Зони каскадної дії

Як відомо, струм у поперечному диференціальному захисті дорівнює різниці струмів обох паралельних ліній, що зменшується по мірі віддалення точки короткого замикання від місця установки захисту. У деякій зоні (зоні каскадної дії), що розташована на протилежному кінці лінії, струм у пускових реле менший від їхнього струму спрацьовування, тому захист не діє до моменту вимкнення короткого замикання з протилежного боку. Зона каскадної дії у частках довжини лінії для кожного захисту обчислюється за формулами

де І⁽²⁾_к.з.Б, І⁽²⁾_к.з.А - струми двофазного короткого замикання на межі каскадної дії з боку шин Б для захисту А, з боку шин А для захисту Б.

Наближено l_каск.А та l_каск.Б обчислюють за струмами короткого замикання відповідно на шинах Б та А в мінімальному режимі систем. Точніший розрахунок може бути виконаний графічно або одним додатковим наближенням розрахунком струмів короткого замикання на межах зон, обчислених за струмами короткого замикання на шинах А і Б.

За ПУЕ зона каскадної дії не регламентується, очевидно тому, що при К’_ч.т≥2 вона не може перевищувати 30% довжини лінії за будь-яких параметрів мережі.

Слід зазначити, що якщо загальна довжина коротких замикань, що каскадно ліквідуються,

то у середній частині лінії з’являється ділянка, при короткому замиканні на якій жоден із захистів не приходить у дію. Описане недопустиме, тому необхідно мати l_{каск.заг}≈0,6 l (враховуючи коротке замикання через перехідний опір).

За умовою задачі

Зона відмови реле напряму потужності через мале значення струму при короткому замиканні на другому кінці лінії менша від зони каскадної дії струмового пускового органу, тому що напруги, що підводяться до реле напряму потужності, досить великі в цих режимах і завжди чутливіші від пускових струмових реле.

Приклад. Добрати уставки дистанційних захистів 1 і 2 радіальної ділянки мережі 10 кВ, частина якої зображена на рис. 21.17. Опір ділянок лінії Л1 z_І=4 Ом; z_II=12 Ом; лінії Л2 z_III=4 Ом; z_VI=6 Ом. У ремонтних режимах до ліній Л1 і Л2 може підключатися лінія ЛЗ з опором z_Л3=5 Ом. Максимальне значення робочого струму ліній: Л1 - 50 А, Л2 - 40 А.

Розв’язання. 1. Розраховується опір спрацьовування захисту 2 за такими умовами:

1) (1 - 31) z_С.32 ≥ 1,5 z_Л2 = 15 Ом;

2) (1 - 31а) z_С.32 ≥ 1,2 (z_Л2 + z_Л3) = 18 Ом;

3) (1 - 31δ) z_С.32 ≥ 1,2 (z_ІІІ + z_тр.2) = 1,2 (4+18) = 26,4 Ом, де z_тр.2 = =45/0,25 = 18 Ом при потужності трансформатора S_ном = 0,25 МВ∙А або 250 кВ∙А;

4) (1 - 32а) z_С.32 ≤ 3000/40 = 75 Ом.

Через те що у цьому прикладі не розглядаються узгодження чутливості захисту 2 лінії Л2 із захистом попередньої лінії ЛЗ, можна наперед прийняти z_С.32 = 75 Ом, як забезпечуюче найдовшу зону дії захисту 2.

Рис. 21.17. Розрахунок характеристик дистанційного захисту

2. Враховується коефіцієнт нахилу характеристики захисту 2 за умовами селективності із запобіжниками найпотужнішого трансформатора Тр 2 потужністю 250 кВ∙А:

а) обчислюється струм двофазного короткого замикання у точці К1 /див. рис. 21.17/.

б) з урахуванням опору системи у мінімальному режимі до місця установки захисту 1 (z_С.мін = 1 0м) опір до точки К1 z_К1 = 1+4+12+ 4 = 21 Ом. Струм

в) обчислюється розрахунковий струм І*)

г) час плавлення запобіжників ПК (переддуговий час) з І_ном = 40 А при струмі 190 А t_пл.К1 = 1,1 с за типовою захисною характеристикою.

д) за умовою t_С.32 = z_{III α2} ≥ 2.

е) за умовою α₂ = t_С.32 / z_III = 1,4/4 = 0,35 (кут нахилу характеристики 2 дорівнює 2°)

ж) аналогічно визначаються параметри для точки К₂:

; ;

; ,

що більше максимального часу спрацьовування захисту типу ДЗ-10 і типу КРЗА-С. Отже, при короткому замиканні за трансформатором і у трансформаторі захист живлячої лінії може спрацювати до того, як розплавиться плавкий елемент запобіжника цього трансформатора. Подібна неселективність характерна й при використанні максимального струмового захисту лінії.

3. Розраховується уставка за часом:

що перевищує найбільш можливу уставку захисту за часом. Приймаючи t_у.32 = 6 с, доводиться зменшувати й опір спрацьовування захисту 2, тобто скоротити зону її дії:

При цьому не забезпечується дальнє резервування для трансформатора Тр 2, що змушені допускати. Перевіряється умова при двофазному короткому замиканні у кінці зони дії захисту 2. Струм І⁽²⁾_к.мін=146 А; І⁽²⁾_к.розр=110 А; t_пл > t_у.32 = 6 с.

Таким чином, час плавлення ПК більший за час спрацьовування захисту 2, і при короткому замиканні у трансформаторі можлива неселективна дія захисту лінії, яку мусять допускати.

4. Опір спрацьовування реле при

п_т = 50/5; п_н=10000/100∙z_с.р=19∙10/100 =1,9 Ом,

що знаходиться у межах допустимих уставок захисту DЗ (0,1...8 Ом) і КРЗА-С (0,5...10 Ом).

5. За мінімального значення струму через захист 2 при короткому замиканні у кінці його зони дії (z_к = 36 Ом), що дорівнює 146 А (або 14,6 А, зведеним до реле) забезпечується точна робота захисту, оскільки її мінімальний струм точної роботи може дорівнювати 5 або 10 А.

6. Розраховується опір спрацьовування захисту 1 за такими самими умовами, що і в п. 1 даного прикладу: z_С.31 ≥ 1,5∙16 =24 Ом;

z_С.31 ≥ 1,2∙(16 + 10) = З1 Ом; z_С.31 ≥ 1,2∙(4 + 28) = 38 Ом; z_С.31 < 3000/50 = =60 Ом.

Крім того, за умовою узгодження чутливості з дістанційним захистом 2z_С.31 ≤ 0,85∙(16 + 19) = ЗО Ом. Приймається z_С.31 = ЗО Ом, що забезпечує захист лінії Л1 резервування захисту лінії Л2, але не забезпечує резервування захисту (запобіжників) трансформатора Тр 1.

7. Розраховується коефіцієнт нахилу характеристики α₁ захисту 1.

а) За умовою селективності із запобіжниками типу ПК трансформатора Тр 1 потужністю 160 кВ∙А при короткому замиканні на його виводах 10 кВ аналогічно п. 2 даного прикладу обчислюються опір до місця короткого замикання z_к = 5 Ом; струм І⁽²⁾_к.мін = 1050 А; розрахунковий струм І⁽²⁾_к.розр =800 А; час плавлення запобіжника ПКТ-10-20 z_пл.К1 = 0,01 с. За умовою

(при цьому кут нахилу характеристики дорівнює 6°).

б) За умовою селективності із попереднім захистом 2 при короткому замиканні у місці його установки

Приймається попереду більше значення α₁ (α = 0,1), що менше від α₂ = 0,35. Тому селективність має забезпечуватися при короткому замиканні у кінці зони дії захисту 1

(характеристика 1 на рис. 21.17,в).

в) За двофазного короткого замикання у кінці зони дії захисту 1 (z_к = =z_к.мін + z₁ +0,9 z_с.31 = 1 + 4 + 27 = 32) І⁽²⁾_к.мін = 164 А; І⁽²⁾_к.розр = 124 А; при цьому струмі t_пл = 0,6 с < t_у.31 = 4,8 с; тобто селективність захисту лінії та запобіжників Тр 1 забезпечується і при короткому замиканні у трансформаторі потужністю 160 кВ∙А. Але якщо потужність цього трансформатора дорівнюватиме 250 кВ∙А, час плавлення запобіжника ЛКТ-10-40 при такому самому розрахунковому струмі понад 10 с і селективність між захистом лінії та запобіжником при короткому замиканні у трансформаторі не забезпечуватиметься. Щоб забезпечити селективність і при короткому замиканні у трансформаторі можна збільшити уставку захисту за часом до максимального значення для ДЗ-10. При цьому обчислюється нове значення α₁ = 6/(0,9∙30) = 0,22 і новий кут нахилу характеристики: 12,5° (характеристика 1 на рис. 21.17,а). Проте слід пам’ятати, що збільшення коефіцієнта нахилу характеристики захисту 1 збільшує час вимкнення короткого замикання і погіршує умови узгодження (селективності) з нею наступного захисту живлячого елемента (наприклад, трансформатора 110/10 кВ або 35/10 кВ). Оскільки у даному прикладі це не розглядається, приймаємо для захисту 1 α₁ = 0,22; t_у.31 = =6 с; зберігаючи z_с.31 = ЗО Ом (характеристика 1 на рис. 21.17,а).

8. Опір спрацьовуванню реле захисту 1 при п_т = 75/5 і п_н = =10000/100, що знаходиться в межах уставок дистанційних захистів типу ДЗ-10 і КРЗА-С.

9. Мінімальний струм короткого замикання через захист І⁽²⁾_к.мін=164 А (див. вище) або 11 А, зведений до струму реле, що більше від струму точної роботи дистанційних захистів цих типів.

10. Перевіряються трансформатори струму. При цьому слід враховувати, що опір пристрою типу КРЗА-С разом з блоком живлення складає 2,4 Ом при номінальному струмі 5 А; близько 1,6 Ом при струмі 10 А; 1,3 Ом при струмі 15 А. Розрахунковий струм, за якого похибка трансформаторів струму не повинна перевищувати 10% приймається рівною струму короткого замикання І⁽³⁾_к.макс у кінці зони дії захисту.

11. Оформлюються результати розрахунку, креслиться карта селективності, яка особливо важлива при різних коефіцієнтах нахилу характеристик узгоджування захистів ( ).Складаються завдання на налагодження захистів.

12. Добір уставок для випадку, коли наступний захист - дистанційний типу ДЗ-10, а попередній - максимальний струмовий із залежною характеристикою на реле РТЗ або РТ-80. Опір спрацьовування наступного дистанційного захисту І обирається за умовами забезпечення чутливості та відстроювання від режимів перевантаження, а також за умовою узгодження чутливості із попереднім струмовим захистом 2:

де U_ф=6060 8 - фазова напруга для мережі 10 кВ; К_н=1,3....1,4 _ коефіцієнт надійності, що враховує зменшення зони дії струмового захисту 2 при двофазних коротких замиканнях порівняно з трифазними (приблизно на 15%) та можливі неточності налагодження та роботи реле (приблизно 15% при виконанні захисту 2 на реле РТ-80 і приблизно 20% на реле РТВ). Узгодження здійснюється при металічному короткому замиканні:

де U_м.ф=10500 В - міжфазна напруга; К_н=1,1...1,2 - коефіцієнт надійності, що враховує тут тільки можливі неточності налагоджування та роботи реле. І_с.32 - струм спрацьовування попереднього максимального захисту 2, А; Z_с.мін - опір живлячої системи (у мінімальному режимі) до місця установки наступного дистанційного захисту І, Ом.

Уставка за часом дистанційного захисту 1 t_у.31 і коефіцієнт нахилу її характеристики α₁ обираються з умови забезпечення селективності із запобіжниками 10 кВ найпотужніших трансформаторів, підімкнених до лінії, і забезпечення селективності з попереднім максимальним струмовим захистом 2. З карти селективності з попереднім максимальним струмовим захистом винно, що ступені селективності між захистами 1 і 2 мають бути забезпечені при короткому замиканні в двох характерних точках: у місці установки захисту 2 ∆t₁ і в кінці зони дії захисту 1 ∆t₂. Для цього необхідно визначити t_у.32 при струмах двофазного короткого замикання у цих точках:

Дія кожної з двох точок обчислюються значення α₁, захисту 1:

де ∆t₁ і ∆t₂ мають прийматися залежно від типу реле, а також від того, в якій частині характеристики струмового захисту 2 відбувається узгодження. За більшим з цих двох коефіцієнтів α₁ визначається уставка за часом захисту 1:

Побудова в осях опору z - час характеристики струмового захисту 2t= f(І) при двофазному короткому замиканні здійснюється перерозрахунком кількох точок цієї характеристики:

де U_ф= 6060 В для мережі 10 кВ; коефіцієнт 1,15 враховує зниження чутливості струмового захисту при двофазному короткому замиканні порівняно з трифазним; І₃ - струм через захист, А; z_С.мін - опір живлячої системи в мінімальному режимі до місця установки наступного дистанційного захисту 1, Ом; z_Л1 - опір магістральної ділянки наступної лінії, Ом.