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]

1-9. Релейная защита сетей 6 и 10 кВ промышленных предприятий от междуфазных КЗ

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

1-9. Релейная защита сетей 6 и 10 кВ промышленных предприятий от междуфазных КЗ

Общие сведения. Электроснабжение промышленных предприятий может осуществляться питающими линиями 6 (10) кВ от распределительных устройств того же напряжения электростанций и крупных подстанций или от тех же питающих источников, но по линиям более высокого напряжения (35-220 кВ) с помощью так называемых подстанций глубокого ввода (ПГВ), расположенных непосредственно у пунктов потребления электроэнергии (рис. 1-50,я и б).

В первом случае в схему электроснабжения (рис.1-50,) входят питающие линии от центров питания (электростанции или подстанции энергосистемы) до главных понизительных подстанций (ГПП) или центральных распределительных пунктов (ЦРП) предприятия; сами ГПП и ЦРП; распределительные сети 6(10) кВ, от которых получают питание распределительные пункты (РП), цеховые понизительные или преобразовательные подстанции (ТП, ПП) и линии, непосредственно питающие крупные электроприемники.



Кабельные распределительные сети 6 и 10 кВ промышленного предприятия обычно состоят из радиальных линий (рис. 1-50a). Надежность электроснабжения ответственных электроприемников обеспечивается за счет питания от двух независимых источников (или двух систем шин, секций одного источника) и широкого использования устройств АВР. Параллельная работа предусматривается, как правило, только для питающих линий.

При больших токах нагрузки (2000 А и выше) для питания цеховых подстанций применяются токопроводы (шинопроводы) с жесткими шинами или гибкими проводами. Токопроводы существенно отличаются от воздушных и кабельных линий электропередачи механическими и электрическими параметрами. При использовании токопроводов схема электроснабжения цеховых подстанций (ТП, ПП) строится по магистральному принципу (рис. 1-51).

В схемах с ПГВ (рис. 1-50,6) их распределительные устройства 6 (10) кВ выполняют роль распределительных подстанций (ЦРП, РП на рис. 1-50,а), что позволяет не только сократить протяженность кабельных, линий 6 (10) кВ, но и уменьшить число последовательно включенных линий этого напряжения, и следовательно число ступеней максимальных токовых защит, и тем снизить время отключения КЗ, особенно на головных участках: с 1,5 - 2 с для схемы, изображенной на рис. 1-50,а, до 0 - 0,5 с для схемы с ПГВ (рис. 1-50,б).

Релейная защита кабельных линий распределительных сетей 6 и 10 кВ промышленных предприятий выполняется обычно в виде максимальных токовых защит - аналогично защите городских кабельных сетей (раздел 1-5).

Релейная защита токопроводов (рис. 1-51) в зависимости от их протяженности и конструкции, от схемы подключения и параметров реакторов ответвлений, от величины и характера нагрузки выполняется различно. При относительно небольшой протяженности она может выполняться в виде селективных токовых отсечек, отстроенных от КЗ за реакторами ответвлений, и максимальных токовых защит без пуска или с пуском по напряжению. На реактированных ответвлениях, к подстанциям применяется максимальная токовая защита с трансформаторами тока, установленными до реактора, для того чтобы реактор входил в ее защищаемую зону. При необходимости повышения чувствительности эта защита дополняется пусковыми реле напряжения, которые подключаются к трансформатору напряжения, установленному на шинах подстанции, т.е. за реактором.

Однако при повреждении самого реактора КЗ должно ликвидироваться отключением головного выключателя токопровода. Если же максимальная защита токопровода не обладает достаточной чувствительностью к КЗ за реакторами ответвлений, следует использовать передачу отключающего импульса от максимальных защит каждого из ответвлений на отключение головного выключателя.

В тех случаях когда параметры токопровода и реакторов ответвлений не позволяют выполнить достаточно чувствительную токовую отсечку, применяются другие быстродействующие защиты: дистанционная или продольная дифференциальная. При параллельной работе токопроводов также могут использо­ваться поперечные дифференциальные или максимальные направленные зашиты.

Наряду с токовыми защитами на электромеханических реле могут устанавливаться новые многофункциональные микроэлектронные защитные устройства для КРУ-б, 10 кВ типа ЯРЭ-2201 (2202) с различными наборами типов защиты и автоматики. В примере 26 показан выбор уставок блока максимальной токовой защиты с зависимой от тока выдержкой времени, который входит составной частью (модулем) в устройство ЯРЭ-2201. В последнее десятилетие устанавливаются цифровые реле.

Расчеты релейной защиты кабельных линий 6 и 10 кВ промышленных предприя­тий в основном аналогичны расчетам защиты кабельных линий 6 и 10 кВ городских сетей (раздел 1-8). На подстанциях, питающих мощные электродвигатели напряжени­ем 6(10) кВ, в особенности синхронные, необходимо при расчетах релейной защиты и автоматики учитывать влияние этих двигателей в переходных режимах: увеличение тока КЗ в месте повреждения за счет токов подпитки от близко включенных двигателей (учитывается при расчете токовых отсечек на отходящих линиях), замедленное снижение частоты и напряжения при отключении питающего источника (учитывается при выборе схем и уставок устройств автоматики: АПВ, АВР, АЧР, делительных защит); возможность выхода из синхронизма, главным образом, из-за снижения напряжения при близких трехфазных КЗ (предусматривается реактирование отходящих линий или выполнение быстродействующих защит на нереактированных отходящих линиях, в том числе неселективных отсечек); опасность несинхронного включения двигателей, не способных к ресинхронизации (учитывается при выборе схем и уставок АВР. АПВ, делительных защит или защит от потери питания) [18].

Пример расчета релейной защиты участка электросети 6 кВ промышленного предприятия

Пример 26. Выбираются уставки релейной защиты кабельных линий 6 кВ промышленного предприятия (рис. 1-52). Для упрощения приведена только часть схемы, питающаяся от секции 1 шин 6 кВ ЦРП. Другая часть схемы, питающаяся от секции 2 ЦРП аналогична первой. В данном примере все трансформаторы 6/0,4 кВ оборудованы максимальными токовыми защитами и отсечками на реле РТ-85, уставки которых заданы.

Защиты 1 - 4 выполнены на электромеханических реле типа РТ-80, а защита 5 представляет собой многофункциональное устройство типа ЯРЭ-2201, дтя которого в данном примере выбираются уставки блока (модуля) максимальной токовой защиты с зависимой от тока характеристикой времени срабатывания, которая соответствует "нормальной"' характеристике по стандарту МЭК (рис. 1-8).

Решение. Рассчитываются токи КЗ аналогично примеру 18. Результаты расчета показываются на схеме сети (рис. 1-52).

Рассчитываются приближенным методом токи самозапуска обобщенной нагрузки аналогично расчету в примере 20. В результате расчета kсзп = 2,4.

Выбирается ток срабатывания защиты 2 кабельной линии (рис. 1-52). Для этого рассматриваются наиболее тяжелые слушай.

а) По защищаемой линии питается не только РТП1, но и РТП2 (ремонтный режим или режим после срабатывания устройства АВР на РТП1). Максимальный рабочий ток линии может быть рассчитан как сумма номинальных токов четырех трансформаторов этих подстанций мощностью по 630 кВ-A, но с учетом того, что каждый из этих трансформаторов является не только рабочим, но и резервным по отношению к соседнему (находится в «неявном резерве»). Поэтому нормальный ток нагрузки каждого из этих трансформаторов должен быть около 0,7 номинального тока, чтобы при работе одного из двух трансформаторов длительная перегрузка его не превышала 1,4 номинального тока. С учетом этого коэффициента загрузки, равного 0,7, суммарный рабочий ток линии может достигать 170 А. Для обеспечения несрабатывания защиты 2 от тока самозапуска нагрузки РТП1 и РТП2, например при АВР на ЦРП, необходимо выбрать Iс.з 2 >= 1,2 • 2,4 • 170 = 490 А. Надо отметить, что в ряде случаев допускается более значительная длительная перегрузка трансформаторов - до 1,7 - 1,8 номинального тока. Тогда расчетное значение суммарного рабочего тока должно быть соответственно увеличено.

б) В аналогичном режиме работы происходит КЗ в одном из трансформаторов, например Тр2. Предполагается, что повреждение отключается с некоторым замедлением и после его отключения через сработавшие токовые реле защиты 2 продолжает проходить ток самозапуска нагрузки оставшихся трансформаторов. Для обеспечения возврата токовых реле этой защиты ее ток срабатывания выбирается по выражению (1-1), но суммарный рабочий ток Iраб.макс может быть уменьшен за счет тока отключившегося трансформатора:



Надо отметить, что при наличии на трансформаторе быстродействующих защит (отсечки и газовой) возникновение процесса самозапуска нагрузки маловероятно, поскольку при быстром отключении КЗ частота вращения электродвигателей не успевает существенно измениться. Что касается КЗ за трансформатором, которое отключается с выдержкой времени (максимальной токовой защитой), то оно не вызывает значительного снижения напряжения на шинах 6 кВ РТП1: Uмин=√ 3 IкxТр= √3 • 1100 • 2,57 = 4900 В, или 80 % UHOM, где xТр= 2,57 Ом. Поэтому в рассматриваемом случае по условию (1-1) можно было бы принять kн = 1,1 - 1,2.

в) Случай работы АВР на РТП1, когда к нагрузке РТП1 подключается нагрузка РТП2 в режиме самозапуска. Ток срабатывания защиты 2 Iс.з.2 => 1,2 (2,4 • 2 • 60,5 • 0,7 + 1,5 • 2 • 60,5 • 0,7) = 396 А.

Из рассмотренных расчетных случаев выбираем наибольшее значение тока срабатывания: 490 А, или около 300 % рабочего максимального тока защищаемой линия. Условие согласования чувствительности защит 2 и 1 также выполняется Iс.з.2 >= 13 (200 + 3 • 60,5 • 0,7) = 425 А. Здесь kн.с = 1,3; Iс.з.1= 200 А (рис. 1-52);

3 • 60,5 • 0,7 - суммарный рабочий ток трех неповрежденных трансформаторов подстанций РТП1 и РТП2 в режиме питания по защищаемой линии обеих РТП.

Ток срабатывания реле защиты 2, выполненной по схеме неполной звезды, определяется: Iс.р =490/80 = 6,12 А.

Ближайшая уставка на реле РТ-85/1 равна 7 А. Тогда Iс.з.2 = 560 А. Коэффициенты чувствительности: в основной зоне k(2)ч.осн = 0,865 • 3700/560=

= 5,7 > 1,5; в зоне резервирования k(2)ч.рез = 0,865 • 1100 / 560 = 1,7, т. е. резервирование за трансформатором обеспечивается. Если трансформатор имеет схему соединения обмоток , то следует дополнить схему защиты третьим реле, тогда kч = 2 (см. Гл.2).

В этом примере принято, что значения токов КЗ в максимальном и минимальном режимах работы энергосистемы одинаковы. И практически довольно часты случаи, когда между этими токами нет существенного различия, особенно при КЗ за элементами с относительно большим сопротивлением:        за реакторами,

трансформаторами малой мощности и т. д.

Определяется время срабатывания защиты 2 из условия обеспечения ступени селективности с максимальной токовой защитой 1, которая при кратности тока КЗ на шинах РТП1 (точка К2), равной 3700 / 200 = 18,5, работает в независимой части характеристики, т. е. с временем 0,5 С (уставки защиты 1 показаны на рис. 1-52). Но при токе, равном 1750 А, у защиты 1 начинает действовать отсечка без выдержки времени (рис. 1-52 и 1-53). Следовательно, для защиты 2 подбирается такая характеристика срабатывания, которая при токе 1750 А или при кратности тока 1750/560 = 3,1 обеспечивает время срабатывания защиты 2 на 0,5 - 0,6 С больше, чем время срабатывания защиты 1 при том же значении тока КЗ, но при кратности 1750 / 200 = 8,8. При этой кратности тока КЗ защита 1 уже работает в независимой части характеристики, т. е. с временем 0,5 С. У защиты 2 при этом же токе время срабатывания должно быть равно примерно 1,0 - 1,1 с. Это условие выполняется, если для защиты 2 выбрать характеристику с временем срабатывания в независимой части 1 С (рис. 1-53).

Надо отметить, что время срабатывания защиты 2 может быть при необходимости снижено путем увеличения ее тока срабатывания, если это не приведет к недопустимому снижению чувствительности защиты. В данном примере коэффициент чувствительности в основной зоне достаточно велик, поэтому оп-

ределяющим будет коэффициент чувствительности в зоне резервирования, т.е. при КЗ за трансформатором Тр1 или Тр2. Исходя из минимального значения kч = 1,2. можно выбрать Iс.з 2 = 0,865 • 1100 / 1,2 = 800 А и Ic.р = 10 А.

При токе срабатывания отсечки Тр1 (Тр2), равном 1750 А, кратность тока у реле защиты 2 равна 1 750 / 800 = 2,2. При такой кратности тока защита 2 срабатывает с временем 1 С при выбранной уставке но времени 0,5 С (в установившейся части).

Штриховая характеристика 2' на рис. 1 -53 построена по типовой характеристике реле



Выбирается ток срабатывания максимальной токовой зашиты 4, установленной на секционном выключателе ЦРП. Максимальный рабочий ток через защиту 4 может быть равен сумме токов двух трансформаторов по 630 кВ-А и одного 1000 кВ-А (рис. 1-52) с учетом коэффициента загрузки 0,7, т.е. 0,7 (2 • 60,5 + 96) = 152 А. Для обеспечения бездействия защиты 4 Iс.з 4 >= 1,2 • 2,4 - 152 = 438 А. По условию согласования Iс.з 4 >= 1,3 (800 + 0,7 • 96) = 1100 А. Ближайшая уставка на реле РТ-85/1 равна 9 А (при Пт = 600/5), таким образом Iс.з 4 = 1080 А. Коэффициенты чувствительности при КЗ на ЦРП {КГ) и на РТП (К2) больше требуемых; при КЗ за трансформатором 1000 кВ-A со схемой соединения обмоток1400/l080=1,3>1,2, но при условии установки трех реле РТ-85. Коэффициент чувствительности для обоих дешунтируемых ЭО с током срабатывания 5 А оказывается несколько меньше, поскольку для них расчетным является только половина тока КЗ (см. Гл.2): kч.эо = 0,5 • 1400 / 5 • 120 = 1,17. Если принять для защиты 2 меньший ток срабатывания (560 А), то и для защиты 4 можно выбрать Iс.з 4= 840 А и Iс.р = 7 А, что повысит чувствительность защиты 4, но увеличит время ее срабатывания.

Выбирается время срабатывания защиты 4. При токе срабатывания 1080 А выбирается уставка по времени 1 С и строится характеристика 4 (рис. 1-53). Ступень селективности 0,5 С между защитами 4 и 2 является минимально допустимой для реле этого типа и принимается с учетом достаточно редкого режима питания одной из секций ЦРП через секционный выключатель.

Выбирается ток срабатывания защиты 5 - блока зависимой максимальной токовой защиты устройства ЯРЭ-2201. В режиме питания двух секций ЦРП через защиту 5 может проходить максимальный рабочий ток, равный 300 А. Для обеспечения бездействия защиты 5 при самозапуске Iс.з 5 => 1,2 • 2,4 • 300 =875 А. По условию согласования Iс.з 4 => 1,3 (1080 + 152) = 1600 А. Но при этом защита 5 не резервирует КЗ за трансформатором 1000 кВ-A. В соответствии с «Правилами» [1], учитывая редкий режим работы ЦРП с включенным секционным выключателем, не согласовываем между собой чувствительность (токи срабатывания) защиты 5 и 4. Тогда для защиты 5 выбираем Iс.з 5 = 1080 А с целью обеспечения дальнего резервирования для трансформатора 1000 кВ-А (kч = 1,3).

Выбирается характеристика времени срабатывания защиты 5 таким образом, чтобы при максимальном значении тока КЗ через предыдущую защиту 4 (4900 А) ступень селективности между защитами 5 и 4 была не менее 0,4 С. Характеристика времени срабатывания t = f (I) блока максимальной токовой защиты с зависимой от тока выдержкой времени устройства ЯРЭ-2201 соответствует рассчитанной по

выражению

где t - расчетное время срабатывания, с; А - масштабный коэффициент, имеющий диапазон регулирования от 0,05 до 1; I - относительное значение (кратность) тока КЗ, т.е. Iк /Iс.з.

Характеристики t = f(I) представляют собой семейство кривых, отличающихся значением коэффициента А. При А = 0,3 характеристика t = f(I) может быть построена по следующим точкам:



При максимальном токе КЗ 4900 А относительное значение тока I = Iк /Iс.з 5 = 4900 / 1080 = 4,5 и, следовательно, время срабатывания защиты 5 равно 1,4 с, т.е. на 0,4 С больше, чем время срабатывания защиты 4 при этом токе КЗ (1 с). Характеристика времени срабатывания защиты 5 строится на рис. 1-53 при условии Iк= I Iс.з 5. Таким же образом выбираются параметры срабатывания защиты секционного выключателя (на рис. 1-52 не показан).

Примечание. Приведенная выше формула расчета времени срабатывания блока ЯРЭ-2201 соответствует алгоритму времени срабатывания цифрового реле с "нормальной" обратнозависимой времятоковой характеристикой по стандарту МЭК: формуле (1-11), где α = 0,02, (β = 0,14 (рис.1-8), несмотря на то, что коэффициент "к" обозначен был как "А". Использование стандарта МЭК и конкретно, именно "нормальной характеристики" в ЯРЭ-2201 еще в 1980-х годах, говорит в пользу ее применения при установке цифровых реле в России и в настоящее время, несмотря на то, что в этих реле имеется ряд других вариантов зависимых характеристик (см. примеры раздела 1-3).

Далее проверяется термическая стойкость кабеля типа АСБ-Зх120 при выбранном времени отключения КЗ у шин ЦРП (4900А) защитой 2. Минимально допустимое сечение кабеля равно: 56 мм2 при tс.з = 1 с (кривая 2 на рис. 1-53) и 41 мм2 при tс.з = 0,5 с (штриховая кривая 2 на рис. 1-53). Расчет произведен так же, как в примере 18. Аналогично проверяется термическая стойкость кабеля типа АСБ-Зх150 между ЦП1 и ЦРП. Если принять значение тока при КЗ в начале этой кабельной линии около 10 кА, то минимально допустимое сечение кабеля равно примерно 120 мм2 при tс.з = 1 с и примерно 150 мм2 при tс.з = 1,5 с. Очевидно, в этом примере было принято правильное решение выбрать меньшее время срабатывания защиты 2 (0,5 с), что позволило выбрать меньшее время срабатывания и для последующих защит 4 и 5.

Производится расчетная проверка трансформаторов тока и определение допустимости применения схем защит 1 - 4 с дешунтированием ЭО с помошью реле типа РТ-85, так же как это выполнено в примере 19.

22 Октябрь, 2014              15745              ]]>Печать]]>
0 / 0 ( Нет оценки )

Добавить комментарий

Ваше имя

Текст

Контрольный вопрос

Дva plus trи ? (цифрой)

Вверх страницы