Расчет токов кз

Схема замещения участка распределительной сети приведена на рис. 3.7.2. Расчет токов КЗ выполняем в именованных единицах.

Все сопротивления приводим к напряжению 115 кВ. Токи КЗ также приведены к этому напряжению.

Рис. 3.7.2. Схема замещения участка распределительной сети

1. Сопротивление энергосистемы

6,52 Ом

2. Сопротивление линии W1 при погонном сопротивлении х_уд = 0,4 Ом/км составит

4 Ом.

3. Сопротивление трансформатора Т1

= 138,9 Ом.

4. Сопротивление трансформатора Т3

727,4 Ом.

5. Сопротивление до точки K2

10,52 Ом.

6. Ток КЗ в точке K2

6,32 кА.

7. Сопротивление до точки K3

149,42 Ом

8. Ток КЗ в точке K3

0,445 кА

9. Сопротивление до точки K4

.

Поскольку кабельная линия W3 короткая l_W3 = 0,2 км, имеем соотношение

x_W3 <<.

Поэтому с достаточной точностью можно считать, что

== 0,445 кА.

9. Сопротивление до точки K5

876,82 Ом.

10. Ток КЗ в точке K5

0,076 кА.

Расчет номинальных и максимальных рабочих токов

1. Номинальный первичный ток трансформатора Т1

50,3 А.

2. Номинальный вторичный ток трансформатора Т1

550,5 А.

3. Максимальный рабочий ток линии W1 (W2) определяется по режиму, когда один из трансформаторов Т2 (Т1) отключен. В этом случае оставшийся в работе трансформатор будет перегружен. Для масляного трансформатора средней мощности допустимый коэффициент перегрузки K_П1 = 1,5.

75,45 А.

4. Номинальный первичный ток трансформатора Т3

55 А.

5. Номинальный вторичный ток трансформатора Т3

1445 А.

6. Максимальный рабочий ток линии W3 (W4) определяется по режиму, когда линия W4 (W3) отключена, а оставшаяся в работе линия несет на себе всю нагрузку РП-10 кВ. Учитывая, что распределительные трансформаторы Т3 и Т4 в нормальном режиме могут быть загружены до 90 % (К_загр < 0,9), с учетом нагрузок линий W5 и W6 имеем

I_{раб max W3} = 2К_загрI_Т3ном1 + I_W5 + I_W6 = 20,955 + 20 + 15 = 134 А.

7. Максимальные рабочие токи через секционные выключатели QB1, QB2 и QFB полагаем с запасом равными соответствующим номинальным токам трансформаторов с учетом нагрузок на шинах РП-10 кВ

=550,5 А;

= 55 + 20 = 75 А;

=1445 А.

Расчет релейных защит и автоматики участка

В качестве автоматического выключателя QFB (рис. 3.7.1) выбираем выключатель серии E_max фирмы ABB типа E2B со следующими параметрами:

- номинальный ток I_n1 = 1600 А;

- номинальное напряжение 690 В;

- номинальная отключающая способность 42 кА;

- микропроцессорный расцепитель PR121/p с характеристиками, приведенными на рис. 3.7.3.

Для выключателя QFB в соответствии с исходными данными выбираем характеристику, обозначенную QFB (рис. 3.7.3).

Согласование автомата QF1 (QF2) c автоматом QFB

1. Приводим ток КЗ в точке K5 к напряжению 0,4 кВ

21,85 кА.

2. Определяем кратность тока КЗ по отношению к номинальному току автомата QFB

13,66.

При этой кратности по характеристикам рис. 3.7.3 определяем зону (горизонтальный участок) и время срабатывания автомата t_QFB = 0,8 с.

3. В качестве автоматических выключателей QF1 (QF2) целесообразно выбрать автомат той же серии, что и QFB. Это позволит эффективно согласовать выдержку времени, т. к. фирма гарантирует минимальное время отключения за счет высокой точности времятоковых характеристик микропроцессорных расцепителей. Ступень селективности этих автоматов принимаем Δt = 0,1 с.

Автомат QF1 (QF2) выбираем так, чтобы номинальный ток автомата был бы не меньше рабочего максимального тока, т. е.

,

где 2601 А,

где К_П2 = 1,8 – допустимый коэффициент перегрузки для масляного распределительного трансформатора.

Выбираем автомат серии E_max типа E3N с номинальным током I_n2 = 3200 А и номинальной отключающей способностью 65 кА.

Рис. 3.7.3. Характеристики автоматических выключателей серии E_max фирмы ABB

4. Определяем кратность тока КЗ

6,83.

5. Выбираем время-токовую характеристику таким образом, чтобы во всем диапазоне токов КЗ, особенно при малых их значениях, характеристики не пересекались. При кратности тока K_QF1 = 6,83 время срабатывания автомата QF1 должно быть не меньше, чем

t_QF1= t_QFB + t = 0,8 + 0,1 = 0,9 c.

На рис. 3.7.3 через точку с координатами (K=6,83 и t=0,9 c) проводим прямую, параллельную наклонной части характеристики автомата QFB. Поскольку кратности K_QFB и K_QF1 отличаются в два раза, выбранная характеристика QF1 обеспечит при одном и том же токе КЗ время срабатывания QF1 большее, чем время срабатывания QFB1.

Расчет защит трансформатора Т3 (Т4)

На трансформаторе Т3 (Т4) в соответствии с требованиями ПУЭ устанавливаются две защиты:

- максимальная токовая защита (МТЗ);

- токовая отсечка (ТО).

1. Приводим ток КЗ в точке K5 к напряжению 10,5 кВ

= 0,83 кА.

2. Ток срабатывания токовой отсечки (ТО) на выключателе Q11 (Q12)

I_{сзо Q11} ==1,30,83=1,08 кА.

3. Ток срабатывания МТЗ на выключателе Q11 (Q12)

I_{сз Q11} ==187,6 А.

4. Время срабатывания МТЗ определяем, предварительно выбрав цифровой терминал защиты ТЭМП 2501.

С точки зрения достижения селективности максимальную токовую защиту трансформатора Т3 (Т4) можно не согласовывать с защитой автомата QF1 (QF2), но для удобства эксплуатации лучше провести согласование.

При кратности тока КЗ

К_Т3== 4,42

время срабатывания МТЗ трансформатора Т3 (Т4) должно быть на ступень выше времени срабатывания автомата QF1 (t_QF1 = 0,9 с).

Ступень селективности принимаем Δt = 0,3 с. Из семейства времятоковых характеристик терминала защиты ТЭМП 2501 (см. инструкцию по защите) выбираем такую, чтобы обеспечить

t_Q11 = t_QF1 + Δt = 0,9 + 0,3 = 1,2 с.

Рис. 3.7.4. Семейство характеристик RI-типа терминала защиты ТЭМП 2501

Выбираем характеристику RI-типа (рис. 3.7.4) с тем, чтобы не слишком сильно возрастало время срабатывания при снижении тока КЗ. При кратности тока К_Т3=4,42 и времени срабатывания t_Q11 =1,2 с получаем точку А на рис. 3.7.4.

Из формулы для характеристики RI-типа

, (1)

где k – временной коэффициент от 0,005 до 1;

I – входной ток;

I_пуск – уставка по пусковому току (то же самое, что уставка по току I_уст), для нашего случая вместо I_пуск и I подставляем пропорциональные им значения тока срабатывания защиты и тока КЗ.

Вычислим значение коэффициента k для координат точки A

= 0,343. (2)

Характеристика МТЗ на выключателе Q11 (Q12) определена – это кривая 1(МТЗ Q11) на рис. 3.7.4.

Расчет МТЗ на выключателе QB2

1. Максимальный рабочий ток выключателя QB2 определим как больший из рабочих токов первой и второй секций РП-10 кВ

=75 А.

2. Ток срабатывания МТЗ на выключателе QB2 следует отстраивать от тока срабатывания МТЗ на выключателе Q11 (согласование МТЗ по току)

I_{сз QВ2} = 1,1I_{сз Q11} = 1,1187,6 = 206,4 А.

3. Приводим ток КЗ в точке K4 к напряжению 10,5 кВ

= 4,87 кА.

4. Определяем кратность тока КЗ по отношению к току срабатывания защиты

= 26.

По кривой 1(МТЗ Q11) рис. 3.7.4 определяем время срабатывания МТЗ на выключателе Q11 при кратности K = 26, считая, что время срабатывания при этой кратности равно времени срабатывания при предельной кратности равной 20. С запасом принимаем

t_Q11 = 1,1 с.

5. На выключателе QB2 устанавливаем тот же терминал цифровой защиты ТЭМП 2501. Выбираем времятоковую характеристику RI-типа по условию согласования ее с характеристикой МТЗ на выключателе Q11 (Q12), т. к. из четырех присоединений обеих секций РП-10 кВ МТЗ на выключателе Q11 (Q12) имеет наибольшую выдержку времени (1,1 с). Согласование ведем по точке КЗ за местом установки МТЗ на выключателе Q11. Ток КЗ до этой точки равен току КЗ в точке K4.

6. Время срабатывания МТЗ на выключателе QB2 при КЗ в точке K4 должно быть на ступень селективности выше, чем t_Q11

t_QB2 = t_Q11 + Δt = 1,1 + 0,3 = 1,4 с.

7. Этому времени срабатывания соответствует кратность

=23,6.

Попадаем в независимую часть характеристик (рис. 3.7.4), поскольку кратность К_QB2 > 20.

8. Подставляем в формулу (2) вместо кратности 23,6 предельную кратность 20 и рассчитываем коэффициент k

k = 1,4(0,339 – 0,236·1/20) = 0,458.

Строим кривую 2 (МТЗ QB2) на рис. 3.7.4.

Расчет МТЗ на выключателе Q9 (Q10)

1. Ток срабатывания защиты

=254 А

2. Кратность тока

= 19,2.

3. Попадаем в независимую часть характеристики, поскольку кратность К_Q9  20. Рассчитываем выдержку времени МТЗ на выключателе Q9

t_Q9 = t_QB2 + Δt = 1,4 + 0,3 = 1,7 с.

4. Рассчитываем по формуле (2) коэффициент k

k = 1,7(0,339 – 0,236·1/19,2) = 0,55.

5. На рис. 3.7.4 строим характеристику 3 (МТЗ Q9).

Расчет МТЗ на выключателе Q7 (Q8)

1. Эту защиту по условию селективности можно не согласовывать с МТЗ на выключателе Q9 (Q10), но для удобства эксплуатации это требуется

t_Q7 = t_Q9 + Δt = 1,7 + 0,3 = 2 с.

2. По тем же соображениям удобства эксплуатации согласовываем по току МТЗ на выключателе Q7 и МТЗ на выключателе Q9

= 279,4 А.

3. Кратность тока

17,4.

4. Рассчитываем по формуле (2) коэффициент k

k = 2(0,339 – 0,236·1/17,4) = 0,65.

5. На рис. 3.7.4 строим кривую 4 (МТЗ Q7).

Расчет МТЗ на выключателе QB1

1. Ток срабатывания защиты

1043 А.

2. Кратность тока

4,7.

3. Время срабатывания согласовываем с наибольшим из времен срабатывания всех присоединений обеих секций. Пусть наибольшее время будет t_Q7 = 2 с. Тогда

t_QB1 = t_Q7 + Δt = 2 + 0,3 = 2,3 с.

4. Рассчитываем по формуле (2) коэффициент k

k = 2,3(0,339 – 0,236 · 1/4,7) = 0,66.

5. Кривая 5(МТЗ QB1) строится аналогично другим пунктирным кривым рис. 3.7.4 (практически совпадает с кривой 4 (МТЗ Q7)).

Расчет МТЗ на выключателе Q5 (Q6)

1. Ток срабатывания защиты

1564,7 А;

825,8 А.

2. Время срабатывания МТЗ на выключателе Q5 согласовываем с временем срабатывания МТЗ на выключателе QB1

t_Q5 = t_QB1 + Δt = 2,3 + 0,3 = 2,6 с.

3. Кратность тока

.

4. Рассчитываем по формуле (2) коэффициент k

k = 2,6(0,339 – 0,236·1/3,1) = 0,68.

5. Кривая 6 (МТЗ Q5) строится аналогично другим пунктирным кривым рис. 3.7.4 (практически совпадает с кривыми 4 (МТЗ Q7) и 5(МТЗ QВ1)).

Расчет МТЗ на выключателе Q3 (Q4)

1. Ток срабатывания защиты

157,3 A.

В данной формуле коэффициент 1,1 вводится с целью согласования по току МТЗ на выключателе Q3 с МТЗ на выключателе Q5.

2. МТЗ на выключателе Q3 согласовывается по времени с МТЗ на выключателе Q5

t_Q3 = t_Q5 + Δt = 2,6 + 0,3 = 2,9 с.

3. Кратность тока

= 40,18.

4. Рассчитываем по формуле (2) коэффициент k

k = 2,9 (0,339 – 0,236·1/20) = 0,95.

5. Кривая 7 (МТЗ Q3)строится аналогично другим пунктирным кривым, приведенным на рис. 3.7.4.

Расчет дифференциальной защиты трансформатора Т1 (Т2)

В соответствии с требованиями ПУЭ на трансформаторах мощностью 6,3 МВ·А и выше, работающих раздельно (в нашем случае выключатели QB1, QB2 и QFB отключены) должна быть предусмотрена продольная дифференциальная защита.

Цифровой терминал защиты трансформатора включает в свой состав и дифференциальную защиту. В п. 1.2.9 конспекта подробно изложены сведения о такой защите Sepam с числовым примером расчета. По аналогии с этим материалом проведем расчет дифзащиты трансформаторов.

I. Выбор датчиков тока

1. Датчики тока допускают перегрузку 116%, связанную с работой РПН

I_n > 50,31,16=58,3 А;

I’_n > 550,51,16=638,6 А,

где I_n, I’_n – первичные номинальные токи датчиков тока, установленных на сторонах высшего и низшего напряжений трансформатора Т1 (Т2).

2. Первичные токи датчиков должны находиться в пределах

;

0,1·50,3 = 5,03 А; 2,5·50,3 = 125,8 А;

5,03  I_n  125,8.

0,1·550,5 = 55,05 А; 2,5·550,5 = 1376,2 А;

55,05  I’_n  1376,2.

Стандартные значения

I_n=100 A, I’_n=1000 A.

3. Считая, что бросок тока намагничивания трансформатора Т1 (Т2) составляет 10I_{Т1 ном}, получаем пиковые значения

А;

А.

4. Определяем предельные кратности этих токов по отношению к токам датчиков тока

;

.

Окончательно принимаем к установке датчики тока:

- на стороне ВН: 100/1; 5Р20;

- на стороне НН: 1000/1; 5Р20.

Таким образом, по требованиям фирмы Sheneider Electric для дифференциальной защиты трансформатора Sepam (код ANSI 87T) следует выбрать датчики тока (например, трансформаторы тока) с первичными токами 100 А и 1000 А и вторичным током 1 А. Обозначение 5Р20 означает, что датчики тока имеют погрешность 10% при предельной кратности равной 20.

II. Выбор параметров процентной характеристики защиты

1. При работе РПН относительное изменение дифференциального тока равно

=%,

где x = 0,16 – максимальное отклонение напряжения.

2. Минимальный ток срабатывания складывается из погрешности датчиков тока (10 %), относительного изменения дифференциального тока (19 %), погрешности реле (1 %) и запаса (5 %):

I_ds=10+19+1+5=35 %.

Первый участок характеристики торможения – это, как известно, горизонтальная прямая – устанавливается на уровне 35 %.

По рекомендации фирмы второй участок (наклонный) берется с наклоном также 35%.

Кратность пускового тока равна 10. Если это значение больше, чем 8/=5,67, то выбирается вариант традиционного торможения по гармоникам.

Третий участок характеристики также, как и второй – наклонный, он должен устанавливаться на 70%, начиная с 6I_n1, чтобы обеспечить надежную работу защиты при внешнем КЗ.

3. Уставка дифференциальной отсечки определяется по кратности броска тока намагничивания

.

Торможение по гармоникам:

- уставка по 2-й гармонике – 20% при торможении всех трех фаз;

- уставка по 5-й гармонике – 25% при пофазном торможении.

Расчет защит линий W1 (W2)

На воздушных линиях W1, W2 могут быть установлены следующие виды защит:

- максимальная токовая (МТЗ) от междуфазных КЗ;

- токовая отсечка (ТО);

- максимальная токовая защита нулевой последовательности (МТЗ0).

1. Рассчитываем параметры срабатывания МТЗ от междуфазных КЗ

Ток срабатывания защиты

143 А.

Кратность тока КЗ

.

Время срабатывания МТЗ на выключателе Q1

t_Q1 = t_Q3 + Δt = 2,9 + 0,3 = 3,2 с.

Кратность тока

= 71,3.

Рассчитываем по формуле (2) коэффициент k

k = 3,2 (0,339 – 0,236·1/20) = 1,05.

Так как коэффициент k не может быть больше единицы, принимаем k=1. При этом кривая 8 (МТЗ Q1) совпадет с верхней сплошной кривой рис. 3.7.4.

2. Токовая отсечка не может быть применена, т. к. линия короткая и спад тока КЗ вдоль линии незначительный:

кА, кА.

3. МТЗ нулевой последовательности устанавливается на выключателе Q1 и в случае заземления нейтрали трансформатора Т1 будет основной защитой линии W1 от однофазных и двухфазных КЗ на землю. Защита мгновенного действия, т. к. заземленные нейтрали других трансформаторов оказываются выше по отношению к источнику питания (в энергосистеме). Ниже расположена распределительная сеть 10 кВ с изолированной нейтралью.

Ток срабатывания защиты

I_{сз Q1(0)} = K_н · I_{нб max} ,

где K_н = 1,3 – коэффициент надежности;

I_{нб max} – ток небаланса при трехфазном КЗ в месте установки защиты.

Ток небаланса

510 А,

где К_одн = 0,5 – коэффициент однотипности трансформаторов тока;

f_i = 0,1 – величина погрешности по току трансформаторов тока.

Величина тока срабатывания защиты

I_{сз Q1(0)} = 1,3 · 510 = 663 А.

В заключение следует отметить, что в приведенных расчетах отсутствуют расчеты чувствительности защит. Это объясняется тем, что все защиты работают с настолько большими кратностями тока КЗ, что чувствительности получаются также значительными.

Для трансформаторов Т1 и Т2 следует указать, если это нужно, установку газовой защиты.

Расчет автоматики

I. АВР на секционном выключателе

Полагаем, что от ПС 110/10 кВ получают питание потребители 1-й категории. В соответствии с ПУЭ в этом случае на выключателе QB1 должно быть установлено устройство АВР.

Напряжение срабатывания реле минимального напряжения, установленных на секциях 1 и 2, полагаем равным U_{ср min}=0,4U_ном. Напряжение срабатывания реле контроля напряжения на рабочем источнике, установленных на секциях 1 и 2, рассчитываем по формуле

U_с.р == =60 В,

где U_раб.min = 0,8100 = 80 В – минимальное значение вторичного напряжения в рабочем режиме (100 В – номинальное вторичное напряжение);

k_в= 0,85 – коэффициент возврата;

k_н = 1,11,2 – коэффициент надежности.

Время срабатывания АВР определяется путем отстройки от времени срабатывания защиты на выключателе Q5 (Q6)

_{tАВР = tQ5 + t = 2,6 + 0,3 = 2,9 с,}

где Δt = 0,3 с – ступень селективности.

АВР на выключателе QB2 рассчитывается аналогично.

II. АПВ воздушной линии и трансформатора

Рассмотрим АПВ воздушной линии 110 кВ на выключате6лях Q1 и Q2. АПВ трехфазное, однократного действия. Время срабатывания АПВ принимаем равным t_АПВ = 2 с.

АПВ трансформатора выполняется аналогично. Отличие в том, что это АПВ не должно срабатывать при действии защит от внутренних повреждений трансформатора, т. е. АПВ не должно работать после срабатывания дифзащиты (токовой отсечки) и газовой защиты трансформатора.