Шабад Расчёты РЗА распредсетей 2012

120

Рис. 1.42. Расчетная схема (а) и схема замещения (б) для расчета тока самозапуска смешанной нагрузки к примеру 22

Коэффициент самозапуска kсзп = 1820 / 500 = 3,65, где Iраб.макс 500 А по условию примера.

Минимальное остаточное напряжение на секции II в начале самозапуска:

Uмин = 3 1820 1,63 = 5130 В, или 85% Uном.

Выбирается Iс.з максимальной токовой защиты на выключателе 3 (и аналогично на выключателях 1, 2 и 4, так как нагрузка секций принята одинаковой). В соответствии

с выражением (1.1) Iс.з 3 1,2 3,65 500 / 0,8 = 2730 А. С учетом возросшего тока нагрузки соседней секции из-за понижения напряжения при АВР (k н = 1,8 принят условно) следует принять большее значение Iс.з на выключателе 3: Iс.з 3 1,2 (3,65

500 + 1,8 500) / 0,8 = 4087 А (пояснения см. в § 1.1).

121

Для уточнения значения тока срабатывания защиты 3 при АВР рассчитывается суммарный ток самозапуска через защиту 3 в момент подключения к секции III полностью заторможенной нагрузки секции II (в результате работы АВР на СВ). В этом расчете сопротивление нагрузки секции III, не терявшей питания, уменьшается в 2,5 раза: xн = 6300 / ( 3 500 · 2,5) = 2,91 Ом. Эквивалентное сопротивление нагрузок секций II и III, включенных параллельно: xэ = 1,63 2,91 / (1,63 + 2,91) = = 1,04 Ом. Суммарный ток самозапуска:

Iсзп.сум = 6300 / [1,73 (0,1 + 0,278 + 1,04)] = 2570 А.

Ток срабатывания защиты 3, рассчитанный таким образом, равен Iс.з 3 1,2

2570 / 0,8 = 3850 А.

Окончательно выбирается Iс.з 3 = 3850 А. Проверяется, что чувствительность защиты 3 в основной зоне обеспечивается (коэффициент чувствительности при двухфазном КЗ на секции III равен 2,16), но повреждения за относительно

маломощным трансформатором 630 кВ А, и тем более 100 кВ А, не резервируются что вынужденно допускается «Правилами» [1].

Рассмотренные методы приближенного расчета токов при самозапуске электродвигателей выше 1000 В и обобщенной нагрузки широко используются при выборе токов срабатывания максимальных токовых защит питающих элементов.

На параллельных кабельных линиях для селективного отключения поврежденной линии могут быть использованы продольная дифференциальная защита, поперечная дифференциальная защита или максимальная направленная защита. Последняя получила большее распространение, поскольку она дешевле и может применяться при любом числе параллельно работающих линий.

Максимальная направленная защита устанавливается на приемных концах параллельных линяй (рис. 1.43, а). При коротком замыкании на одной из них, например на Л1, только на этой, поврежденной, линии, направление мощности (тока) КЗ совпадает с направлением действия направленной защиты 1, что обеспечивает быстрое отключение поврежденной линии с приемного конца, а затем (каскадно) и со стороны питания.

Возможно каскадное действие и направленной защиты, если КЗ происходит вблизи питающей подстанции ЦП (рис. 1.43, б). Ток КЗ через направленные защиты при этом пойдет только после отключения выключателя поврежденной линии со стороны питания.

Если на питающих концах нет быстродействующей отсечки, такое каскадное действие несколько увеличивает общее время ликвидации КЗ, и это должно учитываться при выборе уставок защит питающих элементов (последующих) путем некоторого увеличения ступени селективности.

122

Рис. 1.43.Схема, поясняющая отключения КЗ максимальными токовыми защитами параллельных линий: а КЗ на середине одной из линий;

б КЗ вблизи источника питания; 1 направленные защиты; 2 ненаправленные защиты

Направленные защиты в городских сетях выполняются часто на переменном оперативном токе. Схема защиты показана на рис. 1.44. В качестве пусковых реле могут устанавливать реле типа РТ-80, так как при этом не требуется отдельного реле времени и, кроме того, может быть использована отсечка (электромагнитный элемент), срабатывающая мгновенно при близких КЗ.

Рис. 1.44. Схема токовых цепей (а) и вторичных цепей промежуточных (дешунтирующих) реле РП1, РП2 типа РП-341 (б) максимальной токовой

направленной защиты с дополнительной, ненаправленной ступенью:

РТ1, РТ2 реле токовые типа РТ-80 направленной защиты; РТЗ, РТ4 то же ненаправленной ступени; РМ1, РМ2 токовые обмотки реле направления мощности; РУ1, РУ2 реле указательные; ЭО1, ЭО2 электромагниты отключения выключателя

123

Недостатком направленных защит является наличие «мертвой» зоны при близких металлических трехфазных КЗ, когда напряжение снижается до нуля. При установке реле направления мощности типа РБМ-171, обладающих высокой чувствительностью, длина мертвой зоны обычно составляет лишь несколько процентов длины кабельной линии. Однако индукционные реле РБМ характеризуются известными недостатками: восприимчивостью к форме кривой тока, выражающейся в уменьшении зоны надежной работы реле из-за вибрации контактов; явлением «самохода»; восприимчивостью к механическим и атмосферным воздействиям; большими габаритами. Статические (микроэлектронные) реле направления мощности РМ-11 имеют преимущества перед реле РБМ-171 в части «мертвой» зоны (меньше), габаритов (меньше), допускают большие погрешности ТТ (менее «критичны» к форме кривой тока). Могут использоваться и новые цифровые (микропроцессорные) реле, предназначенные для работы на подстанциях с переменным или постоянным оперативным током.

При расчете уставок направленных защит параллельных кабельных линий необходимо обеспечивать несрабатывание этих защит при КЗ в питающей сети, когда по кабелям могут проходить к месту КЗ достаточно большие токи, генерируемые двигателями нагрузки. При отсутствии крупных синхронных двигателей эти токи относительно быстро затухают и поэтому направленную максимальную защиту

выполняют с замедлением 0,3 0,5 с, что обеспечивает ее отстройку от внешних КЗ. Ток срабатывания направленной защиты без замедления (отсечки) необходимо выбирать по условию отстройки от максимального тока, посылаемого двигателями нагрузки к месту внешнего КЗ в начальный момент времени. При выполнении на

Рис. 1.45. Схема участка кабельной сети к примеру 23: 1, 2, 4, 5 ненаправленные максимальные защиты;

3 направленные максимальные защиты

124

подобных линиях направленной зашиты с дополнительным контролем направления мощности в параллельной линии [1], такой отстройки не требуется, поскольку при внешнем К3 защиты на обеих параллельных линиях не могут сработать. Подобные схемы защиты рекомендуются, например, для параллельных линий питающих подстанции с крупными синхронными двигателями.

Пример 23. Рассчитываются уставки защит на двух параллельно работающих кабельных линиях 6 кВ (рис. 1.45). Уставки защит предыдущих элементов 1 и 2 известны и указаны на схеме. Для согласования принимается наиболее высокая характеристика защиты 1.

Решение. Рассчитываются уставки направленной защиты 3, выполненной по схеме на рис. 1.44 (без ненаправленной ступени). Уставки одинаковы для обеих линий.

Ток срабатывания пусковых реле типа РТ-80 этой защиты отстраивается от максимального рабочего тока линии, который в аварийных условиях отключения одной

из параллельных линий может кратковременно составлять до 130% длительно допустимого тока кабеля [1]:

где Iдл.доп = 300 А для кабеля АСБ-3 150.

При коэффициенте трансформации трансформаторов тока 400/5 ток срабатывания реле Iс.р = 7,3 А. Принимается уставка 8 А (реле РТ-81/1), и тогда Iс.з = 640 А.

Проверяется коэффициент чувствительности защиты в условиях КЗ у шин питающей подстанции (ЦП1), когда защита 4 на питающем конце уже сработала и отключила выключатель (рис. 1.46):

Iк = Uф / (zс + 2zкаб) = 3600 А,

где zс, zкаб сопротивления системы и кабельной линии; k(2)ч = 0,865 3600 / 640

5 > 1,5.

Время действия защиты принимается равным 0,5 с при 600% Iс.з.

Рис. 1.46. Расчетная схема для согласования чувствительности максимальных защит 4 и 3 к примеру 23

125

Отсечка (электромагнитный элемент) реле РТ-81/1 направленной защиты 3 настраивается на ток срабатывания Iс.о 4Iс.з = 2500 А. Это составляет примерно 6,5Iраб.макс для маловероятного режима работы одной из параллельных линий (с перегрузкой) и 13Iраб.макс при нормальном режиме работы двух параллельных линий. Если принять, что максимальный ток, генерируемый асинхронными электродвигателями нагрузки в начальный момент КЗ в питающей сети, приближенно находится в пределах:

то коэффициент надежности отстройки отсечки от этого тока составляет для нормального режима:

kн = I с.о / I к = 12,5 / (2,3 4,5) 5,4 2,8,

что вполне достаточно.

Для маловероятного режима одиночной работы кабельной линии (с перегрузкой)

kн 2,8 1,45.

При КЗ вблизи РТП1 (рис. 1.45) в нормальном режиме ток через направленную защиту 3 равен примерно 0,5 Iк в точке К1 (2750 А), но при некотором удалении места КЗ от шин РТП1 отсечка становится неэффективной. Однако при КЗ у шин питающей подстанции ЦП1 после отключения выключателя защитой 4 отсечка 3 вновь становится эффективной (Iк = 3600 А) и обеспечивает быстрое отключение поврежденного кабеля. Таким образом, несмотря на каскадное действие защит поврежденного кабеля, общее время ликвидации КЗ увеличивается лишь на малое время действия направленной отсечки 3.

Если отсечка оказывается нечувствительной в таком режиме, следует при выборе времени действия защиты 5 питающего элемента (рис. 1.45) принимать tс.з 5 tс.з 4 +

+ tс.з 3 + t.

Для реле направления мощности типа РБМ-171 определяется длина мертвой зоны (в километрах) при близких металлических трехфазных КЗ по выражению [3]:

где Sс.р.мин минимальная мощность срабатывания реле РБМ при токе Iр = Iк(3) / nт; Iк(3) ток, проходящий по линии при трехфазном КЗ на границе мертвой зоны; поскольку ток Iк(3) неизвестен (зависит от длины мертвой зоны), то для упрощения его заменяют током КЗ у приемного конца линии, в месте установки направленной защиты;= (90° н) угол, дополняющий н до 90° ( н угол полного сопротивления цепи напряжения реле, для РБМ-171 равен 45°); ( р угол сдвига между вектором тока Iр и

вектором напряжения Uð (угол положительный, если ток Iр отстает от напряжения

Uр ).

Для принятой в качестве типовой 90-градусной схемы включения реле мощности [3]: р = к − 90°, где к угол полного сопротивления линии, определяемый как

В рассматриваемом примере: = 90° − 45° = 45°;

126

nт = 400 / 5 = 80; nн = 6000 / 100 = 60; из рис. 1.45 Iк(3) = 0,5 Iк1(3) = 2750 А.

При токе Iр = 2750 / 80 = 35 А, или 7Iном, где Iном номинальный ток реле мощности (5 А), минимальная мощность срабатывания реле РБМ-171 не должна превышать более чем в семь раз мощность срабатывания при Iр = Iном = 5 А, которая равна 4 В А при угле максимальной чувствительности 45°. Таким образом, для

заданных условий Sс.р.мин = 4 7 = 28 В А.

Подставляя все известные величины в выражение (1.30), определяем длину

Длина мертвой зоны, составляющая несколько процентов длины защищаемой линии, считается допустимой.

Для статического реле направления мощности типа РМ-11 принцип действия которого основан на сравнении фаз двух электрических величин (тока и напряжения), длина мертвой зоны определяется его чувствительностью по напряжению, т.е.

напряжением срабатывания Uс.р:

где Uс.р = 0,25 В по данным завода-изготовителя; kн коэффициент надежности,

принимаемый в пределах 1,5 2; остальные обозначения такие же, как в выражении

(1.30).

Для условий этого примера при kн = 1,5 lм.з = 60 · 0,25 1,5 / (0,22 2750) = = 0,037 км, или 1,5% длины линии. При kн = 2 lм.з = 0,05 км, или 2% длины линии.

Проверяется возможность применения схемы (рис. 1.44) с дешунтированием ЭО аналогично примеру 4.

Рассчитываются уставки защит 4 со стороны подстанции ЦП1 (одинаковые для обеих линий). По условию (1.1), для аварийного или ремонтного режима отключения

одной из линий при значениях kн = 1,2; kв = 0,8 и kсзп = 2,2 определяется ток срабатывания защиты 4 Iс.з 4 1,2 2,2 1,3 300 / 0,8 1300 А. По условию согласования защиты 4 с направленной защитой 3 соседней параллельной линии при

КЗ на ней (рис. 1.46) ток срабатывания защиты 4 Iс.з 4 kн.с (Iс.з 3 + Iраб.макс) = (1,3

1,4) (640 + 1,3 300) = 1340 1440 А.

Ток нагрузки РТП1 ( Iраб.макс) учитывается в предположении, что при КЗ у шин

ЦП1 напряжение на шинах 6 кВ РТП1 не снижается ниже (0,6 0,7) Uном и нагрузка продолжает потреблять нормальный рабочий ток (рис. 1.46).

127

Коэффициент чувствительности защиты 4 проверяется по току двухфазного КЗ на шинах РТП1 при работе обеих кабельных линий (рис. 1.45):

kч(2) = 0,5 0,865 5500/ 1350 = 1,76 >1,5,

где Iс.з 4 = 1350 А при Iс.р = 1350 / 150 = 9 А (реле РТ-81).

Время действия и характеристика защиты 4 выбираются по условиям согласования с защитой 3 при работе двух кабелей или с защитой 1 при работе одного

кабеля. Последнее условие здесь, очевидно, будет определяющим при Iс.з 4 = 1350 А. Подбирается характеристика, которая при кратности тока k = Iк.макс / Iс.з 4 = = 5500/1350 4 обеспечивает время срабатывания защиты 4 tс.з 4 tс.з 1 + t = 1,1 +

+ 0,6 = 1,7 с. Принимается характеристика с tс.з 4 = 1,6 с при 800% тока срабатывания (в независимой части). Характеристики защит 1, 3, 4 строятся на карте селективности (рис. 1.47).

Рис. 1.47. Карта селективности к примеру 23 (расчетная схема приведена на рис. 1.45). Токи приведены к напряжению 6 кВ.

Рассчитываются уставки последующей защиты 5 питающего элемента по условию согласования с защитами 4 предыдущих элементов: Iс.з 5 kн.с (nIс.з 4 + Iраб.макс) =

= (1,3 1,4) (2 1350 + 500) = 4150 4500 А, где Iраб.макс ток нагрузки

неповрежденных элементов 6 кВ питающей подстанции ЦП1 (задан равным 500А). Время срабатывания защиты 5 может быть определено лишь после построения так

называемой суммарной характеристики для защит 4 параллельно работающих линий,

которая отражает токораспределение при КЗ на приемной подстанции РТП1, когда через каждую из защит 4 идет ток 0,5Iк а через защиту 5 полный ток Iк плюс рабочий

ток неповрежденных элементов ЦП1 (500 А).

Построение суммарных характеристик для защит с реле РТ-80 (РТВ) производится следующим образом (рис. 1.47): намечается несколько произвольных

128

точек характеристики защиты 4 при работе одной линии, например 2000 А – 5,5 с;

2500 А – 3,5 с; 3000 А – 2,6 с; 3500 А – 2,1 с и т. д. (эти точки отмечены на

рис. 1.47). Затем значения токов увеличиваются в два раза, а время срабатывания сохраняется без изменения. По новым точкам: 4000 А – 5,5 с; 5000 А – 3,50,

6000А – 2,6 с и т.д., строится суммарная характеристика 4 (рис. 1.47). При параллельной работе трех одинаковых линий для построения суммарной характеристики токи следует увеличивать в три раза, четырех в четыре раза и т д.

Для учета тока нагрузки Iраб.макс характеристика 4 сдвигается вправо на значение тока нагрузки ( Iраб.макс = 500 А) и таким образом строится характеристика

4 (рис. 1.47).

Продолжая выбор уставок защиты 5, убеждаемся, что ранее выбранный ток срабатывания Iс.з.5 = 4500 А неприемлем, так как при таком токе следовало бы принять tс.з.5 равным примерно 6 с, чтобы обеспечить необходимую ступень селективности между характеристиками 5 и суммарной 4 . Можно заранее сказать, что такое время срабатывания слишком велико для сети 6 кВ (обычно на питающих элементах 6 или 10 кВ защита имеет время срабатывания не более 3 с и безусловно требует снижения с помощью новых реле).

Отказываясь от резервирования КЗ на шинах РТП1, подбираем такой ток срабатывания защиты 5, при котором время срабатывания защиты будет примерно 3 с. Принимается Iс.з 5 = 7500 А и tс.з.5 = 2,8 с при t = 0,6 с между характеристиками 5 и 4 . Защита 5 при таких уставках имеет достаточную чувствительность при КЗ на шинах 6 кВ подстанции ЦП1, т.е. в своей основной зоне действия.

Из рассмотренного примера видно, на какие значения могут возрастать уставки максимальных защит питающих (последующих) элементов при параллельной работе отходящих (предыдущих) элементов.

Рис. 1.48. Схема участка сети с защитой «слабой связи» на секционном выключателе 1: I, II cекции подстанции РТП1; 1, 2, 4, 5 ненаправленные защиты;

3 направленные защиты

129

Для снижения уставок максимальных защит питающих элементов в городских сетях: 1) ограничивают число параллельно работающих кабельных линий, используя устройства АВР; 2) секционируют шины на приемных подстанциях, устанавливая на секционных выключателях мгновенную неселективную защиту («слабую связь»), прекращающую параллельную работу при КЗ в сети (рис. 1.48); 3) применяют на питающих концах параллельно работающих линий максимальные защиты с независимыми характеристиками (см. пример 24).

В некоторых случаях, когда защита питающего элемента 5 (рис. 1.48) надежно отстроена от КЗ на приемной подстанции (РТП1) при необходимости можно не считаться с малой вероятностью отказа направленной защиты 3 при КЗ на линии и согласовывать характеристику защиты 5 с характеристикой 4 для одиночно

работающей линии (но с учетом тока Iраб.макс).

В некоторых случаях, когда защита питающего элемента 5 (рис. 1.48) надежно отстроена от КЗ на приемной подстанции (РТП1) при необходимости можно не считаться с малой вероятностью отказа направленной защиты 3 при КЗ на линии и согласовывать характеристику защиты 5 с характеристикой 4 для одиночно

работающей линии (но с учетом тока Iраб.макс).

Пример 24. Для условий примера 23 выбираются уставки защит 4 и 5 при выполнении защит 4 с независимой характеристикой.

Решение. Из предыдущего примера ток срабатывания защиты 4 Iс.з 4 = 1350 А. При этом токе время действия защиты 3 равно 1,1 с. Такое же время действия и у защиты 1. Тогда уставка по времени защиты 4 tс.з 4 tс.з 1 + t = 1,1 + 0,6 =1,7с.

характеристиками при использовании современных электромеханических и полупроводниковых реле времени и при уставках до 3 4 с ступени селективности

могут приниматься равными 0,3 0,4 с. Таким образом, выполнение защит с независимой характеристикой на отходящих линиях (4) позволяет выбрать меньшие уставки по току и времени на питающих элементах (5). Если в примере 23 для защиты 5 надо было принять 7500 А и 2,8 с, то в этом примере: 4500 А и 2,1 2,2 с, что повышает чувствительность защиты и уменьшает время отключения КЗ.

Пример 25. Рассматриваются особенности расчета максимальных защит для участка городской кабельной сети, показанной на рис. 1.49. По сравнению с примером 23 (рис. 1.45) здесь дополнительно установлены ненаправленные максимальные токовые защиты 2, предназначенные для ликвидации КЗ на шинах приемных подстанций (РТП1 и РТП2). Реле этой дополнительной ненаправленной ступени защиты показаны штрихами на рис. 1.44 (реле РТ3 и РТ4).

При расчете уставок характеристика ненаправленной защиты 2 должна быть «вписана» между характеристиками направленной защиты 3 и головной защиты 4. Иначе говоря, при КЗ на соседней параллельной линии необходимо обеспечить согласование по току и по времени защит 2 и 3, защит 4 и 2 (причем уставки каждой из этих защит одинаковы для обеих параллельных линий).

Рассматривая затем КЗ на одной из отходящих линий с защитой 1, необходимо обеспечить согласование по току и по времени защиты 2 (в режиме одиночной работы линии) с защитой 1.