше требуемого (1,2).

Сопротивление нагрузки на эти же трансформаторы тока в нормальном симметричном режиме рассчитывается с учетом того, что якорь реле РТМ находится в нижнем положении и сопротивление реле zp = 66 / 302 = 0,07 Ом. Суммарное расчетное сопротивление zн.paсч = 0,12 + 0,07 + 0,07 + 0,1 = 0,36 Ом, что меньше, чем допускается для этих трансформаторов тока из условия работы с нормируемой погрешностью: zHOM = 0,4 Ом. Следовательно, включение реле РТМ и измерительных приборов на обмотку класса 0,5 может быть допушено. причем счетчики могуч использоваться для расчетного учета электрической энергии.

Для класса Р проверка на 10 %-ную погрешность производится при токе перехода характеристики срабатывания реле РТВ-I в независимую часть: k10 = 1,1 • 1,6 • 100 /100 = 1,76. Значение zн.доп = 5,5 Ом. Суммарное расчетное сопротивление zн.paсч =0,12 + 3,6 + 0,1 = 3,82 Ом, где zPTB =3,6 Ом (см. выше). Таким образом, и для класса Р обеспечивается погрешность менее 10%.
д) Выполнить защиту линии с помощью реле другого типа, например РТ-85, включенными по схеме с дешунтированием электромагнитов отключения ЭО. При выбранном токе срабатывания максимальной токовой защиты Iс.з = 100 А и nт = 50/5 ток срабатывания реле РТ-85 (для индукционного элемента) Iс.р = 10 А. Кратность отсечки k10 = 700/ 100 = 7, что и принимается в качестве уставки электромагнитного элемента реле. Сопротивление реле РТ-85 zp= 10/10 =0,1 Ом, где S = 10 В-А, а суммарное сопротивление нагрузки до дешунтирования ЭО zн.paсч = 2 • 0,06 + 0,1 + +0,1 = 0,32 Ом. Это меньше, чем допустимое значение zн.доп = 0,4 Ом, которое было определено выше для предельной кратности k10 = 15,4. Следовательно, до дешунтирования обеспечивается работа трансформаторов тока с погрешностью не более 10 %.
Расчетная проверка трансформаторов тока и раздельное определение чувствительности защиты и ЭО после дешунтирования ЭО производятся аналогично примеру 4.
После дешунтирования погрешность трансформаторов тока f > 10%, поскольку сопротивление ЭО zЭО = 2,3 Ом значительно больше, чем допустимое значение zн.доп = 0,4 Ом, соответствующее k10 = 15,4. Погрешность более 10 % определяется по зависимости f = ψ (А) по значению коэффициента А = kмакс /k10 доп= 16,8 / 4,5= 3,7, где k10 доп = 4,5 соответствует фактической нагрузке трансформаторов тока после дешунтирования ЭО: zн.paсч = 2 • 0,06 + 0,1 +0,1 + 2,3 =2,6 Ом. При А = 3,7 погрешность f = 62 %.
Чувствительность токовой отсечки с учетом снижения тока в реле РТ-85 после дешунтирования ЭО kч(2) = 116,7 • 0,38 / (0,38 • 70) = 1,66 > 1,2, т.е. не изменяется по сравнению с режимом до дешунтирования ЭО.
Чувствительность ЭО при том же значении погрешности трансформаторов тока (с запасом) kч(2) = 116,7 • 0,38 /5=9 >>1,5, где Iс.эо = 5 А (реле РТМ).
Проделаем такой же расчет при использовании ЭО с более высоким сопротивлением. По предварительным данным сопротивление ЭОтт выключателя ВК- 10 в ячейках серии К-47 при тех же условиях будет примерно 4 Ом (ток срабатывания 3,5 А). Значению zн.paсч = 4,5 Ом соответствует k10 доп = 3,7 (по кривой предельных кратностей трансформаторов тока ТВ JIM-10, TJIM-10 для класса Р). С учетом сопротивления проводов и реле zн.paсч = 5 Ом (с запасом) и k10 доп = 3,5. Коэффициент А = 15,4 / 3,5 = 4,4, f = 67 %. Коэффициент чувствительности отсечки, определяемый с учетом kв = 0,3 - 0,4 остается таким же, как и до дешунтирования ЭО. Чувствительность ЭО также достаточна.
Необходимо проверить точность работы реле типа РТ-85 при максимальном значении тока КЗ (1350 А, рис. 1-36). По значению zн.paсч= 0,32 Ом до
дешунтирования ЭО определяется k10 доп = 18, затем kмакс = 1350 / 50 =27 и коэффициент А = 27 / 18= 1,5, при котором f = 30 %, что меньше 50 %.
Максимальное значение напряжения на выводах вторичной обмотки трансформаторов тока при максимальной кратности тока КЗ kмакс = 27 после дешунтирования ЭО U2макс = 1,41 • 27 • 5 • 2,6 = 495 В < 1400 В.
Проверяется допустимость использования реле РТ-85 по условию:
I2к.макс = 1350 / 10 = 135 А < 150 А. Выполненные расчеты указывают на допустимость использования реле РТ-85 в заданных условиях.
При необходимости сохранения устойчивой работы синхронных двигателей может использоваться неселективная токовая отсечка (см. раздел 1-4). При ее выполнении на электромеханических реле необходимо соблюсти некоторые особые условия. В том числе производится согласование неселективной токовой отсечки с плавкими предохранителями ПКТ-10, установленными на наиболее мощном трансформаторе, подключенном к защищаемой линии (мощность трансформатора 400 кВ-A, номинальный ток предохранителей 50А). По типовой защитной
характеристике ПКТ-10-50 находится время плавления при расчетном токе Iрасч =Ic.o / 1,2 = 790 / 1,2 = 660 А. Это время равно 0,1 С. Время горения электрической дуги может не учитываться, так как дуга погаснет во время бестоковой паузы перед АПВ линии.
Для успешного действия устройства АПВ необходимо, чтобы найденное время плавления предохранителя (0,1 С) было меньше, чем время действия защиты плюс время гашения дуги выключателем линии. Поэтому не следует выполнять неселективную отсечку на реле прямого действия типа РТМ, у которых собственное время срабатывания очень мало (0,02 - 0,04 С). Вместе с временем гашения дуги выключателем линии 10 (6) кВ общее время может составить также около 0,1 с, таким образом, плавкий элемент предохранителя не успеет расплавиться и АПВ линии будет неуспешным. Рекомендуется выполнить неселективную отсечку на реле косвенного действия типа РТ-85 или РТ-40, время срабатывания которых с учетом времени срабатывания дешунтированных ЭО и промежуточных реле находится в пределах 0,08 4- 0,12 С. Таким образом, схема неселективной отсечки и типы реле выбираются в соответствии с рассчитанньм временем плавления предохранителя наиболее мощного трансформатора при расчетном токе КЗ.
Проверяется невозможность срабатывания (отстройка) неселективной отсечки при бросках тока намагничивания всех трансформаторов, которые берутся под напряжение при включении линии Iс,o >= (4 - 5) 100 = 400 - 500 А < 790 А, где 100 А - сумма номинальных токов трансформаторов (задано).
Проверяется отстройка отсечки от КЗ за наиболее мощным трансформатором, подключенным к линии. Мощность трансформатора 400 кВ-A, uк = 4,5 %, zTp = 11,25 Ом. Ток трехфазного КЗ за трансформатором с учетом сопротивления энергосистемы в максимальном режиме ее работы (2,5 Ом) равен 441 А. При выполнении отсечки на реле РТ-85 ее ток срабатывания определяется Iс.о >= 1,6•441 = =706 А. Если это значение тока меньше тока срабатывания отсечки, выбранного по основному условию недопущения опасного снижения напряжения при близких трехфазных КЗ. то неселективная отсечка не сможет излишне срабатывать при КЗ за таким трансформатором, подключенным к защищаемой линии 10 (6) кВ.
Проверка трансформаторов тока и определение чувствительности отсечки и ЭО с учетом погрешности трансформаторов тока производится также, как в предыдущих примерах, где применяются реле типа РТ-85 и РП-341, дешунтирующие ЭО.
Подобным образом рассчитываются и неселективные отсечки линий 10 (6) кВ, устанавливаемые из необходимости обеспечения нормальной работы специальных электроустановок, не допускающих снижения напряжения ниже определенного значения, а также обеспечения термической стойкости защищаемой линии, когда не допускается отключение КЗ с выдержкой времени, или для обеспечения селективности с защитой питающего элемента (последующего), для которой по каким-либо причинам
нельзя выбрать время срабатывания большим 0,4 - 0,7 с. Последнее особенно часто
встречается на подстанциях 35/10 кВ, где трансформаторы мощностью более 1 MB-А защищаются плавкими предохранителями типа ПС-35.

22 Октябрь, 2014              16285              ]]>Печать]]>
2 / 10 ( Отлично )

Добавить комментарий

Ваше имя

Текст

Контрольный вопрос

Дva plus trи ? (цифрой)

Вверх страницы