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]

3-4. Максимальная токовая защита нулевой последовательности от КЗ на землю одиночных линий 110 кВ распределительных сетей

РАСЧЕТЫ ЗАЩИТ ОДИНОЧНЫХ ЛИНИЙ 35 И 110 кВ

3-4. Максимальная токовая защита нулевой последовательности от КЗ на землю одиночных линий 110 кВ распределительных сетей.

Общие сведения. Максимальная токовая защита нулевой последовательности реагирует на однофазные и двухфазные КЗ на землю, общее число которых составляет около 85 % всех КЗ в сетях ПО кВ. Токовые реле этой защиты включены в нулевой провод полной звезды трансформаторов тока линии или на трансформатор тока в заземленной нейтрали 110 кВ силового трансформатора, где в нормальном симметричном режиме протекают только токи небаланса. Токи срабатывания защит от КЗ на землю поэтому не нужно отстраивать от токов перегрузки, как это требуется для максимальных токовых защит от междуфазных КЗ (§ 1-1), и, следовательно, они могут обладать высокой чувствительностью к удаленным КЗ на землю [3].

Максимальные токовые защиты нулевой последовательности выполняются двух-, трех- или четырехступенчатыми.

Расчет ступенчатой максимальной токовой защиты нулевой последовательности заключается в определении токов срабатывания (Iс.з), выдержек времени (tc.з) и чувствительности каждой из ступеней защиты, а также в определении необходимости выполнения той или иной ступени или всей защиты с элементом направления мощности нулевой последовательности или без него. Выдержки времени токовой защиты нулевой последовательности, так же как и других максимальных токовых защит, выбираются по ступенчатому принципу. Последующие защиты должны для обеспечения селективности согласовываться по чувствительности (по току) с предыдущими. Токи нагрузки при этом не учитываются. Особенностью выбора уставок является учет токораспределения при КЗ на землю, которое зависит от режима нейтралей 110 кВ. т. е. от количества, места включения и сопротивления нулевой последовательности трансформаторов с заземленными нейтралями 110 кВ, а также от схемы прилегающих сетей 110кВ и выше. Режим нейтралей рекомендуется поддерживать стабильным (для каждой электрической сети режим нейтралей должен быть определен специальным решением).

Принципы и схемы выполнения, а также методы и условия расчета ступенчатых токовых защит нулевой последовательности от КЗ на землю (МТЗНП) на линиях 110 кВ и выше подробно изложены в [3, 4].

Ниже рассмотрены примеры расчела аварийных гоков при КЗ на землю и уставок максимальных токовых защит нулевой последовательности для нескольких характерных участков 110 кВ распределительной сети простейшей конфигурации. В этих примерах производится выбор уставок только защит нулевой последовательности, поскольку для сетей 110 кВ и выше принят раздельный выбор уставок защит от КЗ на землю и защил ог междуфазных КЗ (последние рассмотрены в предыдущих параграфах).

Примеры расчета уставок токовых защит нулевой последовательности от КЗ на землю одиночных линий 110 кВ

Пример 7. Рассчитываются рабочие уставки максимальной токовой защиты нулевой последовательности на одиночной тупиковой BЛ 110кВ (рис. 3-15.а).

Решение. Для расчета гоков при КЗ на землю [7] составляются схемы замещения прямой и обратной последовательностей (в распределительных сетях они одинаковы) и нулевой последовательности (рис. 3-15. 6 и в). Сопротивления питающей системы до шин подстанции А, исключая рассматриваемую ВЛ: в максимальном режиме x1с.макс = 20 Ом; х0с.макс = 28 Ом: в минимальном режиме x1с.мин = 26 Ом; х0с.мин= 45 Ом. Сопротивления BJI 110 кВ при расчетах токов КЗ на землю вычисляются обычно без учета активной составляющей: х1= х1удl = 0,4 • 30 = 12 Ом; для одноцепной BJI 110 кВ со стальным грозозащитным тросом x0= 3x1 =3 • 12 = 36 Ом. Для трансформатора с изолированной нейтралью подстанции Б в выполняемом расчете требуется знать лишь минимальное сопротивление прямой последовательности: x1Тр.мин = 89 Ом при Sном.тp =10 MB*А, uк.мин=9,5 %,согласно выражению (2-7). Для трансформатора с заземленной нейтралью 110 кВ (подстанция В)со стандартной схемой соединения обмоток принимается x0тр = x1, если в паспорте трансформатора особо не указано значение x0тр, которое может быть на 10—20 % меньше, чем x1Тр.мин. В зависимости от назначения расчета токов КЗ на землю принимается x0Tp.макс или x0Tр.мин. Для трансформатора подстанции В при Sном.тр =10 MB*А, uк.мин = 9,5 %, uк.макс = 11,5 %, по формулам (2-7) и (2-8) x0Tр.мин =x1Tp.макс или x1Tр.мин = 89 Ом; x0Tp.макс = x1Tp.макс= 182 Ом. Все перечисленные сопротивления приведены к напряжению 110 кВ.



Ток срабатывания отсечки без выдержки времени (так же как и ускоряемых после АПВ ступеней защиты) с реле РТ-40 отстраивается от броска токов намагничивания трансформаторов, работающих с заземленными нейтралями и включаемых под напряжение при включении защищаемой линии.

Но при выполнении небольшого замедления действия отсечки, превышающего возможную разновременность включения фаз линейного выключателя, допустимо вообще не отстраивать ее ток срабатывания от броска токов намагничивания трансформаторов.

Определяется возможность выполнения отсечки без элемента направления мощности нулевой последовательности (что всегда желательно для повышения надежности ее работы). Для этого необходимо вычислить максимальное значение утроенного тока нулевой последовательности 3I0макс, проходящего через отсечку при КЗ на землю на шинах питающей подстанции А ( КЗ «за спиной» в точке К1), обусловленного заземленной нейтралью трансформатора на защищаемой линии.

Вначале вычисляется ток 3 I0(I)KI в точке К1 при максимальном режиме энергосистемы



:

Если же принять значение сопротивлений питающей энергосистемы максимально возможным, соответствующим минимальному режиму ее работы (26 и 45 Ом), то значение тока КЗ в точке К1 уменьшается (2240 А), но составляющая этого тока со стороны ВЛ может быть больше, чем в максимальном режиме энергосистемы.

Составляющие тока 3I0K обратно пропорциональны соответствующим сопротивлениям в схеме замещения нулевой последовательности, приведенным к точке КЗ (К1, рис. 3-15, г):



Для проверки: 3I0K1 = 2490 + 560 = 3050 А.

Составляющие тока в минимальном режиме работы энергосистемы: от системы 1 647 А, со стороны ВЛ 593 А, т.е. больше чем 560А.

Ток срабатывания ненаправленной отсечки без выдержки времени отстраивается от наибольшего значения тока при КЗ «за спиной» (точка К1, рис. 3-15): Ic.o >= kн *3I0 ВЛ= 1,3 * 593 = 770 А, где kн - коэффициент надежности (отстройки), равный 1,3 для отсечки без выдержки времени с реле РТ-40.

При двухфазном КЗ на землю значения токов 3I0 будут меньше, чем при рассмотренном однофазном КЗ, поскольку в этом примере x

Коэффициент чувствительности отсечки определяется при КЗ на землю в конце защищаемой тупиковой линии (точка К2). Сопротивления ло точки К2: x1K2 = x1с.мин+x1ВЛ==26 + 12 = 38 Ом (рис. 3-15, б); (рис. 3-15, в).

Поскольку x1< x0, меньшее значение 3I0 будет при двухфазном КЗ на землю:



в том числе со стороны энергосистемысо стороны трансформатора подстанции В 740 А (для проверки 813 + 740 =1553 А). Коэффициент чувствительностигто                                           указывает на эффективность отсечки,

защищающей всю линию, но не позволяет считать ее основной защитой линии, так как необходимо иметь для основной защиты kч >= 1,5. При КЗ в начале линии

что требуется для дополнительной защиты [1]. Надо отметить, что допускается не считаться с двухфазным КЗ на землю, если защита от междуфазных КЗ достаточно чувствительна при этом виде КЗ. Но в данном примере и при однофазном КЗПоэтому выполняется вторая ступень

- максимальная токовая защита нулевой последовательности с элементом направления мощности. Последнее позволяет не отстраивать ее по току срабатывания от КЗ «за спиной» и обеспечить необходимую чувствительность при КЗ в конце линии.

Ток срабатывания этой защиты должен быть отстроен от тока небаланса в нулевом проводе схемы соединения обмоток трансформаторов тока в звезду при внешних замыканиях между фазами, в данном случае при трехфазном КЗ за трансформатором подстанции Б (ближайшей и с наиболее мощным трансформатором), и выбирается по выражению:



где kн - коэффициент надежности (отстройки), учитывающий погрешности реле, ошибки расчета и необходимый запас, принимается равным 1,25; k <ыги>пep - коэффициент, учитывающий увеличение тока небаланса в переходном режиме, принимается равным: 2 - при выдержке времени рассматриваемой ступени до 0,1 c; 1,5 - при выдержке времени до 0,3 с, 1 - при выдержке времени выше 0,5 С; kнб - коэффициент небаланса, принимается равным 0,05 при небольших кратностях расчетного тока (тока срабатывания) k10 <= 3 и равным 0,1 при кратностях тока не более 0,8 k10 доп при фактической расчетной нагрузке; Iрасч - максимальное значение тока при внешнем трехфазном КЗ.

Для условий этого примера рассчитывается ток трехфазного КЗ за трансформатором подстанции Б, подключенном к защищаемой линии на расстоянии 10 км от подстанции А (x1ВЛ = 4 Ом). По выражению (2-9)



Выбирая время срабатывания защиты 0,5 с, принимается kпep = 1.

Предварительно принимается kнб = 0,1. Ток срабатывания по выражению (3-31): Iс.з = 1,25 • 1 • 0,1 • 563 = 70 А. Коэффициент чувствительности защиты при однофазном КЗ в конце защищаемой линии 844/70 = 12 > 1,5, при двухфазном КЗ на землю 813/70= 11,6.

Для проверки допустимости принятого значения kнб = 0,1 принимаем, что сопротивление нагрузки на трансформаторы тока zн.расч = 0,4 Ом. По кривой предельных кратностей трансформаторов тока типа ТФНД-110М (ТФЗМ110Б) для классов Р1, Р2 этому значению сопротивления соответствует допустимая кратность k10 доп =10, при которой ε =10%. Фактически предельная кратность при nT= 150/5. Следовательно, можно было бы принять в выражении (3-31) kнб= 0,05 и уменьшить ток срабатывания защиты. Но учитывая достаточно большие значения коэффициентов чувствительности при выбранном Iс.з = 70 А, оставляем эту уставку.

При необходимости снизить выбранное выше время срабатывания защиты (по условиям выбора уставок аналогичных защит в питающей сети) можно выбрать больший ток срабатывания этой защиты: 105 А (время от 0,1 до 0,3 с) или 140 А (время до 0,1 с); значения коэффициентов чувствительности останутся достаточно большими.

Проверка чувствительности реле направления мощности этой защиты рассмотрена в следующем примере.

Проверка трансформаторов тока производится в соответствии с § 1-5 совместно с защитами от междуфазных КЗ (пример 1). Обязательно проверяется надежность работы контактов реле тока и направления мощности нулевой последовательности.

Пример 8. Рассчитываются рабочие уставки токовых защит нулевой последовательности на ВЛ 110 кВ Л1 и Л2 (рис. 3-16, а) в режиме питания от подстанции А до подстанции Г, причем питание подстанции Д по ЛЗ допускается в крайне редких случаях. Питание подстанций Г, В, Б от подстанции Д допускается, и для этого режима предусматриваются такие же защиты на подстанциях Д (Л3), Г(Л2), В (Л1), уставки которых рассчитываются аналогично (на рис. 3-16 эти защиты не показаны).

Решение. Для расчета токов при КЗ на землю составляются схемы замещения прямой и нулевой последовательностей (рис. 3-16, б и в). Сопротивления элементов в этих схемах вычисляются так же, как в предыдущем примере, расчет осуществляется в омах, приведенных к напряжению 110 кВ:

Для трансформаторов подстанций даны крайние значения их сопротивлений при регулировании напряжения, AUpnH = +16 % (§ 2-2). Для трансформатора типа ТРДН подстанции В с заземленной нейтралью 110 кВ со схемой соединения x0 = x1/2, где x1 - сопротивление при трехфазном КЗ на одной из сторон низшего напряжения (§ 2-6). Для трехобмоточного трансформатора подстанции Г с заземленной нейтралью 110 кВ со схемой соединения 115/38,5/11 кВ, x0= x1B-H, поскольку именно на стороне НН обмотка собрана в треугольник. В распределительных сетях чаще применяются стандартные трехобмоточные трансформаторы, у которых x1B-H примерно в 1,7 раза выше, чем x1B-C, но возможно применение трансформатора с обратным соотношением этих сопротивлений.

Выбирается ток срабатывания отсечки без выдержки времени 2-1 линии Л2 на подстанции В. Аналогично расчету междуфазной отсечки определяем







где Iрасч — расчетное максимальное значение утроенного тока нулевой последовательности (3I0 макс), от которого отсечка должна быть отстроена; kн = 1,3 — для отсечек без выдержки времени.

Для определения расчетного тока с помощью выражения (3-32) допустимо пользоваться простейшим способом вычисления тока 3Iо при Uc = Uном, считая x1= x2, учитывая только реактивные составляющие сопротивлений элементов расчетной схемы (см. выше) и не учитывая влияния нагрузки. Как уже указывалось, при x1K< x0K, 3Io(1) >3Io(1.1) и, наоборот, при x1K> x0K, 3Io(1) <3Io(1.1) в месте КЗ, а следовательно, и в месте установки защиты. Следует также учитывать, что при внешнем для защищаемой линии КЗ на землю значение тока 3Iq по линии (через защиту) увеличивается:

а) с увеличением тока 3Io в месте КЗ вследствие уменьшения эквивалентного сопротивления в схеме замещения прямой (обратной) последовательности;

б) с уменьшением отношения эквивалентного сопротивления нулевой последовательности системы со стороны, где установлена рассматриваемая защита к эквивалентному сопротивлению нулевой последовательности с противоположной стороны.

С учетом этих положений выбираются реально возможные расчетные режимы для вычисления 3Iо макс. Для дальнейшей проверки чувствительности защиты минимальные значения тока 3Iо мин вычисляются также с учетом этих положений.

Отсечка 2-1 линии JI2 на подстанции В (рис. 3-16, а) должна быть отстроена от КЗ на шинах противоположной подстанции Г (точка К5). Для определения Iрасч = 3Iо макс принимается, что система работает в максимальном режиме (x1 с.макс; xо с.макс), а сопротивление трансформатора с заземленной нейтралью на подстанции В является максимальным (x0Тр1В = 114 Ом). С противоположной стороны - на подстанции Г - сопротивление x0Тр1Г также принимается максимальным (310 Ом). При этом отношение эквивалентного сопротивления нулевой последовательности со стороны системы до шин подстанциик     эквивалентному

сопротивлению x0 с противоположной стороны (x0Тр1Г + x0Л2 = 310+ 66 = 376 Ом), равное 0,108, является минимальным (для сравнения: при минимальных значениях x0Тр подстанций В и Г это отношение равно 0,136; случай, когда x0Тр1B является минимальным, а x0Тр1Г - максимальным, не учитывается, поскольку является маловероятным).

Для точки К5 по рис.3-16, б х1K5= x1с.макс + x1Л1 + x1Л2 = 12+16+22 = 50 Ом; по рис. 3-16, в со стороны системы



в том числе по Л2 (от системы)

со стороны трансформатора Тр1Г 3Iо = 270 А.

По формуле (3-32) I с.о 2-1 >= 1,3*790 = 1027 А. где I расч = 3Io макс со стороны системы при КЗ на шинах противоположной подстанции Г. При этом токе срабатывания обеспечивается также отстройка отсечки от бросков тока намагничивания трансформаторов с заземленной нейтралью 110 кВ.

Определяется возможность выполнения отсечки 2-1 без элемента направления мощности, для чего вычисляется значение 3Iо макс при КЗ «за спиной», т. е. на 1 секции шин 110 кВ подстанции В.

Наибольшее значение 3Iо имеет место при минимальных значениях x0 трансформаторов подстанций В и Г в при двухфазном КЗ на землю: 3Io(1.1) = 285 А.

Для выполнения отсечки 2-1 без элемента направления мощности I с.о 2-1 >= 1,3*285= 370 А и, следовательно, отсечка 2-1 может быть выполнена ненаправленной. Однако необходимо проверить эту возможность и в режиме питания подстанции В и Г со стороны подстанции Д а также при заземлении нейтрали трансформатора Тр2В (в данном примере эти режимы не рассматриваются).

Зона действия отсечки 2-1 для оценки ее эффективности определяется графически, так же как междуфазных отсечек. Для этого вычисляются минимальные

значения токов 3Io(1) через защиту при однофазных КЗ в начале, в середине и в конце линии Л2 (точки КЗ, К4, К5) и по ним строится кривая изменения тока 3Io(1)(рис. 3-17, а). Зона действия отсечки составляет 55% защищаемой линии Л2; при КЗ в начале линии (точка КЗ) коэффициент чувствительности отсечки 1 770/1 027= 1,7 > 1,2. что требуется для дополнительной ступени защиты [1].

Выбирается ток срабатывания второй ступени (отсечка с выдержкой времени) 2-2 линии Л2 на подстанции В по условию отстройки от тока в линии Л2 при КЗ на землю на предыдущей линии ЛЗ в конце зоны действия отсечки (первой ступени) этой линии с I с.о 3-1=1 100 А (рис. 3-16, а):



где kн = 1,1 - коэффициент надежности (отстройки) при согласовании с защитой предыдущего элемента, учитывает погрешность реле и необходимый запас; kT - максимальный коэффициент токораспределения, представляющий собой отношение тока 3Io в рассматриваемой последующей линии Л2 к току 3Iо в предыдущей линии ЛЗ, с защитой которой производится согласование (рис. 3-17, б):

 

 

В расчете по формуле (3-33) следует принимать максимально возможное значение kT. Для сетей с радиальными линиями kT может быть также определен из схемы замещения нулевой последовательности (рис. 3-17, в):

где x0 к - эквивалентное сопротивление до точки КЗ, которая расположена в самом начале предыдущей линии, причем противоположный конец этой линии отключен (рис. 3-17, б и в):



В схеме 3-16 максимальное значение kT для выбора Iс.з 2-2 будет иметь место при максимальном значении x0Тр1Г = 310 Ом. Сопротивление до шин подстанции Г со стороны системы x0 посл = 106,5 Ом (см. выше): эквивалентное сопротивление при КЗ

у шин этой подстанции xо к = 106,5//310 = 79 Ом; по формуле (3-35) kт =79/106,5 =0,74, по (3-34) kт = 790/1 060 = 0,74 (рис. 3-17, в).





 


Тогда в соответствии с выражением (3-33) I с.з 2-2 = 1,1 • 0,74 • 1100= 900 А. Из рис. 3-17, а видно, что при таком токе срабатывания вторая ступень не защищает всю линию JI2. Для повышения чувствительности можно выбрать ток срабатывания этой ступени по условию отстройки от КЗ в конце зоны действия второй ступени предыдущей защиты ЛЗ, аналогично (3-33);



Это обеспечит высокую чувствительность второй ступени защиты Л2, но потребует выдержку времени, на Δ t большую, чем время срабатывания второй ступени предыдущей защиты (ЛЗ), т. е. 0,8 С (при отстройке от отсечки 3-1 линии ЛЗ можно было бы принять 0,4 с). При наличии двух ступеней защиты 2 так и следует поступить, предварительно проверив надежность отстройки от токов небаланса при внешних трехфазных КЗ по условию (3-31). Эта ступень, очевидно, должна выполняться направленной.

При выполнении защиты 2 трехступенчатой в ряде случаев предпочтительнее выполнить менее чувствительную, но более быстродействующую вторую ступень защиты, поскольку это может облегчить выбор уставок последующих защит (главным образом, уменьшить уставки по времени). Для трехступенчатой защиты 2 окончательно выбираются уставки: 1027 А и 0,1 с (ненаправленная), 900 А и 0,4 с (ненаправлен­ная); 80 А и 0,8 С (направленная). Выбирать ток срабатывания последней ступени, менее 60 А (в особых случаях менее 40 А) не рекомендуется.

Для исключения влияния режима заземления нейтралей трансформаторов на настройку токовых защит нулевой последовательности на подстанциях с одним секционным выключателем (типа подстанции В, рис. 3-16) широко используется схема включения линейных защит на сумму токов нулевой последовательности этого выключателя и трансформатора той секции, на которую включена защищаемая линия, например для защиты 2 - включение на сумму токов секционного выключателя и Тр2В. Тогда при одном и том же КЗ на землю на линии Л2 через реле защиты 2 будут проходить одинаковые токи КЗ независимо от того, на каком из трансформаторов (TplB или Тр2В) заземлена нейтраль. Сумма токов нулевой последовательности может быть получена и в том случае, если вместо трансформаторов тока, установленных в фазных выводах трансформаторов, использовать трансформаторы тока, установленные в нейтрачях обмоток 110 кВ этих же трансформаторов (рис. 3-16).

Уставки трехступенчатой защиты 1 линии Л1 на подстанции А выбираются аналогично сказанному выше. Отсечка без выдержки временя 1-1 отстраивается от

максимального значения тока 3I0(1) при КЗ в начале предыдущей линии Л2, когда последняя отключена с противоположного конца (на подстанции Г. рис. 3-1 б.о); Ic.o 1-1 = 1,3 • 1 250= 1 625 А. Как показывает расчет, отсечка может использоваться без элемента направления; зона ее действия охватывает более 50 % линии Л1. Вторая ступень, выбираемая по условию (3-33) отстройки от тока в Л1 при КЗ в конце зоны действия первой ступени 2-1 предыдущей линии Л2, должна иметь Iс.з 1-2 >= kн • kт • Ic.о2-1 = 1,1• 0,64 • 1 027 = 723 А. Коэффициент чувствительности при однофазном КЗ в конце Л1 - около 1,5; время срабатывания tc.o 1-2 = 0,4 С. Надо заметить, что при заземлении нейтрали на трансформаторе Тр2В kT = 1, и вторая ступень 1-2 должна иметь ток срабатывания не менее 1 130 А при tс.з= 0,4 с или 990 А при tс.з= 0,8 с, что приведет к низкой чувствительности этой ступени.

Одновременно проверяется, не снизится ли чувствительность второй ступени 1-2 при включении короткозамыкателя трансформатора Тр2В (работающего с изолированной нейтралью, рис. 3-16, а) при одновременном трехфазном КЗ на одной из сторон низшего напряжения этого трансформатора. Для этого определяется

отношение (2-47):т. е. снижение чувствительности защиты 1 практически можно не учитывать (рис. 2-23). При аналогичном повреждении трансформатора подстанции Б снижение чувствительности защиты 1 еще менее значительно.
Третья ступень 1-3 по условию (3-31) может иметь ток срабатывания 60 А, однако по условию селективности, аналогичному (3-33). с учетом возможного значения kT = 1 (заземление нейтрали на Тр2В) Iс.з 1-3 =1,1* Iс.з 2-3 = 1,1* 80 = 90 А. Коэффициенты чувствительности: kч.осн >> 1,5; kч.рез>> 1,2. Время срабатывания tc.з 1-3= 1,2 С. Вторая и третья ступени направленные.

Ускорение второй ступени 1-2 после АПВ не используется, поскольку ее время срабатывания 0,4 с. При использовании ускорения третьей ступени 1-3 после АПВ следует отстроить ее ток срабатывания от броска токов намагничивания трансформаторов с заземленными нейтралями (см. предыдущий пример). Для защиты 1

это потребует Iс.з 1-3 >= 4 (Iном Tp1B + Iном Tp1Г) = 4 • 156 = 625 А, что недопустимо увеличит ток срабатывания третьей (резервной) ступени защиты. В таком случае ускорение нецелесообразно. Однако, как уже указывалось в предыдущем примере, этой отстройки не потребуется, если в цепи ускорения будет выполнено небольшое замедление, превышающее возможную разновременность включения фаз выключателя.

Проверяется чувствительность индукционного реле направления мощности (типа РБМ) защиты 1 по мощности срабатывания при КЗ на землю в конце зоны резервирования этой защиты (в конце Л2):



где х0 с — наименьшее сопротивление нулевой последовательности со стороны системы до места установки проверяемой защиты (это сопротивление определяет значение напряжения нулевой последовательности на шинах в месте установки защиты); Sc.p - мощность срабатывания реле направления (1 или 3 В-А); nT, nн - коэффициенты трансформации трансформаторов тока и трансформаторов напряжения соответственно; для стандартныхтрансформаторов напряжения 110 кВ

 

 

Выражение (3-36) может быть представлено и в таком виде

 

 

 

где 3 Uо=3Iо*x0C

Для условий этого примера минимальные значения 3Io = 450 А, x0C= 15 Ом.

Тогда по выражению (3-36)





 

 

где Sc.p = 3 В • А для реле РБМ-177 (РБМ-277); 1,4 - необходимый коэффициент чувствительности в зоне резервирования.

По условию (З-Зба) результат тот же.

В условиях эксплуатации в тех случаях, когда выполнено согласование чувствительности последних ступеней защиты, рекомендуется проверять чувстви­тельность реле направления мощности при токе, равном току срабатывания наиболее чувствительной направленной ступени. В данном примере это ток Iс.з 1-3= 90 А.

Выполним проверку чувствительности по выражениям (3-36) или (3-36 а):

для реле РБМ-177 Sc.p = 3 В • А, kч = 0,8;

для реле РБМ-178 Sc.p = 1 В • А, kч= 2,4;

для реле РБМ-178. модернизированного, при Sc.p = 1,8 В • А, kч= 1,33.

Для полупроводниковых реле направления мощности, выполненных на схеме сравнения абсолютных значений или на схеме сравнения фаз, определяются отдельно коэффициенты чувствительности по току и по напряжению [1]. Например, реле типа РМ-12 имеет I с.р = 0,25 А и U с.р = 1,2 или 3 В. При токе срабатывания, третьей

ступени защиты 1 (90А) kч.Т = 90/(80 • 0,25) = 4,5 > 1,4. где nТ = 400/5 = 80.

Коэффициент чувствительности по напряжению kч.Н = 90 *15/(635 * 1 ) = 2,1, где принята уставка Uc.p= 1 В, nн = 635 (см. выше).

При недостаточной чувствительности реле направления мощности, срабатывающего и разрешающего действия защиты при направлении мощности КЗ в линию («разрешающего реле»), рекомендуется проверить возможность применения реле направления мощности, срабатывающего при направлении мощности КЗ к шинам («блокирующего реле»). Такие и более сложные случаи расчета защит от КЗ на землю в сетях 110 кВ и выше как правило, производится с помощью вычислительных машин (персональных компьютеров).

Трансформатор подстанции Б на ответвлении от Л1 работает с изолированной нейтралью 110 кВ (рис. 3-16,а), что характерно для таких подстанций. В тех редких случаях, когда нейтраль 110 кВ на отпаечном трансформаторе должна быть заземлена, выбор токов срабатывания первой и второй ступеней защиты Л1 производится без учета этой нейтрали, а проверка чувствительности - с учетом, поскольку наличие заземленной нейтрали на отпаечной подстанции уменьшает токи 3Iо в защите Л1 при КЗ в конце этой линии и тем значительнее, чем ближе к месту КЗ включен трансформатор с заземленной нейтралью и чем меньше его сопротивление нулевой последовательности (x0 Tр мин). С учетом возможного заземления нейтралей отпаечных подстанций, производится проверка чувствительности и реле направления мощности нулевой последовательности.

Производится проверка трансформаторов тока и надежности работы контактов токовых реле и реле мощности (§1-5). Особое внимание уделяется проверке надежности работы контактов индукционных реле направления мощности типа РБМ, и особенно ИМБ, при КЗ в начале линии.

В заключении следует отметить, что традиционное использование токового принципа для защиты сетей 110 кВ от КЗ на землю в России до сего времени продолжается.



Глава четвертая

АВТОМАТИЗАЦИЯ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ И ЕЕ ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ

4-1. Общие сведения

Распределительные электрические сети напряжением 6-35 кВ (в ряде случаев до 110 кВ) осуществляют поставку электроэнергии практически всем потребителям: большим и малым промышленным предприятиям, сельскому и коммунальному хозяйству, электрифицированным железным дорогам, газопроводам и нефтепроводам. При этом более 75% всех нарушений электроснабжения потребителей происходит именно в распределительных электрических сетях, что приводит к большим ущербам в экономике.

Надежность электроснабжения потребителей в этих сетях обеспечивается комплексом технических решений, в том числе сооружением двух или более питающих линий, установкой на каждой подстанции не менее двух понижающих трансформаторов, секционированием линий

электропередачи и распределительных устройств коммутационными аппаратами, а также путем использования совершенных средств управления, защиты и автоматики, т.е. автоматизацией сетей.

В 1990-х годах в распределительных электрических сетях России началось внедрение новых технических средств для обеспечения высокой надежности электроснабжения: воздушных линий с изолированными проводами, однофазных кабелей, вакуумных и элегазовых выключателей, оптических каналов связи, цифровых реле (терминалов) управления и защиты электроустановок.

В современном цифровом реле (терминале) могут быть совмещены многие различные функции, в том числе функции защиты от всех возможных видов повреждений и ненормальных режимов работы электроустановок, функции автоматического повторного включения линии (АПВ), автоматического включения резервного источника питания (АВР), автоматического отделения поврежденного участка и других автоматических устройств аварийного и послеаварийного режимов, функции измерения и записи электрических величин, оперативного и запрограммированного управления коммутационными аппаратами, функции определения места повреждения на аварийно отключившейся линии электропередачи и т. д.

Такие цифровые реле называют многофункциональными устройствами. В отличие от традиционного выполнения релейной защиты и автоматики (РЗА) с помощью наборов отдельных реле с одной, как правило, функцией (реле тока, напряжения, времени и т.п.), при использовании цифровых реле задачи РЗА должны решаться комплексно, и также комплексно должен оцениваться экономический эффект современной РЗА.

Кроме больших функциональных возможностей цифровые реле обладают многими замечательными свойствами, в том числе непрерывной автоматической самопроверкой, запоминанием событий, возможностью дистанционного контроля и оперативного изменения настройки РЗА с помощью компьютера и канала связи или по заранее предусмотренному в этом же реле фактору. Например, при включении линии через устройство АПВ уставка по времени срабатывания защиты может быть кратковременно понижена для ускорения отключения устойчивого короткого замыкания. В другом случае может быть изменен весь набор уставок РЗА при изменении, например, первичной схемы электрической сети. Эти преимущества цифровых реле делают их наиболее перспективными для автоматизации распределительных электрических сетей.

Расчеты рабочих характеристик и уставок устройств релейной защиты рассмотрены в предыдущих главах. В этой главе наряду с расчетами устройств автоматики (АПВ. АВР и других) рассматриваются вопросы экономического обоснования затрат на автоматизацию сетей, приводятся материалы из советского, российского и зарубежного опыта оценки ущерба у различных категорий потребителей из-за прекращения электроснабжения, а также вероятностные критерии надежности различных элементов электрических сетей, данные о вероятной продолжительности нарушений электроснабжения и о зависимости величины ущерба у потребителя от продолжительности отсутствия электроснабжения. Эти материалы, полученные в результате многолетних и дорогостоящих исследований, позволяют обосновать затраты на автоматизацию в твердой уверенности, что они окупятся в течение ближайших нескольких лет только лишь за счет снижения ущерба у потребителей из-за недоотпуска электроэнергии,  и.         следовательно, уменьшения расходов на компенсацию этого ущерба со стороны электроснабжающей организации. Использование цифровых устройств РЗА дает и дополнительный экономический эффект за счет существенного снижения расходов на обслуживание РЗА. уменьшения размеров повреждения электроустановок мри быстром отключении коротких замыканий и осуществления "профилактических" защит электрооборудования от опасных ненормальных режимов.

При определении затрат на автоматизацию распределительных сетей надо учитывать, что современный деловой мир и массы населения все более насыщаются компьютерным и электронным оборудованием. Поэтому потребителей электроэнергии повышаются требования к надежности электроснабжения. В свою очередь в надежности есть несколько аспектов, имеющих непосредственное отношение к скорости автоматического восстановления внезапно прерванного электроснабжения. Во-первых, это гарантия сохранности данных, во-вторых, г арантия сохранности оборудования, в третьих, гарантия защиты от простоев в работе. Этой проблеме посвящен один из докладов на сессии СИГРЭ (Международный Совет по большим электрическим системам) в 2000 г., в котором указано, что наибольший ущерб имеет место при исчезновении напряжения в производстве полупроводников, но также и при производстве текстиля, пластиков, стекла.

Законодательное закрепление материальной ответственности российских электросетевых предприятий за надежность электроснабжения требует от руководителей и ИТР особого внимания к автоматизации своих электрических сетей, как к одному из эффективных средств повышения надежности электроснабжения. Изучение сегодняшнего зарубежного опыта автоматизации распределительных сетей среднего напряжения, а также отечественного опыта показывает, что вложение капитала в автоматизацию этих сетей является выгодным делом.

В этой главе приводятся примеры расчетов для экономического обоснования затрат на автоматизацию сетей. Выше, в первой главе, приведен пример оценки ущерба у потребителей из-за неправильного расчета рабочих уставок релейной защиты. Эти примеры показывают важность расчетов РЗА и экономических обоснований автоматизации сетей.

Выбор уставок автоматических устройств (АПВ, АВР, делительной автоматики и др.) имеет ряд специфических особенностей, которые далее рассматриваются поочередно.

4-2. Автоматическое повторное включение

В соответствии с «Правилами» [ 1 ] устройствами автоматического повторного включения (АПВ) должны оборудоваться воздушные и смешанные (кабельно- воздушные) линии, сборные шины, понижающие трансформаторы и др. Принципы и схемы выполнения и расчет уставок устройств АПВ рассматриваются в [31]. Далее приводятся основные условия выбора уставок трехфазных АПВ линий и трансформаторов распределительных сетей.

АПВ линий с односторонним питанием. Время срабатывания однократного АПВ определяется по следующим условиям:





 

 

 

где tг.п - время готовности привода, которое в зависимости от типа привода находится в пределах от 0.1 до 0.2 с;

 



 

 

где tг.в - время готовности выключателя, которое в зависимости от гипа выключателя обычно находится в пределах от 0,2 до 2 с. но для некоторых типов может быть больше; tв.в - время включения выключателя;



где tд - время деионизации среды в месте КЗ на BЛ, значение которого зависит от метеорологических условий, значения и длительности протекания тока КЗ, от рабочего напряжения; ориентировочные средние значения следующие: для сетей напряжением до 35 кВ включительно tд = 0,1 с. для сетей 110 кВ tд = 0,17 с, для сетей 150 кВ tд= 0,25 с, для сетей 220 кВ tд = 0,32 с.

Время запаса tзап для выражений (4-1)(4-3) принимается равным примерно 0,5 с.

Данные для расчета по условиям (4-1) и (4-2) находятся в технических паспортах приводов и выключателей. Однако, как правило, этих данных не требуется, поскольку для одиночных воздушных линий 6-110 кВ с односторонним питанием практически принимается время срабатывания t1 АПВ в пределах 3 - 5 с, которое значительно больше, чем может получиться по условиям (4-1) - (4-3). При такой выдержке времени до момента АПВ линии наиболее вероятно самоустранение причин, вызвавших неустойчивое КЗ (падение деревьев, набросы веток и других предметов, приближение к проводам передвижных механизмов), а также успевает произойти деионизация среды в месте КЗ, «Правила» [1] допускают увеличение выдержки времени устройств АПВ однократного действия именно с целью повышения эффективности действия этих

устройств. Устаревшие типы устройств АПВ, не имеющие выдержки времени (t1 АПВ = 0,2 - 0,3 c), характеризуются весьма низким процентом успешных действий.

Если для потребителей длительный перерыв электроснабжения является недопустимым, то время t1 АПВ следует выбрать по условиям (4-1) - (4-3), а для повышения процента успешных действий выполнить двукратное AIIB линии, как это практикуется в зарубежных энергокомпаниях.

Время автоматического возврата устройств АПВ, выполненных с помощью специальных реле серии РПВ, может не рассчитываться, так как оно определяется продолжительностью заряда конденсатора (15 - 25 с), которая надежно обеспечивает однократность действия АПВ.

Для обеспечения однократности действия АПВ выключателя, оборудованного пружинным или грузовым приводом, минимальное время натяжения пружин или подъема груза (время возврата АГ1В t2) должно быть выбрано большим максимального времени действия защиты после включения на устойчивое КЗ:





 

а при наличии в схеме АПВ реле времени с уставкой t1 АПВ

 



где tзап = 2 - 3 с.

Минимальное время натяжения пружин стандартных приводов составляет 6 с. максимальное - 15 с, что вполне обеспечивает однократность действия АПВ.

Время срабатывания второго цикла двукраткого АПВ [1 ]



Это объясняется необходимостью подготовки выключателя к возможному третьему отключению КЗ при устойчивом повреждении линии. Наряду с этим увеличение t2 АПВ повышает вероятность успешного действия АПВ во втором цикле. Для выключателей с пружинными приводами t2 АПВ не должно быть меньше времени возврата привода в состояние готовности к АПВ, г е. времени натяжения пружин (см. выше), рекомендуемое значение t2 АПВ не менее 15 - 20 с. В некоторых энергосистемах выполняют второй цикл АПВ с t2 АПВ = 20 - 30 с. Ряд зарубежных фирм выполняет многократное АПВ при использовании современньгх выключателей (вакуумных, элегазовых).

По многолетним статистическим данным при АПВ ВЛ 6(10) кВ первого цикла (с временем включения около 2 с после отключения линии защитой) успешные действия АПВ составляют от 40 до 50 %, а при АПВ второго цикла (через 15 - 20 С) - от 10 до 15% дополнительно. По статистике США при использовании в сетях среднего напряжения третьего цикла АПВ (через несколько минут) общий процент успешных действий возрастает еще на несколько процентов (от 1 до 3). Предлагалось и в СССР использовать для ВЛ три цикла АПВ: первый - без выдержки времени для предотвращения расстройства производственных циклов у потребителей (допуская его низкую эффективность по условиям самоустранения неустойчивого повреждения на линии), второй и третий циклы - с разными выдержками времени, выбранными исходя из местных условий. Однако широкого распространения это не получило.

АПВ линий с выделенной нагрузкой. В распределительных сетях могут быть районы с местными электростанциями относительно небольшой мощности, работающими параллельно с энергосистемой. При этом обычно большая часть потребляемой мощности района получается от системы по линии электропередачи, называемой пинией связи (Л1, рис.4-1). При отключении линии связи местная электростанция отделяется от системы с дефицитом мощности, что может вызвать опасное снижение частоты и напряжения и вследствие этого полное расстройство работы потребителей всего района, в том числе механизмов собственных нужд электростанции.
Для предотвращения аварии применяется АПВ линии с выделенной нагрузкой в сочетании с делительной защитой ДЗ (делительной автоматикой), установленной на одном из элементов связи генераторов станции с системой (рис. 4-1).





 

 

 

 

 

 

 

 

Время срабатывания АПВ линии связи в такой схеме должно быть больше максимального времени действия делительной защиты (tдз):

 

 

где Δ t = 0,5 - 0,7 с. Определение времени действия делительных защит рассмотрено далее. Окончательно выбранное время срабатывания АПВ должно быть наибольшим из полученных по условиям (4-1) - (4-3) и (4-6).

Для предотвращения опасного несинхронного включения электростанции по линии связи при отказе делительной защиты рекомендуется выполнять АПВ линии с контролем отсутствия напряжения со стороны линии. Такой контроль осуществляется с помощью одного минимального реле напряжения, подключенного к трансформатору напряжения или устройству отбора напряжения, установленным на линии сразу же за линейным выключателем (рис. 4-1).

Напряжение срабатывания минимального реле напряжения в схеме АПВ выбирается меньшим, чем напряжение срабатывания минимального реле напряжения, которое, как правило, входит в схемы всех делительных защит электростанций:



где Uс.з.ДЗН - напряжение срабатывания минимального реле напряжения в схеме делительной защиты, равное обычно (0,6 - 0,7) Uном; kH - коэффициент надежности, равный 1,1 - 1,2.

АПВ на выделенную нагрузку характерно и для линий, питающих подстанции с крупными синхронными двигателями и синхронными компенсаторами, которые не допускают несинхронного включения и поэтому отключаются перед АПВ (или у них гасится поле) с помощью делительных защит (делительной автоматики) [18].

Напряжение срабатывания реле контроля отсутствия напряжения в схеме АПВ выбирается в пределах (0,3 - 0,6) Uном. Время срабатывания АПВ выбирается по формуле (4-6).
Контроль отсутствия напряжения со стороны линии используется также в схемах АПВ линий, по которым может быть подано обратное напряжение в результате действия сетевых АВР.

АПВ линий, работающих в замкнутой сети с одним источником питания.

Автоматическое повторное включение линий, работающих в замкнутой сети с одним или несколькими источниками питания (рис. 4-2), должно производиться только после того, как поврежденная линия будет отключена с обеих сторон. Поэтому дополнительно к условиям (4-1) и (4-2) необходимо выполнить следующее условие (для линии JI1, рис. 4-2):



где tс.з.1, tо.в.1, tв.в.1 - наименьшее время срабатывания защиты, время отключения и время включения выключателя на том конце линии, для которого рассчитывается tАПВ1; tс.з.2, tо.в.2 - наибольшее время срабатывания защиты и время отключения выключателя на противоположном конце линии; tд - время деионизации среды в месте КЗ; tзап - дополнительный запас по времени, принимается равным 0,5 - 0,7 с.



С целью ускорения действия АПВ, как правило, должно учитываться время срабатывания второй ступени защиты на противоположном конце линии (tIIc.з 2). Если же вторая ступень не защищает рассматриваемую линию с достаточной чувствительностью, следует подставлять в выражение (4-8) время срабатывания третьей ступени защиты (tIIIc.з 2). Для приближенных расчетов можно упростить выражение (4-8):



Взаимодействие АПВ и релейной защиты. Для сетей, состоящих из нескольких последовательно включенных участков с собственными выключателями и РЗ, «Правилами» предусматриваются следующие виды взаимодействия АПВ и РЗ: ускорение защиты после АПВ; ускорение защиты до АПВ; использование АПВ разной кратности. Эти мероприятия предназначаются для ускорения отключения КЗ, уменьшения тяжести последствий повреждений и повышения эффективности АПВ с целью скорейшего восстановления электроснабжения потребителей.

Ускорение РЗ после АПВ. Использование ускорения РЗ после АПВ позволяет ускорять отключения КЗ, особенно на головных участках сети, в частности путем снижения ступеней селективности с исправлением возможных неселективных отключений с помощью АПВ с обязательным ускорением РЗ после включения выключателя. Пример использования ускорения РЗ после АПВ. В сети, состоящей из трех участков (рис.4-3) токовые защиты ТВ 1, 2 и 3 с фиксированными значениями выдержек времени и при очень маленьких ступенях селективности могут сработать одновременно при междуфазном КЗ, например, в точке К. При этом для защит 1 и 2 эти действия являются неселективными (излишними).



Первым имеет возможность сработать устройство АПВ на выключателе 1, поскольку со стороны шин 10 кВ подстанции А имеется напряжение. При включении выключателя от устройства АГ1В на небольшой период времени (около 1с) ускоряется действие зашиты 1 до 0,2 С (вместо 0,8 С). Если бы КЗ произошло на участке 1-2, то выключатель 1 был бы быстро отключен этой ускоренной защитой. Но при КЗ в точке К за отключившимися выключателями 2 и 3 защита 1 не работает и через 1 С ее время срабатывания вновь становится равным 0,8 С. После успешного включения выключателя 1 появляется напряжение на схеме АПВ выключателя 2. Через несколько секунд устройство АПВ срабатывает, включается выключатель 2 и одновременно вводится ускорение защиты 2 до 0,2 С. Но защита 2, так же как и защита 1, не срабатывает вследствие того, что КЗ произошло в точке К. Если бы КЗ было на участке 2-3, защита 2 по цепи ускорения сработала бы быстрее, чем защита 1, причем ступень селективности была бы достаточной 0,6 с. После успешного включения выключателя 2 появляется напряжение на схеме АПВ выключателя 3. Через несколько секунд устройство АПВ срабатывает, включается выключатель 3. одновременно вводится цепь ускорения защиты 3 до 0,2 С и выключатель 3 отключается, причем намного раньше, чем могла бы подействовать защита 2, у которой к этому времени уже выведена из действие ускоренная ступень 0,2 с и введена постоянная уставка по времени 0,7 С (рис. 4-3).

Ускорение защиты на постоянном оперативном токе выполняется просто и предусматривается в типовых проектных схемах. Для ускорения устройств РЗ в распределительных сетях, выполненных на переменном оперативном токе при использовании электромеханических реле РТ-80, РТВ, РТМ, требуется дополнительная аппаратура, поэтому такие схемы применяются чрезвычайно редко. Использование цифровой аппаратуры РЗА позволяет без дополнительных затрат применять ускорение РЗ после АПВ, и не только в случае, описанном выше (рис.4-3), а практически всегда.

Ускорение защиты до АПВ. Это мероприятие позволяет ускорять отключение КЗ в сети, состоящей из нескольких последовательно включенных участков или облегчать работу нескольких выключателей за счет одного, более мощного и надежного. Например, на выключателе 1 (рис.4-4) постоянно введена ускоренная защита с выдержкой времени 0,2c.

При КЗ в любой точке сети, например в точке К, эта защита отключает выключатель 1 до того, как сработают защиты 2 и 3. При срабатывании устройства АПВ на включение выключателя 1 эта ускоренная защита выводится из действия на время, необходимое для селективного отключения ближайшего к месту КЗ выключателя 3.

Схема на постоянном оперативном токе выполняется достаточно просто. Использование цифровых реле позволяет легко применять при необходимости ускорение РЗ до АПВ, и без дополнительных затрат.

Использование АПВ разной кратности. При недостаточных ступенях селективности для исправления неселективных отключений могут быть применены устройства АПВ с разной кратностью. Например, для схемы сети на рис.4-4 можно было бы выполнить: на выключателе 3 однократное АПВ, на выключателе 2 - двукратное, на выключателе 1 - трехкратное. Аналоговые устройства АПВ с кратностью более двух отечественной промышленностью не выпускаются. Исправление неселективных действий с помощью АПВ разной кратности используется сейчас на линиях 10 кВ с трансформаторами на ответвлениях. В этом случае АПВ исправляет неселективное действие защиты линии 6 или 10 кВ при КЗ в трансформаторе, когда время плавления вставок предохранителей соизмеримо с временем срабатывания защиты линии.

Применение цифровых реле с кратностью до 5 циклов позволит в ряде случаев использовать и этот прием взаимодействия РЗ и АПВ.

АПВ трансформаторов. Устройствами АПВ оборудуются все одиночные трансформаторы мощностью более 1 MBA [1]. Время срабатывания АПВ трансформаторов, которое, по сути дела, является АПВ шин низшего напряжения, определяется по условиям (4-1 ) -(4-3). Для гех подстанций, где в качестве источника оперативного тока используются предварительно заряженные конденсаторы, необходимо дополнительно проверить, что перед АПВ конденсаторы успевают зарядиться:



где tзap - время, необходимое для заряда конденсаторов, разрядившихся в процессе действия защиты и отключения выключателя трансформатора; tзaп >= 2 с.

На трансформаторах, так называемое “АПВ шин” выполняется однократным, и его эффективность зависит от наличия быстродействующей защиты шин, что обеспечивается цифровыми реле (логическая защита). При отсутствии такой защиты, т.е. при отключении ввода б( 10) кВ трансформатора с выдержкой времени более 0,3 с, надеяться, на успешное действие “АПВ шин" не следует, особенно при использовании комплектных распределительных устройств КРУ и КРУН 6(10) кВ, не оборудованных специальной “дуговой" защитой (с временем срабатывания до 0,1 с).

Значение времени заряда конденсаторов tзap в формуле (4-10) зависит от суммарной емкости (С) всех конденсаторов, которые должны зарядиться перед действием АПВ. а также от типа конденсаторов и зарядного устройства. Это время должно определяться при наладке при пониженном напряжении на входе зарядного устройства. Ориентировочно для схем с УЗ-400 и УЗ-401 (при введенном ограничивающем сопротивлении) время tзap составляет 2 С при С = 40 мкФ; 4 с - при С = 80 мкФ: 10 с - при С = 200 мкФ. При необходимости это время может быть уменьшено путем некоторого изменения схемы. Для схем защиты на переменном оперативном токе е блоками питания и заряда типа БПЗ-401 и БПЗ-402 условие (4-10) можно не упитывать, поскольку эти блоки обеспечивают быстрый заряд конденсаторов (tзap =0,1 с).

Если в прилегающей сети низшего напряжения имеются синхронные генераторы, компенсаторы или двигатели. АПВ трансформатора должно иметь орган, контролирующий исчезновение напряжения на шинах. Время действия устройства АПВ и напряжение срабатывания его пускового органа должны выбираться по условиям (4-6) и (4-7).

4-3. Автоматическое включение резерва

1.Общие сведения.

Устройства автоматического включения резерва (АВР) применяются в распределительных сетях и на подстанциях, имеющих два или более источников питания, но работающих по схеме одностороннего питания. Использование режима одностороннего питания может существенно снизить значения токов КЗ, что позволит применить более дешевую аппаратуру, а также в ряде случаев может упростить релейную защиту, обеспечить лучшие условия регулирования напряжения и т. д. В распределительных сетях применяются две группы АВР: местные и сетевые.

Местным АВР называют устройство, все элементы которого установлены на одной подстанции и действия которого не выходят за пределы этой подстанции. Характерной особенностью построения схемы местного АВР является подача команды на включение выключателя резервного источника питания только с помощью специальных вспомогательных контактов (блок-контактов) выключателя рабочего питания, которые замыкаются при его отключении. Например, секционный выключатель подстанции В (рис.4-5) включается схемой местного АВР только после отключения рабочего выключателя трансформатора Тр1 или Тр2, а выключатель линии ЛЗ на подстанции Д - только после отключения выключателя Л4 на этой же подстанции. Этим исключается возможность подачи напряжения при АВР на КЗ в сети рабочего источника питания.

Сетевой АВР представляет собой комплекс устройств, в который входят само устройство АВР. а также устройства делительной автоматики, действующие до или после АВР, устройства для автоматического изменения уставок релейной защиты и т.п. Эти устройства расположены в разных точках распределительной сети, как правило, не связаны между собой проводными или другими каналами, но их действия объединены единством задачи и строго согласованы между собой путем правильного выбора принципов действия и параметров срабатывания (уставок). В отличие от местного. АВР команда на включение нормально отключенного выключателя, оборудованного сетевым АВР, подается самим устройством АВР, а предварительное отключение выключателей рабочего питания в заданных точках сети производится другими устройствами, главным образом делительной автоматикой. Поскольку выполнение схем и расчет уставок местных и сетевых АВР имеют существенные различия, эти устройства рассматриваются раздельно.

2. Основные условия выполнения и расчета местных АВР

Схемы и уставки местных АВР должны отвечать следующим основным требованиям.

1. Схема АВР должна приходить в действие при исчезновении напряжения на шинах подстанции по любой из двух причин.

а) При аварийном, ошибочном или самопроизвольном отключении выключателя рабочего питания, находящегося на данной подстанции (например, выключателя линии Л4 на подстанции Д - рис.4-5); в этом случае немедленно должен автоматически включаться резервный источник питания (линия ЛЗ на той же подстанции); продолжительность перерыва питания в этих случаях определяется в основном собственным временем включения резервного выключателя. Такой «быстрый» АВР широко применяется и на электростанциях в системе собственных нужд и на подстанциях, за исключением подстанций с такими электродвигателями, для которых включение в противофазу является опасным.

б) При исчезновении напряжения на шинах или на линии, откуда питается рабочий источник; для выполнения этого требования в схеме АВР должен предусматриваться специальный пусковой орган. состоящий из реле, реагирующих на снижение напряжения рабочего источника питания, и реле, контролирующего наличие напряжения на резервном источнике питания. На подстанциях с крупными синхронными двигателями для ускорения действия АВР пусковой орган напряжения может дополняться реле понижения частоты или реле разности частот, запускающим АВР при снижении частоты на рабочем источнике, но при сохранении нормальной частоты на резервном, или устройством, реагирующим на скорость снижения частоты [18].

Контроль наличия напряжения на резервном источнике особенно важен для подстанций, у которых могут одновременно отключаться оба источника питания (подстанция В, рис.4-5). В таких случаях пусковые органы АВР будут ждать появления напряжения на одном из источников питания без ограничения времени. Контроль частоты резервного источника питания предотвращает излишние срабатывания АВР при авариях, связанных со снижением частоты и работой устройств АЧР (автоматической частотой разгрузки).

Напряжение срабатывания (замыкания) размыкающих контактов реле, реагирующих на снижение напряжения (минимальных реле), следовало бы выбирать таким образом, чтобы пусковой орган срабатывал только при полном исчезновении напряжения. Однако по условиям термической стойкости электромеханических реле их напряжение срабатывания не должно быть ниже 15 В (реле РН-53/60Д). Наряду с этим выбор очень низкого напряжения срабатывания вызовет замедление действия АВР, поскольку двигатели нагрузки, вращаясь по инерции после отключения питания, могут при определенных условиях поддерживать на шинах достаточно медленно снижающееся напряжение. Поэтому рекомендуется принимать напряжение срабатывания минимальных реле напряжения



При выполнении пускового органа с помощью реле времени переменного напряжения типа ЭВ-215-ЭВ-245 следует отбирать реле, имеющие напряжение срабатывания (отпадания якоря) в пределах, указанных в (4-11), что не всегда возможно. У трехфазных реле времени типа ЭВ-215к - ЭВ-245к значение этого напряжения не превышает 0,35 Uном. Условие (4-11) целесообразно учитывать и для реле других типов.

Напряжение срабатывания максимальною реле напряжения, контролирующего наличие напряжения на резервном источнике, определяется из условия отстройки от минимального рабочего напряжения:



 

 

где Upa6.мин - минимальное рабочее напряжение; kн - коэффициент надежности, принимаемый в пределах 1,1 - 1,2; kв - коэффициент возврата реле. Для реле серии РН-50, например, равен 1,2 - 1,25. Таким образом из выражения (4-12)

 

 

Частота срабатывания частотного пускового органа АВР принимается в пределах 46 - 48 Гц. При установке старых реле понижения частоты типа ИВЧ требуется

дополнительное замедление действия пускового органа на 0,3 - 0,5 С во избежание излишнего действия АВР из-за возможного срабатывания реле при снятии с него напряжения. При установке реле типа РЧ-1 и цифровых реле такое замедление частотного пускового органа не выполняется.

2. Пуск схемы местного АВР при снижении напряжения на шинах ниже принятого по формуле (4-11) должен производиться с выдержкой времени для предотвращения излишних действий АВР при КЗ в питающей сети или на отходящих элементах, а также для создания при необходимости определенной последовательности действий устройств противоаварийной автоматики в рассматриваемом узле. Время срабатывания реле времени пускового органа напряжения местного АВР (tc.p ABP) должно выбираться по следующим условиям.

а)  По условию отстройки от времени срабатывания тех защит, в зоне действия которых КЗ могут вызывать снижения напряжения ниже принятого по формуле (4-11):



где t1 - наибольшее время срабатывания защиты присоединений шин высшего напряжения подстанции (например, защиты линий ЛЗ или Л4 при выборе уставок АВР2 в схеме на рис.4-6); t2- то же для присоединений шин, где установлен АВР (для АВР2 - линий Л5, Л6 или трансформаторов, рис.4-6); Δ t - ступень селективности, принимаемая равной 0,6 С при использовании реле времени АВР со шкалой до 9 с и равной 1,5 - 2 С - со шкалой 20 с. Для цифровых реле значения Δt меньше.

б)  По условию согласования действий АВР с другими устройствами противоаварийной автоматики узла (АПВ, АВР, делительной автоматикой). Например, для устройства АВР1 (рис.4-6) с целью ожидания срабатывания двух циклов АПВ Л1(Л2):





где tc.з - время действия той ступени защиты линии Л1 (Л2), которая надежно защищает всю линию; t'c.з - время действия защиты Л1 (Л2), ускоряемой после АПВ; t1АПВ , t 2АПВ- уставки по времени первого и второго циклов двукратного АПВ линии Л1 (Л2); tзап = 2,5 - 3,5 с в зависимости от типов выключателей, реле времени в схемах защит, АПВ, АВР.

Для устройства АВР2 (рис.4-6) с целью ожидания срабатывания АВР1, расположенного ближе к источникам питания,





где tзап = 2 - 3 c в зависимости от типов выключателей и реле времени в схемах АВР1 и АВР2.

 

Другим примером является применение так называемого поочередного АВР в целях снижения токов самозапуска и, следовательно, уменьшения токов срабатывания защит резервных элементов. Интервалы времени между срабатываниями предыдущего и последующего АВР на подключенных к магистралям подстанциях выбираются с учетом продолжительности самозапуска их нагрузки, а очередность действий АВР - с учетом технологии производства.

Поскольку условия (4-15) и (4-16) в ряде случаев могут приводить к значительной задержке восстановления электроснабжения, особенно при ожидании срабатывания второго цикла двукратного АПВ на питающей линии (до 20 с), в целях ускорения действия местных АВР можно не ждать успешного срабатывания второго, а иногда и первого циклов АПВ питающей (рабочей) линии. При этом выбирают tc.pABP только по условиям (4-13) и (4-14). Однако это допустимо только тогда, когда схемы устройств АВР обеспечивают автоматическое восстановление первичной схемы доаварийного режима, как требуется по «Правилам» [1]. Переход от одной первичной схемы к другой может производиться с кратковременным замыканием сети между рабочим и резервным источниками питания (А и Б. рис.4-6), т.е. без погашения потребителей, или, если такое замыкание недопустимо, то с кратковременным погашением - от момента отключения резервного питания (например, секционного выключателя, рис.4-6) до включения выключателя рабочего питания. Недопустимость даже кратковременного замыкания сети между рабочим и резервным источниками может быть вызвана их несинфазностью (например, при, разных группах соединения обмоток рабочего и резервного питающих трансформаторов), отсутствием синхронизма (например, из-за принадлежности к разным, не связанным или слабо связанным между собой энергосистемам) и т. п.

Включение рабочего выключателя после восстановления напряжения на рабочем источнике в типовой схеме АВР производится с выдержкой времени, равной 14-15 с (для того чтобы убедиться в полной исправности рабочего источника). Еще через 4-5 с отключается резервный выключатель. Таким образом, примерно через 20 с восстанавливается нормальная схема подстанции.

3. Действие АВР должно быть однократным. Однократность обеспечивается: в схемах АВР на переменном оперативном токе использованием энергии предварительно поднятого груза или натянутых пружин в приводах выключателей, или энергии предварительно заряженных конденсаторов, а в схеме АВР на постоянном оперативном токе - применением специального промежуточного реле однократности включения, имеющего небольшое замедление на возврат после снятия напряжения с его катушки. Выдержка времени при возврате этого реле должна несколько превышать время включения выключателя резервного питания:

где tв.в - время включения выключателя резервного источника питания; tзап - время запаса, принимаемое равным 0,3 - 0,5 с.

Однако при необходимости ожидания предварительного срабатывания делительной защиты (автоматики) генераторов, синхронных компенсаторов или двигателей замедление по условию (4-17) может оказаться недостаточным и такая схема АВР выведется из действия раньше, чем сработает делительная защита. Для предотвращения отказа АВР по этой причине следует применять схему АВР с ожиданием (без ограничения времени) снижения напряжения принятого по формуле (4- 11), например схему АВР с реле РПВ-58 или аналогичным статическим реле РПВ-01, или другие специальные схемы.

4.Для ускорения отключения выключателя резервного источника питания при включении на неустранившиеся КЗ должно предусматриваться автоматическое кратковременное ускорен не защиты. Это ускорение не допускается производить до 0 С (путем полного исключения выдержки времени) на резервных источниках питания собственных нужд электростанций, поскольку при этом возможны неправильные действия защиты резервного источника из-за кратковременных бросков пусковых токов или токов при АВР незатормозившихся двигателей. Такие же требования должны быть предъявлены к ускорению защит и на подстанциях, в нагрузке которых преобладают электродвигатели и понижающие трансформаторы (для последних характерны броски намагничивающего тока). Поэтому выдержка времени ускоряемых защит не должна быть менее 0,5 с. Защиты, имеющие время срабатывания не более 1,2 С, допускается не ускорять при действии АВР. В современных типовых схемах предусматривается возможность выполнения выдержки времени в цепи ускорения защит. Выдержка времени 0,5 с позволяет не отстраивать максимальную защиту (по току) от бросков пусковых токов (а только от установившегося значения Iсзп), токов включения незатормозившихся двигателей, бросков намагничивающих токов трансформаторов, на которые подается напряжение в результате действия АВР.

Пример 4-1. Выбираются уставки реле времени пусковых органов напряжения устройств АВР1. АВР2 и АВРЗ (рис.4-6). Уставки релейной защиты линий Л1-Л6 заданы. Время срабатывания первого цикла АПВ линий Л1 и Л2 равно 2 с, второго цикла - 10 с.

Решение. Выбирается уставка реле времени пускового органа устройства АВР1 (на секционном выключателе 110 кВ).

а) По условию (4-15) обеспечения срабатывания устройства АВР1 только после неуспешного действия АГ1В первого цикла линии Л1 (Л2):



 

б) То же, но после неуспешного действия АПВ второго цикла линии Л1 (Л2)

:

 

 



В целях ускорения действия АВР1 не следует считаться с возможностью успешного действия АПВ второго цикла, гем более, что вероятность его невелика, а уменьшение времени срабатывания пускового органа АВР1 позволит выбрать меньшие уставки по времени для пусковых органов АВР2 и АВРЗ.

в) По условию (4-13) tc.р АВР1= t1 + Δ t = 1,5 + 0,6 = 2,1 с, где t1 - наибольшая выдержка времени зашит линий 110 кВ, отходящих от шин подстанций А и Б, принимается равной tс.з линий Л1 (Л2).

г) По условию (4-14) tc.р АВР1= t2 + Δ t = tс.з Л3 (Л4) + Δt = 1 + 0,6 = 1,6 с. При этом имеется в виду, что трансформаторы Тр1 и Тр2 оборудованы быстродействующими защитами (газовой и дифференциальной), а КЗ за этими трансформаторами не вызывает снижения напряжения на шинах 110 кВ ниже уставки пускового органа, выбранной по формуле (4-11)

Принимается время срабатывания реле времени пускового органа АВР1 tc.p = 6,5 с.

Выбирается уставка реле времени пускового органа устройства АВР2 (на секционном выключателе 10 кВ подстанции В).

а)  По условию (4-16) обеспечения срабатывания устройства АВР2 только после неуспешного действия АВР 1



б)  Очевидно, что условия (4-13) и (4-14) при выбранном tc.p = 9 с также выполняются.

Выбирается уставка реле времени пускового органа устройства АВРЗ (на секционном выключателе 6 кВ подстанции Г). По определяющему условию (4-16)



Обеспечение строгой последовательности (селективности) действий устройств АПВ и АВР в сложной сети по условию (4-16), как видно из примера, приводит к необходимости существенного замедления действий АВР, особенно на шинах низших напряжений, до 10 - 20 с.
Для ускорения восстановления напряжения и облегчения самозапуска электродвигателей можно нарушить принятую в примере последовательность действий АПВ и АВР. В этих случаях время срабатывания пускового органа минимального напряжения устройств АВР выбирается только по условиям (4-13) и (4-14). Возврат к нормальной первичной схеме после восстановления напряжения от рабочего источника питания может производиться автоматически или оперативным персоналом. При использовании современных цифровых реле (терминалов) могут быть уменьшены значения Δt и tзап.

3. Основные условия выполнения и расчета сетевых АВР

Схемы и уставки сетевых АВР должны отвечать следующим основным требованиям.

1. Схема сетевого АВР одностороннего действия должна приходить в действие при исчезновении напряжения со стороны основного (рабочего) источника питания при наличии напряжения со стороны резервного. Схема сетевого АВР двустороннего действия должна приходить в действие при исчезновении напряжения со стороны любого из двух источников питания при наличии напряжения со стороны другого источника питания (рис.4-7).



Напряжение срабатывания реле, контролирующих отсутствие напряжения, выбирается по формуле (4-1 Г) и дополнительно по условию, аналогичному (4-7), в котором имеются в виду не только делительные защиты местных электростанций или крупных синхронных двигателей, но и делительные защиты минимального напряжения, действующие перед срабатыванием сетевого АВР для предотвращения опасных перегрузок, включений на удаленные КЗ и т. п. Например, на рис.4-7 такая делительная защита на подстанции Г предотвращает возможность опасной подпитки неустранившегося КЗ на питающей линии высшего напряжения Л1 через сеть низшего напряжения от источника А после срабатывания сетевого АВР.

Уставка реле, контролирующего наличие напряжения на резервном источнике питания, выбирается с помощью выражений (4-12), (4-12а).

2. Действие сетевого АВР на включение при условиях, изложенных в п. 1. должно происходить с выдержкой времени, так же как и местных АВР, причем время срабатывания реле времени пусковою органа выбирается по условиям (4-13)-(4-15) и дополнительно но условию ожидания срабатывания делительных зашиг (автоматики) минимального напряжения, действующих перед АВР (защита на подстанции Г, рис.4- 7):



где tДЗН - время срабатывания реле времени делительной защиты минимального напряжения, определяемое по условию ожидания действия АПВ на линии основного (рабочего) питания, аналогично (4-15. или АВР в питающей сети; Δt = 0,6 с при использовании реле времени со ткачами до 9 с и Δt = 1,5- 2 с - со шкалами до 20 с (для цифровых реле меньше).

Для ускорения действия сетевых АВР. так же как и местных, допустимо не ждать срабатывания АПВ на питающей (рабочей) линии или АВР в питающей сети. Соответственно настраиваются и делительные защиты, действующие перед данным сетевым АВР. При отсутствии делительной защиты необходимо в схеме АПВ питающей (рабочей) линии предусмотреть контрольный орган отсутствия напряжения на линии, чтобы избежать АПВ после срабатывания сетевого АВР, особенно если замыкание сети между двумя источниками питания является недопустимым (например, при несинфазных или несинхронных напряжениях этих источников). На схеме рис.4-7 нет делительной зашиты минимального напряжения на подстанции А. поскольку шины этой подстанции надежно питаются от нескольких источников («непогасаемые» шины). Поэтому АПВ линии JI2 со стороны этой подстанции должно быть выполнено с контролем отсутствия напряжения на линии, если имеется необходимость ускорить действие сетевого АВР в сторону подстанции Б, не считаясь с условием (4-15), а замыкание сети между источниками А и Д недопустимо. Контроль отсутствия напряжения можно выполнить только для второго цикла АПВ или для обоих циклов. Соответственно и выполняется при расчете условие (4-15).

Для сетевых АВР двусстороннего действия могут быть выбраны разные уставки по времени для работы в разные стороны.

3. Действие сетевого АВР должно быть однократным. Имеются различные схемы, обеспечивающие однократность АВР, в том числе широко применяются схемы с использованием реле РПВ-58 или РПВ-258 для АПВ линии. Поскольку уставки по времени AIIB (первого цикла) и АВР обычно существенно отличаются друг от друга, рекомендуется выполнить (путем небольшой переделки реле РПВ) автоматическое изменение уставок по времени при переводе режимного ключа АПВ-АВР из одного положения в другое.

4. Ускорение действия защиты при срабатывании сетевого АВР может осуществляться, но при этом необходимо обеспечить селективность ускоряемой защиты как с предыдущей (на элементе, где может сохраниться повреждение), так и с последующей (со стороны питающего источника). При АВР двустороннего действия ускоряемая защита, очевидно, должна обладать способностью действовать при направлениях тока КЗ как от шин в линию, так и в обратном направлении, и обладать селективностью со смежными защитами в обоих режимах после АВР. Например, на рис.4-7 такой защитой является защита на выключателе 3, оборудованном сетевым АВР двустороннего действия. При срабатывании АВР в сторону подстанции Б у этой защиты может шунтироваться элемент направления или автоматически изменяться уставка по времени. У цифровых реле имеется два набора уставок.

4-4. Делительные защиты (автоматика деления)

1. Назначение делительных защит

а) В замкнутых распределительных сетях делительные зашиты предназначены: для автоматического деления сети при возникновении асинхронного, режима или опасной перегрузки линий сети низшего напряжения при аварийном отключении шунтирующей линии высшего напряжения (на рис.4-8 - при отключении Л1); для автоматического деления сети при КЗ на элементах высшего напряжения (на линии Л1 рис.4-9); для автоматического деления питающих источников с целью уменьшения тока КЗ. отключаемого недостаточно мощным выключателем (выбор мест установки и направлений действия этих защит осуществляют службы и группы энергетических режимов); для автоматического деления сети с целью обеспечения селективной работы последующих защит. Все эти защиты являются ограниченно-селективными; их иногда называют «защитой слабой связи».

б) В нормально разомкнутых распределительных сетях, оборудованных устройствами сетевых АВР, делительные защиты предназначены для действия, перед АВР с целью предотвращения перегрузки трансформаторов и линий в режимах после АВР, а также для предотвращения включения на неустранившееся КЗ на элементах высшего напряжения. В некоторых случаях эти защиты позволяют уменьшить число комплектов сложных направленных защит в такой сети с двусторонним питанием.



в) В распределительных сетях с местными электростанциями относительно небольшой мощности делительные защиты предназначены для отделения этих электростанций в аварийных условиях с целью обеспечения успешных действий AIIB линий с вылсленной нагрузкой (раздел 4-2). а также действий АВР. На подстанциях с крупными синхронными двигателями делительные защиты должны обеспечивать отключение или гашение поля этих двигателей перед действием АПВ или АВР во избежание опасного несинхронного включения синхронных двигателей и для ускорения действия схем АПВ и АВР с контролем снижения напряжения. Эти защиты требуются также для предотвращения неправильной работы (отказа) автоматики отделителей или повреждения отделителей трансформаторов на ответвлениях линий 35 - 220 кВ из-за подпитки места КЗ в трансформаторе (с учетом включившегося короткозамыкателя) синхронными двигателями других подстанций.

Основные условия расчета делительных зашит (автоматики деления), наиболее часто применяемых в распределительных сетях, рассматриваются далее.



2. Расчет уставок делительных зашит

Делительная защита, действующая при возникновении асинхронного режима. Наиболее просто защита выполняется с помощью трех токовых реле типа РТ- 40, включенных на фазные токи; контакты всех трех токовых реле включены последовательно. Выдержка времени и ток срабатывания задаются службами (группами) энергетических режимов. Обычно время действия этой защиты составляет от 0 до 0,5 с. Ток срабатывания отстраивается от максимальног о рабочего тока линии:



 

 

Коэффициент чувствительности проверяется для тока, который может проходить при асинхронном режиме по линиям низшего напряжения при отключенной линии высшего напряжения (Л 1, рис.4-8) и угле между ЭДС двух систем, равном 180°;

 

А.

Коэффициент чувствительности требуется 1,5-2. Могут применяться и цифровые защиты.

Б. Делительная зашита, действующая при КЗ в сети высшего напряжения.

Схема выполнения и уставки этой защиты должны обеспечивать ее достаточную чувствительность при КЗ в расчетных точках сети высшего напряжения (например, в наиболее удаленной точке Л1,    рис.4-9). Чтобы обеспечить отключение несимметричных и особенно однофазных КЗ на землю, на линиях 110-220 кВ приходится заземлять нейтрали 110-220 кВ у тех трансформаторов, через которые может происходить подпитка КЗ от сети низшего напряжения (рис.4-9). Эта делительная зашита обычно выполняется с помощью реле, реагирующих на симметричные составляющие тока или напряжения. Для отключения трехфазных КЗ может использоваться комплект делительной защиты [см. п.«А»] или дополнительное токовое реле, включенное на ток одной из фаз. Защита может выполняться с выдержкой времени, определяемой условиями селективности и термической стойкости. Эта же защита служит для предотвращения опасной перегрузки элементов распределительной сети при аварийном отключении шунтирующей линии высшего напряжения, не вызвавшем асинхронного режима.

Пример 4-2. Выбираются уставки реле делительной защиты на линии ЛЗ (рис.4- 9). Защита состоит из фильтра-реле обратной последовательности РТФ-1М или РТФ-8 и токового реле, включенного на ток одной из фаз. Оба реле действуют на выход параллельно (по схеме «ИЛИ»), Может использоваться цифровая защита.

Расчетная схема приведена на рис.4-10,а. Сопротивления прямой (обратной) последовательности элементов схемы рис.4-10,б. приведенные к напряжению 35 кВ, следующие: системы в  минимальном  режиме х = 5 Ом; трехобмоточного

трансформатора Тр1мощностью 10 MB*А х1Тр1 В-С = 16 Ом; всех линий 35 кВ общей длиной 25 км, провод АС-95, r + jx = 8,25 + j 10 Ом; трехобмоточного

трансформатора Тр2мощностью       16 MB*А x1Тр2 В-С= 10 Ом; линии 110 кВ длиной 30 км, провод АС-120, r + jx = 0,9 + j 1,33 Ом.

Сопротивления нулевой последовательности элементов схемы (рис.4-10,в), также приведенные к напряжению 35кВ: x0 Tp2= x1Тр2 В-H = 16 Ом; x0 ВЛ 110 =3 x1 ВЛ 110 =4 Ом. Нагрузка при расчете не учитывается.

Решение. Рассчитывается ток обратной последовательности по линиями 35 кВ при двухфазном КЗ в наиболее удаленной точке Л1 (точка К, рис.4-10). Составляющие суммарного сопротивления до точки К (рис.4-10,6);



это сопротивление одинаково для схем прямой и обратной последовательности. С учетом того, что, активной  составляющей допустимо  пренебречь.  Тогда:


 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Ток обратной последовательности в делительной защите (вторичный) при nT =200/5 I(2)2K=236/40 = 5,8 А.
Рассчитывается ток обратной последовательности по линиям 35 кВ при однофазном КЗ на землю в той же точке



где x0K = x0Tp2 + х0ВЛ 110 16 + 4 = 20 Ом (рис. 4-10,в).
Ток обратной последовательности в делительной защите (вторичный) при nт =200/5 I(1)2K= 193 /40 = 4,8 А.
Рассчитывается ток обратной последовательности по линиям 35 кВ при двухфазном КЗ на землю в той же точке


Ток обратной последовательности в делительной защите (вторичный) при nт =200/5 I(1.1)2K=105/40 = 2,6 А.
Принимается минимальная уставка на фильтре-реле тока обратной последовательности Ic.р = 1,5 А. Эта уставка обеспечивает несрабатывание реле при возможных токах небаланса фильтра. Коэффициенты чувствительности делительной защиты: k(2)ч = 5,8 /1,5= 3,9; k(1)ч = 4,8 / 1,5 = 3,2; k(1.1)ч = 2,6 / 1,5 = 1,73 при требуемом kч =1,5 [1].
Для токового реле, включенного на ток одной из фаз, Iс.з выбирается по формуле (4-19) для отстройки от возможных эксплуатационных перегрузок линии, где включена делительная защита. При Iраб.макс = 200 А ток Ic.з = 1,3*200 = 260 А, Чувствительность проверяется при трехфазном КЗ в той же точке К (рис.4-10): I(3)K =20 000 / 42,3 = 472 А; k(3)ч = 472 / 260 = 1,8 > 1,5.
При недостаточной чувствительности рассмотренной делительной защиты можно установить более чувствительное, но более сложное и дорогое реле типа РТФ-9 или дополнить делительную защиту одним реле, реагирующим на ток нулевой последовательности, который проходит через заземленную нейтраль трансформатора Тр2 при КЗ на землю на Л1 (эти виды КЗ по статистическим данным составляют около 85 % всех КЗ в сетях 110-220 кВ). Защита должна действовать на отключение ближайшей ВЛ 35 кВ, если это приемлемо по условиям электрических режимов.
Время срабатывания делительной защиты выбирается по условиям селективности с защитами элементов прилегающей сети, а также по условию термической стойкости этих элементов и обычно находится в пределах от 1 до 2 С. При этом, как уже указывалось, возможно в редких случаях излишнее срабатывание этой делительной защиты, например при отказе основной защиты на каком-нибудь из смежных моментов или при затянувшемся самозапуске нагрузки. Для исключения последнего можно установить большее время срабатывания для элемента защиты, реагирующего на фазный ток.

В. Делительная защита ДЗН, действующая перед сетевым АВР. Она выполняется в виде защиты минимального напряжения. Напряжение срабатывания минимального реле напряжения ДЗН выбирается по условию согласования чувствительности с пусковым органом минимального напряжения устройства сетевого АВР:


где Uc.p АВР принимается по выражению (4-11).
Минимальные реле напряжения делительной защиты и пускового органа АВР должны включаться на одноименные междуфазные напряжения, чтобы обеспечить их согласованное действие (возврат) при АПВ питающей линии на двухфазное КЗ.
Время срабатывания защиты ДЗН выбирается по следующим условиям:
Отстройка от действия тех защит, в зоне действия которых КЗ могут вызывать снижения напряжения ниже принятого по формуле (4-21), т. е. по условиям (4-13) и (4- 14). Для схемы рис.4-7 t1 относится к защитам элементов, подключенных к шинам подстанции Д, t2 - к шинам подстанции Г.
Согласование действий делительной защиты и АПВ питающих линий или АВР в питающей сети по условию, аналогичному (4-15):


где обозначения те же, что и в (4-15). Например, для схемы рис.4-7 условие (4-22) означает, что делительная защита на подстанции Г сработает только при неуспешном действии второго цикла АПВ линии Л1. Действие АВР в питающей сети может быть только однократным, поэтому


Например, в схеме на рис.4-7 при отключении рабочего источника питания шин подстанции А и последующем успешном срабатывания АВР на этой же подстанции действие ДЗН на выключателе 1 было бы излишним.
Г. Делительные защиты, установленные на электростанциях небольшой мощности, получающих дополнительную мощность из системы. Они обычно представляют собой комплекс защит или цифровой терминал, реагирующие на снижение частоты (или скорость снижения частоты), снижение напряжения, появление симметричных составляющих тока или напряжения, изменение направления мощности. Частота срабатывания реле понижения частоты выбирается обычно равной 47-48 Гц. Для предотвращения неправильных действий защиты из-за кратковременного замыкания контактов старых реле частоты типа ИВЧ (при снятии напряжения с его обмоток) необходимо, чтобы оно действовало на отключение через реле времени с выдержкой 0,3 - 0,5 с. Полное время от момента отключения линии связи станции с системой (рис.4-1) до момента срабатывания делительной защиты определяется как сумма времени:


где tс.ч - время снижения частоты в отделившемся узле с электростанцией до частоты срабатывания реле защиты; tPB - уставка реле времени (0,3 - 0,5 с); tO.B - время отключения выключателя, на который действует делительная защита. При использовании реле частоты РЧ-1 установки реле времени не требуется.

Значение tс.ч определяется расчетом. Для ориентировочного определения tс.ч можно воспользоваться расчетными характеристиками изменения частоты электростанции, отделившейся от системы с дефицитом мощности(рис.4- 11,a) и(рис. 4-11,б).   Характеристики  построены  для  значения  частотного
коэффициента k = 2, характеризующего снижение мощности, потребляемой нагрузкой при снижении частоты.
Дефицит мощности (в процентах)


где Рг, Рнагр - соответственно мощность генераторов и нагрузки в отделившемся узле с электростанцией.
Постоянная инерции вращающихся агрегатов электростанции и нагрузки (Тин.с), определяющая наряду с Δ Р скорость снижения частоты, для ориентировочных расчетов может быть принята максимальной; для сельских ГЭС Тин.с = 5 с; для промышленных тепловых электростанций малой и средней мощности с отечественными генераторами и районом нагрузки Тин.с =12 с. При наличии мощных механизмов с большими инерционными постоянными Тин.с энергорайона может превысить указанное значение.
Из рис.4-11,а видно, что при Тин.с = 12 с и(Рнагр/Pг = 1,4). при частоте срабатывания реле понижения частоты, равной 47 Гц, tс.ч=2,1 с. Тогда согласно (4-24) tДЗ = 2,1 + 0,4 + 0,1 = 2,6 с, а время срабатывания АПВ на линии связи с системой должно быть согласно выражению (4-6) не менее 3 с во избежание несинхронного включения генераторов электростанции.

Делительная защита по снижению напряжения выполняется так же, как пусковой орган минимального напряжения схемы АВР. Напряжение срабатывания этой защиты обычно принимается равным (0,6 - 0,7) Uном. Время срабатывания определяется требованиями селективности с защитами смежных элементов по условиям, аналогичным (4-13) и (4-14). Желательно, чтобы время срабатывания защиты не превышало 1 - 1,5 С, в связи с чем при выборе уставок часто не учитывают редкие случаи работы резервных защит смежных элементов.
Делительные защиты, реагирующие на симметричные составляющие тока или напряжения, настраиваются таким образом, чтобы по возможности обеспечить несрабатывание при КЗ на отходящих элементах и надежное срабатывание при у даленных КЗ на элементах связи станции с системой.
Пример 4-3. Выбираются уставки делительной защиты, установленной на тепловой электростанции (ТЭЦ) небольшой мощности (рис.4-1). Делительная защита реагирует на снижение частоты, снижение напряжения, появление токов обратной и ну левой последовательности.
Решение. Рассчитываются уставки делительной зашиты, реагирующей на снижение частоты.
а) Частота срабатывания принимается равной 47,5 Гц для ускорения отделения станции от сети при отключении линии связи Л1 (рис.4-1) и для ускорения действия АПВ этой линии.
б) Время срабатывания принимается равным 0,4 с (при выполнении защиты на реле понижения частоты типа ИВЧ).
в) Наибольшее вероятное время снижения частоты в отделившемся узле с ТЭЦ до частоты срабатывания реле (47,5 Гц) определяется по расчетной характеристике
(рис.4-11,а), соответствующей Тин.с =12: tс.ч= 1,8 с. Полное время от момента отключения линии связи Л1 до момента срабатывания делительной защиты по формуле (4-24) tДЗ= 1,8 + 0,4 + 0,1 = 2,3 с.
Рассчитываются уставки делительной защиты, реагирующей на снижение напряжения (ДЗН).
а)   Напряжение срабатывания репа ДЗН принимается равным 0,6 Uном 1 (Uном 1 =6,3 кВ):


б)  Время срабатывания ДЗН для схемы сети (рис.4-1) выбирается на ступень селективности Δ t выше, чем время срабатывания максимальных защит (отсечек) элементов сети 6 кВ ТЭЦ, которое должно быть минимальным для предотвращения нарушения устойчивости параллельной работы генераторов ТЭЦ с системой при близких КЗ: tс.з = 0 - 0,5 С. Тогда tдзн = 0,5 - 1 с. При этом имеется в виду, что близкие КЗ на линиях, отходящих от шин питающей подстанции (вместе с Л1), и на линиях, подключенных далее к Л1, вызывающие снижение напряжения на шинах 6 кВ ТЭЦ ниже уставки ДЗН, отключаются с tс.з <= 0,5 с, а КЗ в трансформаторах - с tс.з=0с.
в) Проверяется чувствительность защиты при трехфазном КЗ на линии 110 кВ Л1 вблизи шин питающей подстанции после отключения выключателя ЛТ Расчет, как правило, следует производить для установившегося режима КЗ поскольку для генераторов небольшой мощности этот режим наступает уже через 0,5 - 1,5 c после возникновения КЗ.
Например, для турбогенератора типа Т2-6-2 6,3 кВ сопротивление в установившемся режиме КЗ х*∞ = x*d = 1,65, или х = 8,8 Ом, приведенным к напряжению 6 кв. Сопротивление трансформатора связи 115/6,3 кВ при Sном.тр = 10 MB*А. uк = 10,5 % равно 0,42 Ом, приведенным к напряжению 6 кВ. Сопротивление линии 110 кВ Л1 (рис.4-1) до места трехфазного КЗ хл = 40 Ом (при расстоянии до места КЗ 100 км), или 0,12 Ом, приведенным к напряжению 6 кВ.

Принимая ЭДС генератора Е*∞ = I*в.пр = 3,5, или 22 000 В, определяем установившееся значение тока трехфазного КЗ:



 

 

Остаточное напряжение на шинах 6кВ ТЭЦ:

 

 

Коэффициент чувствительности минимальных реле напряжения


 

 

С учетом влияния нагрузки ТЭЦ имеет еще меньшее значение. В большинстве случаев делительная защита, реагирующая на снижение напряжения, обладает достаточной чувствительностью к удаленным трехфазным КЗ на линиях связи с системой.
Рассчитываются уставки защит, реагирующих на токи нулевой (о) или обратной (I2) последовательности.
а) Выбираются токи срабатывания по условию отстройки от наибольшего тока небаланса фильтров токов Iо или I2, а затем проверяется чувствительность защит при несимметричных КЗ на линии связи с системой. Согласование чувствительности этих защит с максимальными токовыми и дистанционными защитами линий прилежащей сети часто оказывается невозможным в связи с известной высокой чувствительностью фильтровых защит. Поэтому при удаленных КЗ через переходное сопротивление, при отказах основных быстродействующих защит и в других редких случаях возможно неселективное (излишнее) срабатывание фильтровой делительной защиты.
б) Время срабатывания делительной защиты, реагирующей на ток I2 выбирается по условиям (4-13) и (4-14), а защиты, реагирующей на ток 3Iо (при заземленной нейтрали 110-220 кВ трансформатора связи), - по согласованию с защитой нулевой последовательности линий 110-220 кВ прилежащей сети.

Д. Делительные защиты, установленные на подстанциях для отключения мощных синхронных двигателей. Эти защиты могут выполняться с помощью реле, реагирующих на снижение напряжения, снижение частоты, скорость снижения частоты или изменение направления активной мощности. Применяются и защиты, срабатывающие при одновременном изменении нескольких из перечисленных параметров, например при снижения частоты и изменении направления активной мощности, что свидетельствует об отключении питающего источника [18].
Полное время от момента отключения питающего источника до момента срабатывания защиты по снижению частоты определяется по формуле (4-24). Для современных синхронных двигателей мощностью до 12 МВт при коэффициенте загрузки не менее 0,6 время снижения частоты при выбеге до частоты срабатывания реле, например 48,5 Гц, составляет tс.ч <= 0,75 С; при частоте срабатывания реле 48 Гц tс.ч <= 1 с. Для малонагруженных двигателей tC 4 может оказаться большим, особенно при относительно малой мощности нагрузки. Если такой режим возможен, это следует учитывать при расчете. Значение tPB в формуле (4-24) зависит от типа реле частоты. При использовании ранее выпускавшихся реле тина ИВЧ-011 и ИВЧ-3 tPB =0,3 - 0,5 с.
Определение полного времени срабатывания делительной защиты tДЗ по формуле (4-24) необходимо для расчета времени действия АПВ питающих линий, времени ожидания АВР, а также замедления отключения автоматических отделителей на соседних отпаечных подстанциях. Последнее требуется для предотвращения отказа автоматики отделителя (реле РТБ) из-за подпитки места КЗ (при повреждении в трансформаторе и включении короткозамыкателя) синхронными двигателями других подстанций, подключенных к этой же линии, после отключения питающего источника. Опасны также случаи, когда ток подпитки меньше тока возврата реле РТБ в схеме автоматики отделителя, но больше допустимого тока отключения для данного типа отделителя. Необходимое замедление автоматики отделителя (АОД)


где tДЗ определяется по формуле (4-24); Δ t = 0,5 с.
Например, для приведенных выше параметров и загрузки синхронных двигателей при частоте срабатывания реле делительной защиты 48,5 Гц ожидаемое время срабатывания этой защиты: tДЗ = tс.ч + tPB + tO.B < =0,75 + 0,3 + 0,1 = 1,15 С. И тогда согласно выражению (4-26) tАОД >= 1,5 с. Такое замедление действия автоматики отделителей на переменном оперативном токе достигается установкой часового механизма реле времени в приводе короткозамыкателя. При расчете по формуле (4-26) предполагается, что защита поврежденного трансформатора действует на включение короткозамыкателя без замедления (газовая, дифференциальная защиты или токовая отсечка) и защита питающей линии (с обеих сторон при двустороннем питании) также действует без замедления одновременно или сразу же после включения короткозамыкателя. Если защита питающей линии может действовать с замедлением (например, с временем второй ступени tIIс.з.ВЛ), то


Собственное время включения короткозамыкателя в выражениях (4-26) и (4-27) не учитывается, поскольку реле времени автоматики отключения отделителя пускается только после включения короткозамыкателя.
Время действия АПВ питающей линии в этих случаях должно дополнительно отвечать условию


где t0 од - собственное время отключения отделителя (около 0,7 с); Δ t = 0,4 - 0,5 с. Для приведенного примера tАПВ >= 1,5 + 0,7 + 0,5 = 2,7 с. При необходимости учета условия (4-27) tАПВ возрастет на величину tIIс.з.ВЛ (или tIIIс.з.ВЛ).
Для линии с двусторонним питанием время действия АПВ выбирается по условиям (4-27) и (4-28) раздельно для обоих концов.

В заключение необходимо отметить, что все необходимые функции делительных защит, рассмотренные выше, реализованы в современных цифровых реле (терминалах).

4-5. Расчеты экономических обоснований автоматизации распределительных сетей

Методика расчета экономического эффекта автоматизации сетей. Ущерб, нанесенный потребителям при прекращении электроснабжения, убытки, связанные с заменой или ремонтом поврежденного электрооборудования, а также затраты на мероприятия по повышению надежности электроснабжения являются экономическими категориями. Поэтому в общее понятие надежности электроснабжения следует включить особую категорию, называемую экономикой надежности электроснабжения. В данной главе рассматриваются не все вопросы экономики надежности электроснабжения, а в основном те, которые связаны с ущербом у потребителей, возникающим в результате перерыва электроснабжения. Это соответствует рекомендациям СИГРЭ, в которых предлагается оценивать надежность электрических сетей по стоимости ущерба у потребителей от возможного недоотпуска электрической энергии. То есть из всех убытков, причиненных аварией, выбран тот. который возник у потребителя, потерявшего электропитание. Очевидно, что это не только наибольший, но наиболее реально ощутимый убыток, который энергоснабжающая организация должна возместить потреби телю ‘"живыми деньгами”.
Вот один из подтверждающих примеров. В 1990 г. в г.Чикаго (CША) из-за пожара на подстанции группа потребителей не получала электроэнергию в течение трех суток. По иску потребителей суд обязал энергокомпанию возместить потребителям причиненный ущерб в размере 4 млн. долларов! Об ущербе самой энергокомпании, вызванном необходимостью ремонта, в информации не упоминается, т.к., по- видимому, общественность это мало интересует.
Таким образом, следуя рекомендациям СИГРЭ и других авторитетных международных организаций, предлагается методика для ориентировочного определения экономического эффекта Э, полученного благодаря предотвращению ущерба у потребителей Эy средствами автоматики,  на установку которых произведены определенные затраты 3. Учитывая, что затраты производятся единовременно, но экономический эффект будет действовать в течении некоторого времени, например, 8 лет (как было принято в СССР), необходимо произведенные затраты условно разнести на принятое число лет JI.
Экономический эффект, следовательно, определяется по выражению (4-29) и он, разумеется, должен быть положительным:


Выражение (4-29) наглядно связывает величину затрат на автоматизацию с экономическим эффектом от предотвращения ущерба у потребителей благодаря этой автоматизации. При этом надо подчеркнуть, что экономический эффект автоматизации электрических сетей, подсчитанный по этому выражению, не учитывает
дополнительную экономию средств, которая затрачивается на обслуживание неавтоматизированной сети, в том числе на поиск повреждения, на расследование аварийных ситуаций и т.п.
Методика определения экономического эффекта автоматизации сетей по (4-29) пригодна для оценки целесообразности приобретения как одного устройства, повышающего надежность электроснабжения и уменьшающего ущерб от недоотпуска электроэнергии, так и комплекса устройств, как для одной линии, так и для сетевого района.

Для практического использования выражения (4-29) необходимо в первую очередь произвести оценку стоимости ущерба у потребителей, возникающего в результате перерыва электроснабжения, и попытаться предложить какое-то среднее значение стоимости ущерба, приемлемое для ориентировочных технико­экономических расчетов в современных российских условиях. В СССР было опубликовано много материалов на эту тему, но к сожалению, по известным причинам они . устарели. В официальной, действующей в России Методике расчета экономического ущерба от нарушений в работе энергетического оборудования, выпущенной РАО “ЕЭС России” в 1995 г. (МТ-34-70-001-95), в п. 1.3.3 сказано, что “ущерб, нанесенный потребителям энергии в случае технологического нарушения, приводящего к прекращению или ограничению энергоснабжения, учитывается отдельной составляющей экономического ущерба в виде платежей на возмещение убытков потребителям согласно условиям в коммерческих договорах, заключенных между энергоснабжающими организациями и потребителями энергии”. Возможно, что упомянутые условия на практике могут быть существенно различными, однако в примере расчета, приведенном в этом документе на стр. 20. указано, что "согласно коммерческим договорам энергосистемы с потребителями энергии для возмещения убытков потребителю при отключении и ограничении электроснабжения предусмотрены платежи в размере:
в режиме внезапного отключения - в тройном размере средней цены на электроэнергию.
Появление этого чрезвычайно низкого значения стоимости возмешения ущерба потребителю можно объяснить лишь правом монополиста, каким является РАО “ЕЭС России”. Еще в 1984 году в известной книге “Энергосистема и потребители электрической энергии” ее автор П.И. Головкин (Мосэнерго) отмечал, что для некоторых обследованных отраслей промышленности ущерб более чем в 100 раз превышает стоимость 1 кВт-ч, оплачиваемого промышленным предприятием! Он же приводит английские данные 1967 г., согласно которым средний ущерб для промышленных предприятий Англии от внезапного перерыва электроснабжения примерно в 60 раз превышает среднюю отпускную цену за 1 кВт-ч электроэнергии. При сегодняшней стоимости 1 кВт-ч в России эти пропорции сохраняются.
Оценка ущерба у потребителей из-за перерыва электроснабжения (по советским и зарубежным материалам). Ущерб у потребителей, возникший из-за прекращения электроснабжения, как правило, зависит от продолжительности восстановительных работ по возобновлению электроснабжения и нормальной работы потребителя электроэнергии. Рассмотрим, как оценивается стоимость этого ущерба в разных странах. При этом надо отметить, что оценка ущерба может производиться либо по результатам обработки фактических данных о последствиях аварий в энергосистемах, либо путем обследования большого числа потребителей, (см. выше стр. 36).
По зарубежным данным (1991 г.) стоимость удельного ущерба у потребителей в долларах США за 1 кВт Кu в зависимости от времени перерыва электроснабжения Тu в часах для разных стран имеет различные значения. Часть этих зависимостей показана для примера на рис.4-12 (Германия), 4-13 (Англия), 4-14 (США), 4-15 (Швеция).


Для удобства сравнения средних значений удельной стоимости ущерба у потребителя Кu в USD/кВт в зависимости от времени перерыва электроснабжения Тu в часах эти значения сведены в таблицу 4-1.


Время Тu, час Страна

0,5

1

2

8

Г ермания

10

12

15

40

Англия

10

30

70

-

США

4

5

10

40

Швеция

10

12

15

40

Как видно из рис.4-12 - 4-15 при меньших значениях времени перерыва электроснабжения Тu средние значения ущерба могут быть меньше, чем при Тu = 0,5 часа. В зарубежных публикациях приводятся значения удельной стоимости ущерба в USD/кВт также для случаев автоматического восстановления электроснабжения, когда время восстановления Тu выражается в секундах (таблица 4-2).

Таблица 4-2


Время Тu, с
Страна

Менее
2

о

4

36

360

Г ермания

 

2

2,5

3

4,5

Англия

ущерба

1,5

2

3,5

7

США

нет

0,8

1

2

2,7

Швеция

 

1,5

2

3,5

6,5

Анализируя данные таблицы 4-2, можно сделать выводы о целесообразности использования следующих коммутационных аппаратов и устройств РЗА для успешного автоматического восстановления электроснабжения в случаях повреждений в электрической сети:

 для отключения неустойчивых повреждений релейной защитой с последующим АПВ (общее время не более 2 с) и предотвращения ущерба у потребителя необходимо использовать выключатель, способный отключать токи междуфазных КЗ, оборудованный современной (цифровой) защитой, обеспечивающей быстрое и селективное отключение КЗ; в большинстве случаев восстановление электроснабжения менее чем через 2 с не приведет к существенному ущербу у потребителя;

 для восстановления питания большинства потребителей с временем выше 2 с и до 4 с можно использовать более дешевые коммутационные аппараты - выключатели нагрузки, которые отключают устойчиво поврежденный участок в бестоковую паузу после отключения КЗ головным выключателем; электроснабжение всех остальных потребителей, кроме отключенного выключателем нагрузки, будет восстановлено с помощью АПВ головного выключателя (однократного или двукратного); при этом, несмотря на автоматическое восстановление электроснабжения, потребители могут предъявить требования о возмещении ущерба, используя приведенные в таблице 4-2 значения удельной стоимости ущерба, USD/кBт;

 для уменьшения ущерба у потребителей целесообразно в ряде случаев использовать многократное АПВ (с временем срабатывания последнего цикла в несколько минут), но при обязательном применении “ускорения РЗ после АПВ” (см. выше);

для уменьшения ущерба у потребителей целесообразно активно использовать сетевые АВР и автоматическое секционирование линий.
Оценка ущерба у потребителей в России (СССР). Судя по отсутствию публикаций, в России в настоящее время не ведутся массовые исследования с целью определения ущерба у потребителей от недоотпуска электроэнергии. Последние данные по этой теме приводятся по материалам обследований 1970-х и 1980-х годов. Значение удельного ущерба, возникающего в результате действия защиты и автоматики, равно примерно 6 USD (в среднем).
Значения удельного ущерба для разных отраслей промышленности очень сильно отличаются друг от друга: от 10 USD в химической промышленности до 1,5 USD на 1 кВт в машиностроении. Среднее значение удельного ущерба по всем ранее обследованным промышленным предприятиям (СССР) равно примерно 3,6 USD на 1 кВт.
Далее приводятся значения удельного ущерба при перерыве питания в 1 час для очень разных секторов потребления электроэнергии. Переведя эти значения в современные цены и USD (на 01.08.98), приведем здесь несколько значений удельного ущерба в USD/ кВт-ч (с целью их сравнения между собой):

при добыче нефти - 6,8

при переработке нефти - 25,8

металлургический комбинат - 3,5

глиноземный завод - 16,9

лакокрасочное производство - 11

газокомпрессорные станции - 4,3

коммунально-бытовая (городская) - 4,5

сельское хозяйство - 3.
Если перерыв питания более 1 часа, то к этим значениям надо прибавить удельную переменную составляющую ущерба в USD/ кВт-ч. умноженную на время перерыва питания в часах.
Сравнивая зарубежные данные разных стран начала 1980-х годов и данные начала 1990-х годов, приведенные выше, можно отметить, что значения удельных ущербов из- за недоотпуска электроэнергии имеют тенденцию к росту, по-видимому, по причине роста электровооруженности во всех секторах потребления электрической энергии.
Расчетное выражение для определения среднего значения ущерба у потребителей Эу (в упрощенном виде):


 

где у <ыги>0 - удельный ущерб, т.е. стоимость 1 кВт-ч “недоотпугценной” электроэнергии; Т - время перерыва электроснабжения, час; Р - внезапно отключенная мощность, кВт.
Значения удельного ущерба для различных стран рассмотрены выше и могут быть приняты в расчетах как '‘усредненные” значения. Значения размеров внезапно отключенной мощности и времени перерыва электроснабжения в каждом конкретном расчете должны приниматься конкретные, как и стоимость затрат на автоматизацию конкретной сети. Рассмотрим несколько характерных примеров.
Пример технико-экономического обоснования автоматического секционирования воздушной линии 10 кВ путем установки на одном из ответвлений реклоузера (автоматического выключателя, более дорогой вариант) или выключателя нагрузки ВН, который отключается в бестоковую паузу (более дешевый вариант). При устойчивом коротком замыкании на рассматриваемом ответвлении (рис.4-16) в первом варианте все остальные потребители не теряют питания, во втором - теряют на несколько секунд, необходимых для отключения ВН в бестоковую паузу после отключения головного выключателя линии (ГВ).
Основная цель автоматического секционирования - предотвращение ущерба от недоотпуска электроэнергии. Этот ущерб Эу.с подсчитывается по выражению (4-30) без учета постоянной составляющей (для упрощения):


где У0 - переменная составляющая удельного ущерба па 1 кВтч недоотпущенной электроэнергии, принятая в данном примере равной 6 долларам США за кВт-ч; S1 - суммарная

номинальная мощность всех трансформаторов 10/0,4 кВ, подключенных к рассматриваемой линии BЛ-10 кВ от ее начала до места установки реклоузера (секционирующего выключателя СВ) или выключателя нагрузки ВН, кВ-A; cos φ - коэффициент мощности, принимаемый в среднем 0,8 - 0,85; kодн - коэффициент одновременности (спроса); Т0 - время перерыва электроснабжения из-за устойчивых повреждений, отнесенное к 1 км линии, ч/км; lII- общая длина ответвления после места установки СВ или ВН. км (рис.4-16). Значение T0 было принято в СССР равным 1,2 час/км.


Из выражения (4-30а) видно, что экономический эффект от автоматического секционирования Эу.с будет тем больше, чем больше произведение S <ыги>1 lII.
Приняв для данного примера числовые значения S1 = 500 кВ-A, lII = 35 км. Т0 = 1,2 ч/км, kодн = 0,5, получим Эу.c = 50 тыс. долларов США.
Допустим, что ориентировочная стоимость автоматического реклоузера с его установкой также равна 50 тыс. долларам США. Но эти затраты следует разложить на несколько лет, например, 8 лет (принятый срок окупаемости). Тогда по выражению (4- 29) экономический эффект определяется как положительный:


Надо отметить, что отечественный СВ типа реклоузер РВА/TEL стоит значительно меньше, чем 50 тыс. долларов.
Вероятность последующих срабатываний установленного СВ или ВН можно определить по значению потока устойчивых отказов (т.е. устойчивых повреждений) на 100 км воздушных сетей 10 кВ в год (7,6 1/год) и принятой в этом примере длине ответвления lII = 35 км:


В течение принятого срока окупаемости 8 лет можно предположить, что установленный реклоузер будет работать более чем 20 раз. При этом предположении будет предотвращен ущерб от недоотпуска электроэнергии указанным в этом примере потребителям на несколько сот тысяч долларов!
Пример технико-экономического обоснования сетевого автоматического резервирования (сетевого АВР) в сочетании с автоматическим секционированием резервируемой BJI 10 кВ. На рис.4-17 приведена часть воздушной сети 10 кВ с двусторонним питанием с нормально отключенным выключателем ВЗ на пункте АВР.

Определим возможный экономический ущерб у потребителей для случая, когда по какой-то причине не предусмотрено автоматическое секционирование, т.е. не установлен секционирующий выключатель В2. При устойчивом КЗ в любой точке общей линии JI1+JI2 (l = 22 км) теряют электропитание потребители с номинальной суммарной мощностьюS = S1 + S2 = 600 + 600 = 1200 кВ А (рис.4-17), т.к. действие АВР при таком КЗ будет неуспешным. Тогда по (4-30а) ущерб у потребителей:


Вероятность устойчивого повреждения на ВЛ-10 кВ длиной 22 км р = 7,6 • 22 / /100 = 1,67 1/год.
По этим данным по меньшей мере один раз в год такое устойчивое повреждение может произойти. На его поиск и ликвидацию может быть затрачено в среднем более 26 часов и ущерб у потребителей составит 76 тыс. долларов. Эта сумма значительно превышает стоимость установки секционирующего выключателя (реклоузера) на этой линии. Поэтому необходимость приобретения и установки пункта секционирования может быть подтверждена соответствующим технико-экономическим обоснованием. Если потребитель не соглашается на перерыв питания продолжительностью в 15-20 с, установка выключателя нагрузки нецелесообразна. При выборе секционирующей ячейки (КРУ) с выключателем, способным отключать токи междуфазных КЗ. необходимо предусмотреть цифровую РЗ, имеющую два набора уставок и функцию переключения реле с одного набора на другой перед включением выключателя ВЗ на пункте сетевого АВР. Поясним такую необходимость. В нормальном режиме питания сети от источника А (рис.4-17) время срабатывания РЗ на головном выключателе В1 должно быть больше, чем у РЗ на В2. а у РЗ на В2 - больше, чем у РЗ на ВЗ.
В случае устойчивого КЗ на Л1 отключается В1 (головной выключатель), происходит его неуспешное АПВ, затем включается ВЗ (АВР), и здесь необходимо обеспечить работу РЗ на В2 с меньшим временем, чем у РЗ на ВЗ. Это может быть выполнено вторым набором уставок РЗ на В2, который должен быть уже задействован.
В результате потребители, подключенные к поврежденной Л1. окажутся обесточенными, но потребители, подключенные к JI2 не потеряют электропитание.
Предотвращенный ущерб у потребителей, подключенных к JI2, определяется по выражению (4-30а):


Вероятность устойчивого повреждения на ВЛ-10 кВ Л1 длиной 10 км в сельской местности 0,76 1/год, т.е. примерно 1 раз в два года. Таким образом, установка секционирующего выключателя окупится примерно за два года. А за 8 лет (период

окупаемости, принятый в СССР) - окупится многократно. К этому надо еще добавить неучтенную нами сумму предотвращенного ущерба у потребителей, подключенных к Л1, в случаях устойчивого КЗ на Л2 при работе сети на рис.4-17 в нормальном режиме:


Вероятность устойчивого КЗ на Л2 длиной 12 км примерно такая же, как для Л1, т.е. примерно 1 раз в 2 года.
В настоящее время вместо КРУ и КРУН для автоматического секционирования и сетевого АВР целесообразнее применять реклоузеры [12].
Дополнительный экономический эффект от использования цифровых реле.
В предыдущих разделах рассматривались методика и примеры определения экономического эффекта от использования цифровых реле (терминалов) для выполнения РЗА распределительных сетей, исходя только лишь из величины предотвращенного ущерба у потребителей, возникшего из-за прекращения электроснабжения. Такой подход к оценке надежности электроснабжения рекомендуется авторитетными международными организациями. Он актуален и для России, где законодательно закреплена материальная ответственность электроснабжающих организаций за надежность электроснабжения.
Однако не будет лишним и дополнительный экономический эффект от использования цифровых реле, который получит электросетевое предприятие путем сбережения затрат при обслуживании цифровых реле по сравнению со значительно более трудоемким и затратным обслуживанием существующих электромеханических реле. Наряду с экономией средств на проведение профилактических проверок релейной аппаратуры, имеет место экономия при расследовании аварийных ситуаций, при определении места повреждения на линиях, при ремонтах электрооборудования, которые тем больше, чем длительнее протекает ток при междуфазном коротком замыкании, на сбор, запись и обработку показаний щитовых измерительных приборов и ведение оперативного журнала дежурным персоналом. Для проектируемых объектов к этому следует добавить значительную экономию средств благодаря отсутствию необходимости сооружения щита управления с мнемосхемой сети, помещения для этого щита, прокладки контрольных кабелей. Уменьшаются затраты на монтаж большого числа отдельных измерительных и фиксирующих приборов, многочисленных реле.
Дополнительный экономический эффект от замены электромеханической РЗА на цифровую РЗА, таким образом, может быть получен в действующем электросетевом предприятии за счет снижения следующих затрат:

  1.  среднегодовые затраты на профилактическое обслуживание (проверки и ремонты) релейной защиты;
  2.  среднегодовые затраты на расследование аварий, связанных с неправильными действиями РЗА;
  3.  среднегодовые затраты на ремонт поврежденного оборудования:
  4.  среднегодовые расходы на сбор, обработку и запись информации о режимах и событиях;
  5.  затраты на поиск места повреждения на линиях электропередачи.

Такой же дополнительный экономический эффект будет получен и в проектируемом электросетевом предприятии в случае применения цифровых устройств РЗА в ячейках КРУ, а также на секционирующих реклоузерах.
Проведем численную оценку первой из этих перечисленных затрат на примере участка электрической сети с 9 ячеками типа К-114 Московского завода “Электрощит”. При использовании электромеханических реле на двух секционирующих пунктах необходимо устанавливать по два комплекта реле с разными уставками срабатывания и устройствами для переключения уставок. Таким образом, при девяти ячейках надо иметь 11 комплектов электромеханических РЗА.

Среднегодовые затраты на профилактические проверки и ремонты одного комплекта электромеханической РЗА линий 6( 10) кВ определяются по Прейскуранту в ценах 1981 г. примерно в 1 тыс.руб., а 11-ти комплектов соответственно в 1 1 тыс. руб. При использовании цифровых реле с постоянным самоконтролем и автоматической или дистанционный сменой уставок (при изменении режима питания) затраты на профилактические проверки оказываются примерно в 10 раз меньше и могут составить лишь 1,1 тыс. руб. Таким образом, затраты на профилактические проверки РЗА в этом примере снижаются на 10 тыс. руб. в ценах 1981 г. или 900 тыс. руб. в сегодняшних ценах. Эта сумма сравнима со стоимостью всех 9 комплектов цифровых реле при примерном сроке окупаемости в 3 года.
Среднегодовые затраты на ремонт поврежденного первичного оборудования могут быть ориентировочно определены по статистическим данным, опубликованным в журнале “Энергетик”, № 1 за 1994 г.: в загородных сетях 6 и 10 кВ (сельские сети, вдольтрассовые электросети трубопроводов, продольные фидера железных дорог и т.п.) ежегодно повреждается 12% КРУ и КРУН. Для рассматриваемого примера электрической сети с 9-ю ячейками КРУ и КРУН количество поврежденных ячеек (шкафов) в год может составлять т = 0,12 • 9= 1 шт. При существующих электро­механических защитах среднее время отключения КЗ составляет 1,2 - 1,4 с, а при наличии АПВ (однократного), но без “ускорения защиты после АПВ”, время прохождения тока КЗ равно 2,5 - 3 с, что во многих случаях превышает время термической стойкости КРУ (КРУН).
Новая ячейка (шкаф) КРУ с вакуумным выключателем и электромеханическими реле (взамен сгоревшей) стоит около 65 тыс. руб., ее капитальный ремонт обойдется примерно в 35 тыс. руб. (в год), в ценах 1997 г.
При использовании таких же ячеек (шкафов) КРУ с цифровой РЗА время отключения КЗ снижается до 0,4 - 0,5 с при условии правильного выбора уставок и использовании “ускорения защиты после АПВ”. Это время отключения КЗ не превышает время термической стойкости ячейки КРУ (КРУН). В относительно редких случаях необходимый ремонт (чистка) будет стоить не более 20% стоимости ячейки, т.е. около 13 тыс. руб. (в год). Таким образом, при использовании цифровой РЗА ежегодная экономия затрат на ремонт (или замену) поврежденного первичного оборудования, в данном примере ячейки (шкафа) КРУ или КРУН, может составить от 65 тыс. руб. за счет предотвращения повреждения до 22 тыс. руб. при относительно небольшом повреждении. За 8 лет (расчетный срок окупаемости нового оборудования) только за этот счет можно сберечь от 520 тыс. руб. до 175 тыс. руб., что позволяет приобрести несколько новых ячеек с цифровыми реле или приобрести цифровые реле для существующих ячеек этой сети. В этом случае будет обеспечено ускорение отключений КЗ, продлен срок службы существующих ячеек и получены другие преимущества от использования цифровой техники РЗА.
Весьма существенный экономический эффект может быть получен благодаря использованию такой особенности цифровых реле, как измерение и запоминание значений токов КЗ. Цифровые реле позволяют дистанционно определить место повреждения на BЛ с достаточно большой точностью, что дает возможность не только сберечь средства для обхода (объезда, облета) поврежденной линии, но, главным образом, уменьшить время перерыва электроснабжения и ущерб у потребителей.
Оценивая экономический эффект от использования цифровых реле в денежном выражении, нельзя забывать и о других положительных факторах, которые проявляются благодаря цифровой РЗА, в том числе, повышение безопасности персонала, обслуживающего электроустановки, приобщение специалистов-электриков к современному аппаратному и программному обеспечению АСУ электроустановок, и в том числе РЗА, повышение культуры эксплуатации и улучшение условий труда работников энергетических предприятий.
Приведенные далее в Приложениях I и II технические данные электрооборудования могут использоваться для ориентировочных расчетов, но должны периодически корректироваться по мере выпуска нового оборудования.

 

 

ПРИЛОЖЕНИЕ I

 

Таблица П1

Конструктивные и расчетные данные неизолированных медных, алюминиевых и сталеалюминиевых проводов


Медный провод (М)

Алюминиевый провод (А)

Сталеалюминиевый провод (АС)

Номи­

Диа­

Актив­

Номи­

Диа­

Актив­

Номи­

Диа­

Актив­

нальное

метр,

ное со­

нальное

метр,

ное со­

нальное

метр,

ное со­

сечение,
мм2

мм

против­
ление,
Ом/км

сечение,
мм2

мм

против­
ление,
Ом/км

сечение,
мм2

мм

против­
ление,
Ом/км

10

3,6

1,79

16

5,1

1,80

25

6,9

1,146

16

5,1

1,13

25

6,4

1,14

35

8,4

0,773

25

6,4

0,72

35

7,5

0,83

50

9,6

0,592

35

7,5

0,515

50

9,0

0,576

70

11,4

0,420

50

9,0

0,361

70

10,7

0,412

95

13,5

0,314

70

10,7

0,267

95

12,3

0,308

120

15,5

0,249

95

12,6

0,191

120

14,0

0,246

150

16,8

0,195

120

14,0

0,154

150

15,8

0,194

185

18,8

0,159

Примечание. Индуктивные сопротивления воздушных линий распределительных сетей находятся обычно в пределах 0,35 - 0,42 Ом/км; для практических расчетов можно принимать 0,4 Ом/км.

Таблица П-2


Средние значения сопротивлений стальных проводов (для приближенных расчетов)

Марка
провода

Среднее значение сопротивления, Ом/км

Марка
провода

Среднее значение сопротивления, Ом/км

активное r

внутреннее
индуктивное
хвн

активное r

внутреннее
индуктивное
хвн

ПС-95

1,7

0,2

Ж-6

9,0

4,6

ПС-70

2,1

0,5

ПСО-5 (Ж-5)

11,0

5,6

ПС-50

3,4

0,8

ПСО-4 (Ж-4)

13,0

5,6

ПС-35

4,5

1,2

ПСО-3,5

17,0

5,6

ПС-25

6,2

1,4

 

 

 

Примечание. Наружное индуктивное сопротивление xн для практических рас­четов принимается равным 0,4 Ом/км.


Таблица П-3

Активные и индуктивные сопротивления трехжильных кабелей с поясной изоляцией


Номиналь­ное сечение
жил, мм2

Активное сопротивление. Ом/км

Индуктивное сопротивление, Ом/км при номинальном напряжении, кВ, равном

алюминия

меди

6

10

35

25

1,24

0,74

0,091

0,099

35

0,89

0,52

0,087

0,095

50

0,62

0,37

0,083

0,09

70

0,443

0,26

0,08

0,086

0,137

95

0,326

0,194

0,078

0,083

0,126

120

0,258

0,153

0,076

0,081

0,120

150

0,206

0,122

0,074

0,079

0,116

185

0,167

0,099

0,073

0,077

0,113

240

0,129

0,077

0,071

0,075

 

Таблица П-4
Сопротивлениемасляных     трансформаторов новых  типов с низшим напряжением 400-230 В (выпускаемых с 1967 г.)


Мощность трансформатора. кВ-А

Высшее напряжение, кВ


приведенное к напряжению 400 В, Ом

Мощность трансформатора, кВ-А

Высшее
напряжение,
кВ


приведенное к напряжению 400 В.
Ом

1. Схема соединений звезда-звезда с

2. Схема соединений треугольник-звезда с

выведенной нейтралью

выведенной нейтралью

25

6 и 10

1,04

400

6 и 10

0,019

40

6 и 10

0,65

630

6 и 10

0,014

63

6 и 10

0,41

1000

6 и 10

0,009

 

20

0,38

1600

6 и 10

0,006

100

6-35

0,26

3. Схема соединений звезда-зигзаг

160

6-35

0,16

с выведенной нейтралью

250

6-35

0,1

25

6 и 10

0,3

400

6-35

0,065

40

6 и 10

0,19

630

6-35

0,042

63

6 и 10

0,12

1000

6 и 10

0,027

100

6 и 10

0,075

 

35

0,0255

160

6 и 10

0,05

1600

6 и 10

0,018

250

6 и 10

0,03

 

35

0,017

 

20 и 35

0,043

Примечание. Для трансформаторов с низшим напряжением 230-127 В указанное в таблице сопротивление должно быть уменьшено в 3 раза.


Cопротивлениямасляных    и сухих трансформаторов
(выпускавшихся до 1967 г.) со схемой соединения обмоток звезда-звезда с выведенной нейтралью с низшим напряжением 400-230 В


Тип трансформатора

Высшее
напряжение,
кВ


приведенное к напряжению 400 В, Ом

1. Масляные трансформаторы

 

ТМ-100

6 и 10

0,27

ТСМА-100

6 и 10

0,26

ТМА-100, ТСМ-100/3 5

35

0,255

ТСМА-160

6 и 10

0,16

ТМ-180, ТМА-180

6 и 10

0,15

ТМ-180, ТМА-180

35

0,14

ТСМА-250

6 и 10

0,104

ТМ-320, ТМА-320

6 и 10

0,085

ТМ-320, ТМА-320

35

0,08

ТМАФ-400, ТМ-400/10-63

6 и 10

0,065

ТМ-560, ТМА-560, ТАМ-560/10

6 и 10

0,05

ТМ-560, ТМА-560

35

0,045

ТМ-630

6 и 10

0,038

ТМАФ-630, TM3-630/10A

6 и 10

0,043

ТМ-750, ТАМ-750/10

6 и 10

0,036

ТМ-1000, ТМАФ-1000, ТМ-1000/10-63, ТАМ-1000/10

6 и 10

0,027

ТМ-1000/35А

20 и 35

0,026

2. Сухие трансформаторы

 

ТС-180/10, ТСЗ-180/10А

6 и 10

0,15

ТС-320/10, ТС-320/10А

6и 10

0,085

ТС-560/10, ТС-560/10А

6 и 10

0,05

ТС-750/10, ТС-750/10А

6 и 10

0,036

ТС-1000/10, ТС-1000/10А

6 и 10

0,027

 

Таблица П-6

Технические данные реле РТВ


Тип реле

Приводы типов ПП-61 и ПП-67

Выключатель типа ВМПП-10

уставка тока, А

потребляемая мощность, В-А, при якоре

уставка тока. А

потребляемая мощность, В-А, при якоре

опущен­
ном

втянутом

опущен­
ном

втянутом

PTB-I
и
PTB-IV

5

44

112

5

35

80

6

36

101

6

40

84

7,5

41

118

7

45,6

95

10

40

113

8

45

92

9

40,5

99

10

46

97

PTB-II
и
PTB-V

10

40

114

10

45

75

12,5

40

114

12

49

80,4

15

44

125

14

53

82,5

17,5

45

125

16

51

80

18

49,5

82,9

20

50

81

PTB-III
и
РТВ-VI

20

37

107

20

44

74,5

25

41

116

22

46

80,5

30

44

126

24

49

85

35

52

142

27

55

88

30

60

96,3

35

70

109

 

Таблица П-7

Сопротивления вторичной обмотки некоторых типов трансформаторов тока в омах


Тип трансформатора тока

nт

Класс
обмотки

r

х

z

ТПЛ-10

5/5-300/5

Р

0,22

0

0,22

0,5

0,18

0,22

0,29

ТВЛМ-10

20/5-600/5

Р

0,24

0,45

0,51

0,5

0,18

0,44

0,47

ТОЛ-10

50/5-300/5

Р

0,166

0

0,166

0,5

0,114

0

0,114

ТВТ-35/10

75/5
100/5

0,02
0,026

0
0

0,02
0,026

ТВТ 35-1

150/5

0,05

0,23

0,23

 

200/5

0,1

0,42

0,42

 

300/5

-

0,15

0,25

0,29

ТВТ-35М

200/5

0,105

0,15

0,183

ТВТ 35-111

300/5

0,158

0,3

0,34

ТФНД-35М

15/5-600/5

РьР2

0,45

0

0,45

ТФЗМ 35Б-1 VI

0,5

0,42

0

0,42

ТВТ-110

100/5
150/5

0,056
0,084

0,21
0,13

0,22
0,16

ТВТ 110-1

200/5

0,11

0,39

0,41

 

300/5

0,167

0,44

0,47

 

400/5

0,222

0,37

0,43

ТФНД-110М

50/5-100/5

РьР2

0,45

0

0,45

0,5

0,33

0

0,33

ТФЗМ 11 ОБ-I VI

 

400/5; 800/5

РьР2

0,52

0,39

0,65

 

0,5

0,5

0

0,5

Примечание. В первой графе в числителе указаны старые, а в знаменателе новые обозначения типов трансформаторов тока по ГОСТ 7746-78.

 

Таблица П-8
Расчетные значения напряжения короткого замыкания (uк, %) на крайних ответвлениях регулируемой обмотки 110 кВ, отнесенные к номинальной мощности трансформатора и напряжениям соответствующих крайних ответвлений, при Δ UРПH = ±16 % (ГОСТ 12965-85)

Sном.тр МВ-А

Значение uк, %, между обмотками

BH-CH

BH-HH

1. Двухобмоточные трансформаторы

6,3

10,58/11,72

10,0

10,49/11,73

16,0

10,09/11,05

25,0

10,44/11,34

40,0

10,35/11,02

63,0

 

2. Трансформаторы с расщепленной обмоткой

ТРДН-25

19,4/20,4

ТРДН-40

18,84/20,12 (uк.ср=20%)

3. Трехобмоточные трансформаторы

6,3

9,94/11,07

17,08/18,28

10,0

10,75/11,77

17,68/19,04

16,0

10,11/11,28

17,14/18,57

16,0

 

25,0

9,95/10,78

17,49/18.30

40,0

9,95/11,05

18,22/18,85

40,0

Примечания. 1. Для всех указанных трансформаторов Uном.ср = 115 кВ; Uном.мин =96,6 кВ (при Δ UРПH = - 16 %), Uном.макс =133,4 кВ (при Δ UРПH=+16 %); значения напряжения короткого замыкания при среднем напряжении регулируемой обмотки (115 кВ) uк.ср =10,5 %, или (17 — 17,5 %).

2. В числителе указаны значения uк.мин, соответствующие Δ UРПH = —16 %; в знамена­теле - uк.макс, соответствующие Δ UРПH = +16 %.

3.  Значения uк между обмотками СН и НН примерно 6 или 6,5% независимо от напряжения (ответвления) регулируемой обмотки ВН.


Таблица П-9
Расчетные значения напряжения короткого замыкания на крайних ответвлениях регулируемой обмотки 35 кВ, отнесенные к номинальной мощности трансформатора и напряжениям соответствующих крайних ответвлений, при Δ UРПH = ±9 % (ГОСТ 11920-85)


Sном.тр MB’А

Положение
ответвлений

Uном ответвлений, кВ

uк, %

 

Крайнее -

31,85

6,85

1-2,5

Среднее

35,00

6,50

 

Крайнее +

38,15

6,00

 

Крайнее -

31,85

8,6

4 и 6,3

Среднее

35,00

7,5

 

Крайнее +

38,15

7,0

 

ПРИЛОЖЕНИЕ II

 

 

 

 

 

 

 

23 Октябрь, 2014              16122              ]]>Печать]]>
0 / 0 ( Нет оценки )

Добавить комментарий

Ваше имя

Текст

Контрольный вопрос

Dвa pлюs тpi ? (цифрой)

Вверх страницы