Шабад Расчёты РЗА распредсетей 2012

240

Определение вторичных токов защиты сведено в табл. 2.9, причем вторичный ток плеча ВН определяется при Uопт = 104,5 кВ. Вторичный ток плеча НН определяется по полной мощности трансформатора (25 МВ·А) для обеспечения выравнивания МДС в реле при внешних КЗ (как это всегда делается при расчете дифференциальных защит трансформаторов и автотрансформаторов с обмотками неодинаковой мощности). Расчет числа витков обмоток реле РНТ начинается с регулируемой стороны ВН, которая в данном примере является основной, так как имеет больший вторичный ток (табл. 2.9). По выражению (2.43) осн = 100/5 = 20 вит. Для неосновной стороны ННнеосн = 20 3,97/3,84 = 20,6 вит. Для упрощения схемы включения реле РНТ можно принять 20 вит. При этом ток небаланса при внешних КЗ увеличится из-за

составляющей I , которая вычисляется по выражению (2.41):

нб

I = 20,6 20 720 21 А. нб 20,6

Суммарный ток небаланса по условию (2.35) Iнб = 122 + 21 = 143 А. По отношению к ранее выбранному току срабатывания защиты по условию (2.37) 170 А коэффициент надежности отстройки от тока небаланса в выражении (2.36) kн = = 170/143 1,2, что может быть принято, поскольку в расчете (п. 2) приняты максимально возможные значения первых двух составляющих тока небаланса. При одинаковых числах витков для обеих сторон дифференциальной защиты уравнительные обмотки реле РНТ могут не использоваться, а на рабочей обмотке

устанавливается р = 20 вит. (рис. 2.30, б).

Таким образом, расчетный прием выбора уставок дифференциальной защиты с реле РНТ при оптимальном положении регулятора РПН в данном примере позволил

повысить коэффициент чувствительности защиты с 1,47 (п. 2, расчет при среднем положении регулятора РПН) до требуемого значения 2 при токе срабатывания 130% номинального тока трансформатора.

6. Для чувствительного комплекта дифференциальной защиты с реле ДЗТ-11 и выдержкой времени 1 с выбираются числа витков рабочей и тормозной обмоток включенных по схеме на рис. 2.30, б. Для рабочей обмотки по выражению (2.43) р = = 100/3,4 = 29,4 вит. Для повышения чувствительности принимается р = 30 вит. Составляющая тока небаланса по условию (2.41) может быть принята для запаса равной

Можно принять 18 или 24 вит. Увеличение числа витков тормозной обмотки, включенной со стороны НН (рис. 2.30), не снижает чувствительности защиты при КЗ в зоне ее действия и питании места КЗ только со стороны ВН (тормозная обмотка не обтекается током КЗ).

7. Проверка чувствительности дифференциальной защиты при однофазном КЗ на землю на стороне 110 кВ (точка КЗ на рис. 2.30, а), выбор тока срабатывания реле РТБ (при включении трансформатора через отделитель с использованием

241

короткозамыкателя), расчетная проверка трансформаторов тока и проверка возможности применения схемы с дешунтированием ЭО (ЭВ) производится так же, как в предыдущих примерах этой главы.

8. Рассчитываются токи срабатывания максимальных токовых защит с пуском по напряжению. На стороне НН только по формуле (1.1) при kсзп = 1 Iс.з.НН = 1,2

1150/0,8 = 1725 А. На стороне ВН Iс.з.ВН = 1,3 (1725 + 1150) 6,3/115 =205 А,

где kн.с = 1,3, берется из табл. 1.4. Ток срабатывания реле Iс.р = 205 1,73/60 = = 5,9 А. Коэффициент чувствительности 10,3/5,9 = 1,75, где Iр.мин = 10,3 А п. 2 этого примера.

В ряде случаев может потребоваться больший ток срабатывания защиты на стороне НН для выполнения условия (1.4) согласования с защитами предыдущих элементов 6 (10) кв. Это вызовет увеличение тока срабатывания защиты на стороне ВН

и, может быть, недопустимое снижение ее чувствительности. Однако Iс.з.ВН можно не увеличивать, если пусковые органы напряжения этих защит выполнить тремя реле напряжения (рис. 2.11, б), а рабочие уставки выбрать в соответствии с § 2.3.

§ 2.7. Дифференциальная токовая отсечка

«Правила» [1] допускают применение на трансформаторах мощностью до

25 МВ А дифференциальной защиты с обычными реле тока (например, типа РТ-40), отстроенными по току срабатывания от бросков тока намагничивания и переходных значений тока небаланса, если при этом обеспечивается требуемая чувствительность. Достоинствами такой защиты, называемой дифференциальной отсечкой, является меньшая стоимость и меньшая сложность при наладке, чем у защиты с реле серий РНТ

Большой ток срабатывания является главным недостатком дифференциальной отсечки. Дифференциальная отсечка применяется довольно редко и только в тех

случаях, когда ее kч 2. Практически это возможно, если вторичные номинальные токи плеч защиты отличаются друг от друга на несколько процентов и если максимальный и минимальный токи КЗ за трансформатором близки по значению.

Пример 13. Определяется возможность применения дифференциальной отсечки на трансформаторе 4 МВ·А, (35 ± 2 2,5%) кВ/10,5 кВ (рис. 2.31). Токи

трехфазного КЗ в максимальном и минимальном режимах одинаковы и равны 680 А, приведенным к напряжению 35 кВ.

Решение. 1. Определяются первичные и вторичные номинальные токи в плечах дифференциальной защиты. При коэффициентах трансформации трансформаторов

тока, указанных на схеме (рис. 2.31), они примерно равны: в плече ВН (35 кВ) 3,8 А, в плече НН (10 кВ) 3,67 А. Расчет рекомендуется оформлять таблицей, как в предыдущих примерах.

242

Рис. 2.31. Схема дифференциальной защиты трансформатора к примеру 13. Ток КЗ приведен к напряжению 35 кВ

2.Определяется первичный ток небаланса по выражениям (2.35), (2.39) и (2.40).

Ввыражении (2.39) коэффициент, учитывающий переходный режим, принимается

kапер = 2. Третья составляющая тока небаланса (при отсутствии специальных устройств для выравнивания вторичных токов)

3. Определяется первичный ток срабатывания дифференциальной отсечки: а) по условию (2.36) отстройки от тока небаланса Iс.з 1,3 193 = 250 А; б) по условию (2.37), в котором kн = 3 4, или по условию (2.57):

Iс.з = (3 4) Iном.тр = 196 264 А. Принимается Iс.з = 264 А.

4. Коэффициент чувствительности определяется по вторичным токам: по табл. 2.1

Iр.мин = 1,5 680/30 = 34 А; по формуле (1.6) Iс. р = 264 3 /30 = 15,2 А; по (2.38) kч(2) = 34/15,2 = 2,23 > 2.

Надежность несрабатывания дифференциальной отсечки проверяется после наладки защиты путем пятикратного включения трансформатора под напряжение.

5. Производится расчетная проверка трансформаторов тока в соответствии с указаниями §1.5; в том числе проверка надежности работы реле типа РТ-40 при КЗ на

стороне ВН трансформатора в зоне действия дифференциальной отсечки (f 50%).

______________

243

Глава третья

РАСЧЕТЫ ЗАЩИТ ОДИНОЧНЫХ ЛИНИЙ 35 И 110 кВ

§ 3.1. Токовая отсечка и максимальная токовая защита одиночных линий 35 и 110 кВ

Основные условия расчета. Основные условия расчета максимальных токовых защит и токовых отсечек, изложенные в главе 1, справедливы и для линий 35 и 110 кВ

без ответвлений и с ответвлениями. В выражении (1.1) коэффициент самозапуска kсзп определяется по суммарному току самозапуска нагрузки всех трансформаторов, подключенных к защищаемой линии и ко всем следующим (по направлению тока) линиям того же напряжения. Для этого в расчетной схеме все нагрузки, подключаемые к каждому трансформатору, представляются сопротивлениями обобщенной или бытовой нагрузки, приведенными к рабочей максимальной мощности трансформатора. Высоковольтные двигатели учитываются отдельно.

В условии согласования чувствительности защит число n может обозначать также количество параллельно работающих трансформаторов 35 (110) кВ, подключенных к рассматриваемой линии. Наибольшую трудность представляет согласование по току и времени токовых защит линии 35 кВ и предохранителей трансформаторов ответвлений подобно тому, как это имеет место на ВЛ 6 и 10 кВ. Имеются особенности в согласовании по чувствительности максимальных токовых защит линий с предыдущими максимальными токовыми защитами трансформаторов, имеющими пуск по напряжению (пример 3).

Условия (1.11) и (1.12) выбора селективных и неселективных токовых отсечек

также сохраняются. Отсечки с выдержкой времени 0,4 1с широко применяются на линиях 35 кВ. В ряде случаев они позволяют существенно уменьшить время срабатывания и линейных защит, и защит трансформаторов 110, 220 кВ, питающих линии 35 кВ.

Примеры расчета токовой отсечки и максимальной защиты одиночных линий З5 и 110 кВ с ответвлениями

Пример 1. Выбираются уставки трехступенчатой токовой защиты 5 одиночной ВЛ 35 кВ Л1 (рис. 3.1). Защита выполнена на аналоговых реле.

Решение. Рассчитываются токи трехфазного КЗ в точках К1 К9. Точки К2 и К5 расположены на серединах линий Л1 и Л2 соответственно. Для упрощения расчетов сопротивление питающей системы принято неизменным. Все токи приведены к напряжению 35 кВ.

Рассчитывается селективная отсечка без выдержки времени (5-1) по следующим условиям.

1. По условию (1.11) отстройки от трехфазного короткого замыкания в точке К3, т.е. в месте ответвления Б к трансформатору, защищенному плавкими предохранителями, например типа ПСН-35, Iс.о.5-1 kн Iк(3)3 = 1,2 1020 = 1220 А, где

kн = 1,2 1,3 при выполнении отсечки с реле типа РТ-40.

244

Рис. 3.1. Схема (а) и графическое определение зоны действия токовой отсечки (б) к примеру 1.

Токи приведены к напряжению 35 кВ

2. По условию отстройки от бросков тока намагничивания всех трансформаторов 35 кВ, питающихся по линии Л1,

Iс.о.5-1 (3 4) Iном.тр = (3 4) 59,5 180 240 А, где

Iном.тр = (1000 + 1600 + 1000) / ( 3 35) = 59,5 А.

Определяется коэффициент чувствительности токовой отсечки при КЗ в месте ее установки в наиболее благоприятном по условию чувствительности режиме: при трехфазном КЗ kч = 1500/1220 = 1,23 > 1,2, при двухфазном КЗ kч = 1,06. Наряду с

этим определяется зона действия отсечки (рис. 3.1, б), которая составляет около 35% длины линии при трехфазных КЗ. Отсечка является достаточно эффективной.

Проверяется возможность выполнения неселективной отсечки без выдержки времени, отстроенной от КЗ в конце защищаемой линии Л1, ток срабатывания которой по условию (1.11):

Iс.о 5-1 kн IK4(3) = 1,2 900 = 1080 А.

245

Убеждаемся, что при этом отсечка надежно отстроена от бросков тока намагничивания трансформаторов и от тока КЗ за трансформатором подстанции Б на ответвлении.

Проверяется возможность успешного АПВ линии при КЗ в трансформаторе подстанции Б, для чего определяется время плавления (tпл) плавкой вставки с Iвс.ном = 75 А предохранителя типа ПСН-35 при расчетном токе, равном Iс.о/(1,3 1,4)800 А. По типовым характеристикам ПСН-35 tпл 0,04 с. Общее время отключения линии при действии отсечки не менее 0,1 с, следовательно, при необходимости неселективная отсечки может быть использована в сочетании с АПВ линии. Зона действия неселективной отсечки охватывает 55% длины линии.

Рассчитывается ток срабатывания отсечки 5-2 с выдержкой времени 0,5 с по условию согласования чувствительности с мгновенными защитами 2 и 3, а также с предохранителями 4 предыдущих элементов:

1. При согласовании чувствительности с отсечкой 3 трансформатора учитывается ток нагрузки неповрежденных элементов (двух трансформаторов подстанций Б и Г по

1 МВ А каждый):

Iс.о 5-2 kн.с (Iс.о 3 + Iраб. макс Б,Г) = 1,25(380 + 33) = 520 А,

где kн.с = 1,25; Iс.о 3 = 380 А (рис. 3.1).

Если трансформатор оборудован дифференциальной защитой, то ток срабатывания отсечки с tс.о = 0,5 с выбирается по условию отстройки от КЗ за трансформатором.

2. Отсечка 2 на линии Л2 выполнена на индукционном реле типа РТ-85 и имеет ток срабатывания, выбранный по условию отстройки от КЗ за трансформатором подстанции Г (точка К7): Iс.о 2 kн Iк7 = 1,6 190 = 305 А. По условию согласования с этой отсечкой, так же с учетом нагрузки, как и в п. 1, ток срабатывания отсечки Л1:

Iс.о 5-2 kн.с (Iс.о 2 + Iраб. макс Б,В) = (1,3 1,4)(305 + 43) = 450 490 А,

Iрасч = 490 А/1,3 обеспечивает отключение КЗ в трансформаторе подстанции Б через

t = tпл + tгор = 0,2 + 0,15 = 0,35 с.

Для создания необходимой ступени селективности следует либо увеличить время срабатывания отсечки 5-2 до t 0,9 с, либо увеличить ее ток срабатывания. Принимается tс.о 5-2 = 0,9 с при Iс.о 5-2 = 490 А (рис. 3.2). Коэффициент чувствительности, определенный при двухфазном КЗ в конце линии Л1 более 1,5.

Рассчитывается максимальная токовая защита 5-3. Для выбора тока срабатывания по условию (1.1) необходимо определить значение коэффициента kсзп. Если среди потребителей питаемых подстанций нет промышленных предприятий и крупных механизированных ферм, птицефабрик и т.д., то можно, по аналогии с расчетом защиты линий 6 и 10 кВ в сельскохозяйственных районах считать kсзп 1,2 1,3. В иных случаях коэффициент kсзп вычисляется приближенным методом. В данном примере kсзп = 1,8, Iраб. макс = Iном.тр = 59,5 А и по условию (1.1) Iс.з 5-3 = 146 А.

246

По согласованию чувствительности Iс.з 5-3 kн.с(Iс.з 2 + Iраб.максБ,В) = (1,3 1,4)(100+

+ 43) = 185 200 А, где kн.с = 1,3 1,4.

Время срабатывания защиты 5-3 должно быть выбрано на ступень t большим, чем время срабатывания предыдущей защиты 2, соответствующее току срабатывания защиты 5-3. Характеристика t = f(I) защиты 2 при этом должна быть сдвинута вправо на величину тока Iраб. макс Б,В (кривая 2' на рис. 3.2). Очевидно, что при выбранном выше Iс.з 5-3 = 200 А пришлось бы принять tс.з 5-3 3,6 с, что недопустимо, поскольку tс.з 6 = 2,7 с. Поэтому выбираются Ic.з 5-3 = 300 А и tc.з 5-3 = 2,2 с, для которых

обеспечивается ступень селективности t с предыдущей защитой 2 с учетом тока нагрузки неповрежденных предыдущих элементов (подстанций Б и В). При выбранном Ic.з коэффициент чувствительности защиты 5-3 в основной зоне (точке К4) равен 2,5, а

в зоне резервирования (К6) 2, что соответствует требованиям «Правил» [1]. 3а трансформаторами КЗ не резервируются, что допускается [1].

Рис. 3.2. Карта селективности к примеру 1 (расчетная схема на рис. 3.1). Токи приведены к напряжению 35 к В

Сравнивая уставки второй и третьей ступеней максимальной защиты линии Л1, можно отметить, что эти ступени дополняют друг друга: отсечка 5-2 ускоряет

отключения КЗ на линии, а максимальная защита 5-3, имея меньший ток Ic.з, выполняет функции резервной защиты. Защиту 6 (рис. 3.2) можно выбрать с tc.з 6 = 1,4 с (вместо 2,7 с), если согласовать ее по току со второй ступенью защиты 5

(490 А).

Производится расчетная проверка трансформаторов тока защиты 5 в объеме § 1.5: 1. Проверка на 10%-ную погрешность до дешунтирования ЭО. Определяется кратность k10 при токе срабатывания той ступени, которая надежно защищает всю линию: k10 = 1,1 490/150 = 3,6. По кривой предельных кратностей для трансформаторов тока типа ТВД-35 МКП при nт = 150/5 определяется значение zн. доп = = 1,2 Ом. Для двух последовательно включенных обмоток zн. доп = 2,4 Ом. Фактическая расчетная нагрузка трансформаторов тока для двухфазной схемы защиты

(неполная звезда) zн. расч = 2rпр + zр.ф + zр.обр + rпер = 2 0,29 + 0,215 + 0,005 + 0,1 =

= 0,9 Ом. Сопротивление реле, включенных в фазный провод, складывается из

247

сопротивлений промежуточного реле РП-341, токового реле времени РВМ-12 (0,1 Ом каждое) и трех токовых реле РТ-40 (для запаса принимается утроенное сопротивление

реле третьей ступени 3 0,5/102 = 0,015 Ом, где 0,5 В А потребляемая мощность реле. Таким образом, zр . ф = 0,215 Ом. Сопротивление одного токового реле, включенного в обратный провод, zр.обр = 0,005 Ом. Сопротивление алюминиевых проводов при длине 40 м и сечении 4 мм2 равно 0,29 Ом. Поскольку расчетная нагрузка оказалась меньше допустимой, полная погрешность трансформаторов тока до дешунтирования ЭО не превышает 10%.

2. Для проверки чувствительности ЭО определяется действительная погрешность трансформаторов тока в режиме после дешунтирования ЭО. При токе надежного

срабатывания ЭО предельная кратность k10 = 1,8 5 30/150 = 1,8. По той же кривой

z ЭО = 0,8·58/52 =1,85 Ом, где S = 58 В·А потребляемая мощность ЭО (реле

РТМ), 5 А ток срабатывания ЭО (РТМ), 0,8 коэффициент, учитывающий, что расцепление механизма привода выключателя при срабатывании реле РТМ происходит раньше, чем сердечник реле поднимется до упора и сопротивление реле

станет равным 58/52 = 2,3 Ом (при верхнем положении сердечника). После дешунтирования ЭО zн.расч = 0,9 + 1,85 = 2,75 Ом, что меньше допустимого (3,4 Ом) и, следовательно, и f меньше 10%; kч ЭО = 0,865 900 / 5 30 = 5 >1,8 при КЗ в конце защищаемой линии Л1, 4 при КЗ в конце резервируемой линии Л2, но меньше 1 при двухфазных КЗ за трансформаторами подстанций Б, В, Г со стандартными схемами соединения обмоток (по табл. 2.4 kу = 2). В целом максимальная токовая защита 5 не резервирует КЗ за указанными трансформаторами, что вынужденно допускается [1].

Расчетная проверка надежной работы контактов реле РТ-40 при КЗ в начале линии показали, что реле всех ступеней защиты 5 будут работать надежно.

Пример 2. В этом примере без подробного расчета показываются возможности использования токовых отсечек без выдержки и с выдержкой времени для общего снижения уставок по току и по времени защит в сети 35 кВ (рис. 3.3, а). При небольших уставках по току целесообразно использовать максимальные защиты с зависимой характеристикой на реле РТ-85, которые значительно проще выполняются, чем защиты с независимой характеристикой, на переменном оперативном токе и, кроме того, более удачно сочетаются с плавкими предохранителями трансформаторов 35 кВ.

На карте селективности (рис. 3.3, б) построена расчетная характеристика плавкой вставки с Iвс.ном = 50 А предохранителя ПСН-35 (сдвинутая вправо на 20 % по отношению к заводской защитной характеристике). Ступень селективности между характеристиками 1 и 2 обеспечивается при всех практически возможных токах КЗ на стороне 35 кВ трансформатора. Однако при малых токах КЗ, в случаях повреждения внутри трансформатора иногда может иметь место неселективная работа защиты линии 35 кВ. Селективность действия защит 2, 3, 4 обеспечивается при всех возможных значениях токов КЗ (рис. 3.3, б). При согласовании уставок защит 3 и 2, а также 4 и 3 учтены токи нагрузки неповрежденных элементов соответствующих подстанций, как и в предыдущем примере.

248

Рис. 3.3. Схема сети (а) и карта селективности (б) к примеру 2. Токи приведены к напряжению 35 кВ

Пример 3. Выбираются уставки только максимальной токовой защиты на линии 110 кВ Л1 + Л2 (рис. 3.4, а). Уставки селективной токовой отсечки выбираются так же, как в примере 1, уставки защиты нулевой последовательности как в примере 7. Сопротивления элементов в омах, отнесенных к напряжению 110 кВ, приведены ниже:

Система, макс/мин (задано)………………………………………. 12/16

ВЛ 110 кВ Л1 25 км, АС-120……………………………………..6,7 + j10 ВЛ 110 кВ Л2 20 км, АС-120……………………………………..5,4 + j8

Трансформаторы подстанций Б и В………………………………170/110

Сопротивления трансформаторов вычислены по формулам (2.8) и (2.7) с учетом

РПН ( UРПН = 10%).

Решение. Вычисляется приближенным методом коэффициент самозапуска kсзп с учетом того, что на подстанциях Б и В обобщенная нагрузка (промышленная), для которой х*нагр = 0,35. Схема замещения представлена на рис. 3.4, б. Сопротивление

нагрузки (при Sраб.макс = Sном.тр) определяется по выражению (2.15): х1 = х4 = 375 Ом, приведенным к напряжению 110 кВ.

Относительно небольшие активные сопротивления линий не учитываются. Производятся преобразования схемы замещения: х 8 = х 1 + х2 + х3 = 375 + 110 + 8 =

= 493 Ом, х9 = х4 + х5 = 375 + 110 = 485 Ом; х10 = х8//х9 = 493 · 485/(493 +

+ 485) = 244 Ом; хэ = х10 + х6 + х7 = 244 + 10+ 12 = 266 Ом.

Ток самозапуска в соответствии с формулой (2.13):

Iсзп = 110 000/( 3 266) = 239 А.

249

Определяются минимальные напряжения на шинах 10 кВ подстанций Б и В в начале самозапуска. Для этого производится токораспределение в схеме замещения

(рис. 3.4, б):

Uмин Б,100 = 3 Iсзп х10 = 3 239 244 = 101 000 В.

Токи самозапуска через трансформаторы: подстанции Б:

Iсзп Б = 101 000/( 3 485) =121 А;

подстанции В:

Iсзп В = 101 000/( 3 493) =118 А;

для проверки Iсзп = 121 + 118 = 239 А.

Рис. 3.4. Расчетная схема (а) и схема замещения (б) к примеру 3. Сопротивления приведены к напряжению 110 кВ