17.3. Пример расчета обратно-зависимых время-токовых характеристик защит электрической сети напряжением 10 кВ

На рис 17.7 приведена принципиальная электрическая схема распределительной сети напряжением 10 кВ, которая питается от подстанции напряжением 110/10 кВ, на которой установлены силовые трансформаторы мощностью по 40 МВА. В табл. 17.1 приведены значения токов КЗ, возникающих в СЭС на различных её ступенях.

Таблица 17.1

Токи КЗ	Место точек расчета короткого замыкания
	Г	В	Б	А
Максимальный ток трехфазного КЗ , кА	8,68	7,23	6,72	20,55
Минимальный ток двухфазного КЗ , кА	6,01	5,44	5,06	16,8
Ток однофазного КЗ на землю , кА	–	–	–	19,4

Примечание. Рассматриваемые в примере устройства защиты (на схеме они не показаны) получают информацию о токовых нагрузках защищаемых участков СЭС от трансформаторов тока ТА1–ТА9 и своими выходами через электромагниты отключения YAT связаны с выключателями Q1–Q7. Все токи нагрузки и КЗ, уставки по току и времени в расчётах будем привязывать к номерам выключателей Q1–Q7.

Рис. 17.7. Принципиальная схема электрической сети напряжением 10 кВ

Максимальный рабочий ток трансформатора Т1 подстанции напряжением 110/10 кВ принят из условия послеаварийной перегрузки К_З.П = 1,6, а коэффициент самозапуска (пиковый ток) на всех степенях – К_СЗП = 1,3. Соответственно, по выключателю Q1 и установленной здесь защите протекают максимальный рабочий I_{РАБ.МАКС.Q1} и пиковый I_ПИК.Q1 токи (значения токов показаны в табл. 17.2). Максимальный рабочий ток секционного выключателя Q2 принят равным I_{РАБ.МАКС.Q2} = 0,7∙ I_{РАБ.МАКС.Q1} вводного выключателя Q1.

Высоковольтный распределительный пункт РП напряжением 10 кВ питается по кабельным линиям КЛ1 и КЛ2, каждая из которых состоит из двух параллельных кабелей сечением по 240 мм². Рабочий ток кабельной линии КЛ1 принят равным длительно допустимому току I_{РАБ.МАКС.Q3} = 2∙I_ДЛ.ДОП = 2∙355 = 710 А двух параллельно включенных кабелей этой линии [ПУЭ, табл. 1.3.16]. Максимальный рабочий ток секционного выключателя Q5 РП принят равным I_{РАБ.МАКС.Q5} = 0,7∙I_{РАБ.МАКС.Q3} кабельной линии. Коэффициент самозапуска на этом уровне СЭС примем равным К_СЗП = 1,5, с учётом этого пиковый ток составит I_ПИК.Q3 = 1065 А и I_ПИК.Q5 = 745 А.

Рабочий максимальный ток кабельных линий КЛ3 и КЛ4 определен из условия, что по ним питаются три ТП, на каждой из которых установлены по два трансформатора с сухой изоляцией типа ТСЛ-1250 мощностью по 1250 кВА с коэффициентом загрузки в послеаварийном режиме К_З.П = 1,0 (см. пример 1, изложенный в разделе16.5) – I_{РАБ.МАКС.Q6} = 3∙ I_{РАБ.МАКС.Т1} = 3∙72,1 = 216,3 А. При коэффициенте самозапуска К_СЗП = 1,8 на этом уровне СЭС будем иметь I_ПИК.Q6 = 389 А.

Исходные последующие расчетные данные сведены в табл. 17.2. Последующие расчетные данные будут сводиться в эту же таблицу.

Рассмотрение и расчёт защит электрической сети напряжением 10 кВ будем вести последовательно снизу вверх, начиная с защит, установленных на стороне высшего напряжения трансформаторов в ТП1–ТП3.

На рис. 17.7 диаграмма селективности выдержек времени срабатывания селективных защит для рассматриваемой СЭС. Селективные токовые отсечки имеет выдержки времени у расцепителя вводного выключателя QF1 на стороне НН трансформатора Т1 t_sd.QF1 = 0,3 с, у защиты на стороне ВН этого же трансформатора – t_sd.Q7 = 0,6 с. На более высоких ступенях системы электроснабжения селективные защиты имеют зависимые от тока выдержки времени, а их уставки по времени t_sd определяются при десятикратных значения тока 10∙I_sd. Их значения последовательно меняются от t_sd.Q6 = 0,9 с на выключателе Q6 до t_sd.Q1 = 2,1 с на выключателе Q1. На вводе в РП защиту рассматривать не будем, поэтому уставка по времени на выключателе Q4 не показана.

1. Защита трансформатора Т1, установленного в ТП1, рассмотрена в примере1 раздела 16.5. Расчеты защит трансформатора Т1 со стороны низшего (автоматический выключатель QF1) и высшего (выключатель Q7) напряжений сведены в табл. 16.2 и 16.3, а карта селективности показана на рис. 16.11.

Таблица 17.2

Место уста-новки защиты (выключатель)	IР.МАКС А	Селективная защита															МТО
		КСЗП	IПИК, А	Isd, А	tsd, А	10∙Isd, А	Тип кри-вой		tС.З, с, при разных I*, А								Ii, А	, кА
									1,1	2	3	6	10	20
Q1	1847	1,3	2401	2825	2,1	28250	SIT	0,705	57,7* 3107	7,1 5650	4,44 8475	2,70 16950	2,10 28250	1,60 56500	1,92	–	16978	6,01	0,35
Q2	1293	1,3	1681	1978	1,8	19780	SIT	0,604	44,3 2176	6,1 3956	3,81 5934	2,32 11868	1,8 19780	1,37 39560	2,75	–	13060	6,01	0,46
Q3	710	1,5	1065	1253	1,5	12530	SIT	0,503	36,9 1378	5,05 2506	3,2 3759	1,93 7518	1,5 12530	1,14 25060	4,34	4,04	10046	6,01	0,6
Q5	497	1,5	745	876	1,2	8760	SIT	0,403	29,6 934	4,05 1752	2,55 2528	1,55 5255	1,2 8760	0,92 17520	5,8	0,88	7728	5,44	0,7
Q6	216,3	1,8	389	458	0,9	4580	SIT	0,302	22 504	3,0 916	2,9 1374	1,15 2748	0,9 4580	0,68 9160	11,05	1,69	1230	5,44	4,42
Q7	72,1	2,2	159	258	–	–	–	–	–	–	–	–	–	–	3,0	–	946	5,06	5,35

* - Примечание. В числителе показано значение времени срабатывания t_С.З в секундах, в знаменателе – ток I в амперах.

2. Защита, установленная на выключателе Q6, к которому подключена магистральная линия (кабели КЛ3– КЛ8), питающая три трансформаторных подстанции ТП1–ТП3. Защиту выполним с помощью микропроцессорного блока типа Sepam S20, выпускаемого компанией Schneider Electric (рис. 17.8). Согласно ПУЭ отходящая от РП линия должна иметь две ступени максимальной токовой защиты (селективную защиту с зависимой или независимой от тока выдержкой времени и мгновенную токовую отсечку) и защиту от однофазных замыканий на землю. Первые две ступени реализуются с помощью функции 51 блока Sepam S20, а защита от ОЗЗ – с помощью функции 51N (см. табл. 15.5).

Рис. 17.8. Защита, отходящей от РП линии

2.1. Селективная защита с зависимой от тока выдержкой времени. Для расчёта её параметров используем положения, изложенные в разделах 17.2.1 и 17.2.2.

2.1.1. Уставка тока срабатывания должна быть отстроена от максимально возможного тока нагрузки – пикового тока I_ПИК (см. выражение 17.1)

2.1.2. Уставка тока селективной защиты на выключателе Q6 должна быть согласована с уставкой тока селективной токовой отсечки нижестоящей защиты на выключателе Q7 (см. выражение 17.2 и пример 1 из раздела 16.5)

Таким образом, за расчётный срабатывания селективной защиты принимаем наибольший из определённых выше токов, т.е. I_sd.Q6 = 458 А.

2.1.3. Уставка времени селективной защиты на выключателе Q6 должна быть согласована с уставкой времени нижестоящей селективной токовой отсечки на выключателе Q7 (см. выражение 17.3 и пример 1 из раздела 16.5)

2.1.4. Коэффициент чувствительности защиты при выполнении ею основной функции определяется при двухфазном металлическом КЗ в конце защищаемой линии КЛ3 перед трансформатором Т1 (рис. 17.7, точка Б) в минимальном режиме [Ч.1, табл. 6.2] и вычисляется по выражению (17.4)

Коэффициент чувствительности защиты при выполнении ею функции дальнего резервирования защиты автоматического выключателя на стороне НН трансформатора проверка определяется по минимальному из двух токов КЗ или за трансформатором Т1 (точка А). В рассматриваемом примере минимальным является ток (см. табл. 17.1)

Проведённые расчёты показывают, что селективная защита имеет достаточную чувствительность как в своей зоне действия, так в зоне резервирования нижестоящей защиты.

2.1.5. Рассчитаем зависимую время-токовую характеристику рассматриваемой селективной защиты. При уставке тока I_sd.Q6 = 458 А кривая должна пройти через точку Q6 с координатами – уставка времени t_sd.Q6 = 0,9 c при токе = 10∙I_sd.Q6 = 4580 А. Выбираем тип характеристики SIT, которая описывается выражениями 15.6 и 15.7 (см. раздел15.3.3) для коэффициент T_MS и времени срабатывания защиты t_sd

.

В рассматриваемом случае точке N соответствует точка Q6. Рассчитаем коэффициент T_MS

Определим время срабатывания защиты t_sd при кратности тока = 1,1

Дальнейшие расчёты точек защитной характеристики сводим в табл.17.2.