АННОТАЦИЯ

Пухова Н.А. Оптимизация параметров микропроцессорной релейной защиты электрических сетей напряжением 0,38-10 кВ, питающих Центр сердечно-сосудистой хирургии. – Челябинск: ЮУрГУ, Э; 2013, 160 с. 46 ил., 30 табл., библиогр. список – 18 наим., 1 прил.

В дипломном проекте рассматриваются вопросы проектирования устройств релейной защиты и автоматики на основе микропроцессорных устройств компании Shneider Electric, предназначенных для обеспечения нормальной работы системы электроснабжения распределительной электрической сети 0,38-10 кВ и повышения надежности электроустановок потребителей.

В проекте произведен расчет токов короткого замыкания для характерных точек напряжением 0,38-10 кВ. Рассмотрена организация релейной защиты и автоматики для распределительной электрической сети напряжением 0,38-10 кВ. Осуществлен расчет релейной защиты. Выполнена оптимизация параметров микропроцессорной релейной защиты электрических сетей, питающих Центр сердечно-сосудистой хирургии, благодаря чему уменьшено время срабатывания защит.

В ходе проектирования также рассмотрены вопросы безопасности жизнедеятельности и проведены экономические расчеты рассматриваемой сети.

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 СРАВНЕНИЕ ОТЕЧЕСТВЕННЫХ И ПЕРЕДОВЫХ ЗАРУБЕЖНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ И РЕШЕНИЙ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2 ОПИАНИЕ СУЩЕСТВУЮЩЕЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ КАРДИОЛОГИЧЕСКОГО ЦЕНТРА . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ 3.1 Исходные данные . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.2 Расчет токов короткого замыкания в электрических сетях напряжением выше 1кВ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.2.1 Особенности расчетов токов короткого замыкания в электрических сетях напряжением выше 1 кВ . . . . . . . . . 3.2.2 Расчет параметров схемы замещения . . . . . . . . . . . . . . . 3.2.3 Расчет сопротивлений элементов схемы замещения . . . . . . . 3.2.4 Расчет токов КЗ в максимальном режиме . . . . . . . . . . . . . 3.2.5 Расчет токов КЗ в минимальном режиме . . . . . . . . . . . . . 3.3 Расчет токов короткого замыкания в электрических сетях напряжением до 1 кВ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.3.1 Особенности расчетов токов короткого замыкания в электрических сетях напряжением до 1 кВ . . . . . . . . . . . 3.3.2 Расчет токов трехфазного КЗ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.3.3 Исходные данные для расчета . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.3.4 Определение сопротивлений схемы замещения . . . . . . . . . 3.3.5 Расчет токов КЗ в максимальном режиме работы энергосистемы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.3.6 Расчет токов КЗ в минимальном режиме работы энергосистемы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3.3.7 Расчет токов однофазных КЗ методом симметричных составляющих . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 ЗАЩИТА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1 кВ 4.1 Основные положения организации релейной защиты электрической сети напряжением до 1 кВ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.2 Расчет защиты кабельной линии, питающей РЩ . . . . . . . . . . . . 4.3 Расчет защиты ТП 10/0,4 кВ со стороны низшего напряжения . . . 4.3.1 Исходные данные . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4.3.2 Расчет защиты отходящей от ТП кабельной линии . . . . . . . 4.3.3 Расчет уставок защиты секционного выключателя QF3 . . . . . 4.3.4 Расчет уставок защиты вводных выключателей QF4 иQF5 . . . 5 ЗАЩИТА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ НАПРЯЖЕНИЕМ 10 кВ . . . . . 5.1 Релейная защита трансформаторной подстанции напряжением 10/0,4 кВ со стороны высшего напряжения . . . . . . . . . . . . . . 5.1.1 Основные положения организации релейной защиты силового трансформатора напряжением 10/0,4 кВ . . . . . . . . . . . . .

6 7 12 29 29 29 30 30 34 37 39 39 40 42 43 47 48 49 53 54 58 58 61 65 70 75 76 76

5.1.2 Расчет защиты трансформатора с помощью устройства SepamT20 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.2 Релейная защита КЛ, отходящих от РП-118 . . . . . . . . . . . . . . 5.3 Защита РП – 10 кВ с помощью устройств SepamS20 . . . . . . . . . 5.3.1 Организация защиты на РП-118 . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.3.2 Расчет защит, установленных на секционном выключателе Q3 РП-118 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.3.3Расчет защит, установленных на вводном выключателе Q4 в РП-118 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.3.4 Расчет защит, установленных на выключателе Q5 . . . . . . . . 5.3.5 Расчет защит, установленных на ПС Новоградская (выключатели Q6,Q7). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.4 Первый шаг оптимизации времени срабатывания селективной защиты . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.5 Второй шаг оптимизации времени срабатывания селективной защиты . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.6 Оптимизация времени срабатывания микропроцессорной РЗ с помощью логической селективности . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.6.1 Алгоритм работы и суть построения логической защиты . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.6.2 Принцип построения защиты с помощью комбинированной селективности . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5.6.3 Результаты оптимизации времени срабатывания селективной защиты . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ 6.1Средства защиты от электрического тока. Защитное заземление РП . 6.2 Контроль изоляции . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.3 Комплектация защитными средствами . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.4 Освещение РП . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6.5 Обеспечение пожарной безопасности . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 7.1 Оценка движущих и сдерживающих сил и ресурсов разработки проекта релейной защиты и автоматики . . . . . . . . . . . . . . . . 7.2 Планирование целей в пирамиде целеполагания . . . . . . . . . . . 7.3 Планирование целей проекта в дереве целей . . . . . . . . . . . . . . 7.4 Качественный анализ вариантов проектных решений . . . . . . . . . 7.5 Планирование мероприятий по реализации проекта. План-график Ганта . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7.6 Срок окупаемости вложений . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ЗАКЛЮЧЕНИЕ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ПРИЛОЖЕНИЯ ПРИЛОЖЕНИЕ А. Статья в сборник научно-исследовательских студенческих работ ЮУрГУ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

78 92 92 99 99 104 107 109 110 114 118 118 121 123 133 137 139 139 142 144 144 145 146 148 148 152 153 155

ВВЕДЕНИЕ

В связи с непрерывным проникновением электричества во все сферы жизнедеятельности, потребление электроэнергии увеличивается с каждым годом, поэтому система распределительных сетей постоянно расширяется, появляется необходимость в строительстве силовых ПС и ТП.

На вновь строящихся ПС устанавливается оборудование, отвечающее современным требованиям, в том числе и МПУ РЗА. Одна из острых проблем российской электроэнергетики – поддержание в работоспособном состоянии действующих систем релейной защиты и автоматики (РЗА). С этой глобальной задачей связан еще целый ряд частных вопросов, в том числе вопрос о замене электромеханических на современные микропроцессорные устройства релейной защиты и автоматики (МПУ РЗА).

МПУ РЗА начали применяться в мировой практике с 80-х годов прошлого века, постепенно вытесняя не только электромеханические устройства, но и электронную аналоговую технику. Переход на цифровые принципы обработки информации в РЗА не привел к появлению новых принципов построения защит, но определил оптимальную структуру построения аппаратной части современных цифровых устройств и существенно улучшил эксплуатационные качества устройств РЗА.

Применение МПУ РЗА дает большой экономический эффект в первую очередь за счет снижения эксплуатационных затрат и ущерба от недоотпуска электроэнергии. Интеграция или построение на их базе АСУ подстанций позволяет достичь наибольшего эффекта не только в экономическом плане, но и с точки зрения организации труда персонала предприятия.

1 Сравнение отечественных и передовых зарубежных технологий

В настоящее время в энергосистемах имеется значительное количество подстанций с устройствами, выполненными на устаревшей электромеханической релейной аппаратуре.

Эта аппаратура физически изношена, её характеристики значительно отстают от современных требований по точности, энергопотреблению, возможности работать в экстремальных аварийных условиях.

Устройства РЗА, выполненные на традиционной элементной базе, в настоящее время уже не способны обеспечить решение ряда актуальных эксплуатационных и технических проблем:

- реализация некоторых функций приводит к существенному увеличению аппаратной части;

- многие функции на электромеханической релейной аппаратуре выполнить просто невозможно;

- не обеспечивается стыковка с современными цифровыми автоматизированными системами управления технологическими процессами (АСУ ТП), затрудняется дистанционное управление электрической частью объектов и сигнализация;

- диагностика и запись аварийных процессов не отвечает современным требованиям;

- усложнение схем РЗА требует большого количества наладочного и обслуживающего персонала высокой квалификации, а также периодического проведения профилактических проверок работоспособности этих устройств.

Устройства защиты, управления и автоматики распределительных сетей выполнены на микропроцессорной элементной базе и предназначены для защиты и автоматики различных присоединений распределительных устройств. Блоки защит выполняют функции местного или дистанционного управления, защиты, автоматики, измерения, сигнализации, а также необходимые блокировки.

Блоки защит применяются в схемах вторичной коммутации для использования в качестве основных и резервных защит энергообъектов напряжением 6 (10) кВ. Используются для защиты и автоматики кабельных и воздушных линий, трансформаторов малой и средней мощности, синхронных и асинхронных двигателей различной мощности, реакторов и других присоединений. Одно микропроцессорное устройство защиты заменяет большое количество электрических аппаратов (измерительные, сигнальные, выходные и другие электромеханические реле). В настоящее время все устройства микропроцессорных защит адаптированы для работы с выключателями различных производителей.

Терминалы микропроцессорных защит SPAC 800 производства ООО "АББ Реле-Чебоксары (Автоматизация)". Терминалы микропроцессорных защит SPAC 800 появились в России одними из первых. Терминал SPAC 800 представлен на рисунке 1.1.

SPAC-800 в основном рассчитаны на потребителей, не требующих сложных видов защиты. Для построения сложных защит необходимо использование ком-

Рисунок 1.1 – Терминал SPAC 800

плекса мер с использованием нескольких терминалов и дополнительных уст-ройств, что может приводить к удорожанию системы защиты объекта. Для дополнения недостающих функций SPAC-800 используются микропроцессорные реле серий SPA 100 и SPA 300 также входящие в семейство SPACOM. Реле выполняют функции защит, измерения и сигнализации. Некоторые реле имеют дополнительную функцию аварийного осциллографа, поставляемого по заказу.

К недостаткам SPAC-800 можно отнести устаревший недостаточно удобный интерфейс панели управления и индикации.

Станционное исполнение устройств отличается входными и выходными цепями и цепями сигнализации. В перспективе желательно применение устройств станционного исполнения, так как они фактически заменяют подстанционное исполнение.

SPAC-800 является жестко ориентированным устройством и не позволяет менять логику работы защит и автоматики. Функциональный набор защит и автоматики SPAC-800 определяется установленными модулями защит, конфигурация которых невозможна.

Микропроцессорные защиты БМРЗ производства НТЦ "Механотроника" г. Санкт Петербург. Серийный выпуск и промышленная эксплуатация микропроцессорных защит БМРЗ начался в 1997 г.

БМРЗ - цифровое устройство, разработанное в соответствии с требованиями к защите и автоматике, предъявляемыми ПУЭ и ПТЭ, построено на современной элементной базе, осуществляет весь комплекс защит присоединения и, обеспечивая простоту и надежность в эксплуатации, не требует специального технического обслуживания.

Достоинством БМРЗ является их разработка в соответствии с требованиями Российских нормативных документов, использование идеологии и терминологии,

принятой в России для построения систем РЗиА.

К недостаткам БМРЗ следует отнести большое количество узкоориентированных модификаций. Каждый такой блок имеет индивидуальную логику работы защиты, функциональный набор каждого блока определяет завод изготовитель. В результате только БМРЗ серии ВВ для вводного выключателя существует более 10 модификаций, в функциональных возможностях которых ориентироваться достаточно трудно.

Микропроцессорные защиты Sepam производства фирмы "Schneider electric". Первые устройства типа Sepam 1000+ появились на рынке в 2001 году. Базовое устройство Sepam 1000+ со стандартным интерфейсом и дополнительными модулями представлено на рисунке 1.2.

Рисунок 1.2 – Базовое устройство Sepam1000+ со стандартным

интерфейсом и дополнительными модулями:

1 - выносной графический дисплей; 2 - дополнительный модуль входов/выходов; 3 - модуль связи; 4 - модуль температурных датчиков; 5 - модуль аналогового выхода; 6 - программное обеспечение для параметрирования Sepamи работы с осциллограммами

Применяемые при разработке этой серии технические решения позволили создать универсальные устройства релейной защиты с широким спектром применения в сетях 6–35 кВ. Цифровые терминалы серии Sepam 1000+ обладают всеми стандартными функциями микропроцессорных защит: измерением, релейной защитой, системной автоматикой, самодиагностикой, диагностикой работы коммутационного аппарата и сети, цифровым осциллографированием и имеют связь с системой АСУ по интерфейсу RS-485 с открытым протоколом Modbus. Данные устройства имеют модульную конструкцию и программное формирование защит. Терминалы Sepam имеют 16 типов различных времятоковых характеристик защит. Это позволяет использовать эти реле для работы совместно с другими устройствами релейной защиты, включая электромеханические реле.

Каждый тип Sepam обладает всем набором функций, необходимых для того вида применения, для которого он предназначен:

- эффективная защита оборудования и людей;

- точные измерения и подробная диагностика;

- единая система управления оборудованием;

- сигнализация и местная или дистанционная эксплуатация.

Sepam 1000+ серии 20 применяются там, где необходимы токовые защиты или защиты по напряжению. Sepam 1000+ серии 40 имеют больший набор защит и применяются там, где одновременно необходимы токовые защиты и защиты по напряжению. Sepam 1000+ серии 80 предназначен для защиты объектов большой сложности, имеет наиболее полный комплекс защит, в том числе и дифференциальные.

Микропроцессорные защиты производства фирмы "Alstom". Фирма "Alstom" более 70 лет выпускает устройства РЗА и имеет пятилетний опыт работы на рынке СНГ. Устройства адаптированы к требованиям ПУЭ и ПТЭ, имеют методики применения и выбора уставок, схемы подключения ко всем типам коммутационной аппаратуры.

Защиты фирмы "Alstom" имеют 3 серии устройств: MODULEX3 (рисунок 1.3), MiCOM (рисунок 1.4), MODN. Серия MiCOM отличается от MODULEX3 расширенным перечнем функций и повышенной точностью работы. Серия MODN имеет расширенные возможности по управлению выключателем, что упрощает схему управления.

Рисунок 1.3 – Блок защиты серии MODULEX3

К достоинствам устройств фирмы "Alstom" можно отнести то, что эти устройства разработаны недавно и имеют малые габариты. Кроме выполнения функций

Рисунок 1.4 – Блок защиты серии MiCOM

защиты и противоаварийной автоматики устройства осуществляют замер текущих величин, имеют автоматический контроль исправности. Конструктивно MiCOM выполнен в виде электронного блока с металлическим корпусом в виде кассеты. На задней стенке корпуса находятся клеммы для подключения входных и выходных сигналов. Внутри корпуса клеммники выполнены в виде разъемов. Замена электронного блока осуществляется выемкой его из кассеты без отключения соединительных проводов.

Защиты MiCOM Р120 - Р123 имеют только токовые защиты (аналог Sepam 1000+ серии 20). MiCOM Р125 - Р125 имеют токовые защиты и защиты по напряжению (аналог Sepam 1000+ серии 40). Все блоки защит, имеющие входы тока и напряжения измеряют электрическую мощность и энергию и могут быть использованы для технического учета электроэнергии.

Применение блоков БМРЗ является наиболее дешевым вариантом, обеспечивающим требования НТД к системам релейных защит. Применение защит фирмы "Alstom" обеспечивает современный уровень системы РЗиА при относительно небольшой стоимости. Использование защит семейства SPACOM является наиболее дорогим из рассматриваемых и наименее функционально насыщенным. Микропроцессорных устройств типа Sepam производства фирмы "Schneider electric" можно рекомендовать, как наиболее качественного оборудования при относительно невысокой цене.

Выводы по разделу один

Произведен выбор микропроцессорных устройств РЗиА, на которых будет базироваться система релейной защиты, рассматриваемая в проекте. На основании проведенного сравнения выбраны устройства производства французской фирмы «Schneider Electric».

2 ОПИСАНИЕ СУЩЕСТВУЮЩЕЙ СХЕМЫ ПИТАНИЯ КАРДИОЦЕНТРА НА НАПРЯЖЕНИИ 10 кВ

Для обеспечения повышенной надежности электроснабжения Челябинского кардиоцентра его электроснабжение осуществляется от четырех независимых источников питания, которыми являются две двухтрансформаторные подстанции напряжением 110/10 кВ «Новоградская» и «Паклинская».

Подстанции «Новоградская» и «Паклинская» в свою очередь получают питание по воздушным линиям электропередач напряжением 110 кВ, соединяющим ПС «Шагол» и ПС «Сосновская». На рисунках 2.1 и 2.2 показано ориентировочное расположение указанных подстанций и питающих их воздушных линий.

Рисунок 2.1 – Схема расположения подстанций и питающих их воздушных линий

Рисунок 2.2 – Схема ВЛ 110 кВ

В дипломном проекте рассмотрено питание ПС «Новоградская» и ПС «Паклинская» (электрические схемы подстанций представлены на рисунках 2.3 и 2.4). Трансформаторы питаются по двухцепной воздушной линии марки АС-3х240 от подстанций «Шагол» длинной 5,8 км к п/ст «Новоградская» и 15,2 км к п/ст «Паклинская». На подстанциях установлены по два трансформатора с расщепленными обмотками мощностью 40 000 кВА (ТРДН-40000) с понижением напряжения 110/10/10. На ВН трансформатора имеется устройство регулировки напряжения под нагрузкой (РПН).

Для непосредственного питания Центра сердечно-сосудистой хирургии построен распределительный пункт (РП-118) напряжением 10 кВ (рисунок 2.5) и три трансформаторные подстанции ТП-2520, ТП-2521, ТП-2522, соединенные в магистраль. На рисунках 2.6 и 2.7 ориентировочно показаны кабельные линии на напряжении 10 кВ от ПС «Новоградская» и «Паклинская» до РП-118 и от РП-118 до ТП-2520.

Для обеспечения надежности электроснабжения кабельные линии соединяющие п/ст «Новоградская» и РП-118 а так же п/ст «Паклинская» и РП-118 сдвоены (2хАСБ-3х240 длинной 2,23 км и 2,5 км соответственно).

	Рисунок 2.3 – Схема электрических соединений 110 кВ ПС «Новоградская»
	Рисунок 2.4 – Схема электрических соединений 110 кВ ПС «Паклинская»
	Рисунок 2.5 – Распределительный пункт РП-118
	Рисунок 2.6 – План прокладки КЛ от РП-118 до ТП Кардиоцентра

Рисунок 2.7 – Схема питания РП-118 от ПС «Новоградская» и «Паклинская»

На рисунке 2.8 отображена принципиальная электрическая схема электроснабжения Кардиоцентра.

Электроснабжение РП-118 осуществляется от РУ 10 кВ ПС «Новоградская» по кабельным линиям 2хАСБ2л 3х240-10 длиной 2230 м в земле и от РУ 10 кВ ПС «Паклинская» по КЛ 2хАСБ2л 3х185-10 длиной 2500 м в земле до вводных ячеек РП. РП-118 имеет 4 секции сборных шин (СШ) и укомплектовано камерами КСО-203 Орского завода электромонтажных изделий с вакуумными выключателями нагрузки ВВ-TEL–10-20/1000. Предусмотрено наличие АВР между 1 и 2, 3 и 4 СШ. Также 1 и 3, 2 и 4 СШ соединяются между собой вакуумными выключателями вручную.

Непосредственно Кардиологический Центр питается от РП-118 по двум кабельным линиям АСБ2л 3х185-10 длиной 185 м, проложенными в земле. На территории установлены двухтрансформаторные подстанции ТП – 2520, ТП – 2521, ТП – 2522, напряжением 10/0,4 кВ (кольцевая схема). Каждая ТП (см. рисунок 2.9) содержит два масляных трансформатора типа ТМГ11 мощностью 1000 кВА

Рисунок 2.8 – Схема электроснабжения ФЦССХ

Рисунок 2.9 – Схема электроснабжения ТП-2520

каждый. Общий вид, компоновка оборудования и разрез ТП – 2520 представлено на рисунках 2.10, 2.11, 2.12. На стороне 10 кВ между 1 – 2 секциями и 3 – 4 секциями установлены секционные выключатели и секционные разъединители с автоматикой включения резерва при обесточении смежной секции. Между 2 – 3 секциями и 1 – 4 секциями установлены секционные разъединители с ручным включением для обеспечения резервного питания секций с отключенным вводом.

В состав высоковольтного оборудования ТП входят: комплектное распределительное устройство, состоящее из ячеек типа SM-6 с микропроцессорными защитамиSepamи элегазовыми выкатными выключателями, силовые трансформаторы типа ТМГ-1000 кВА. Высоковольтное оборудование 10 кВ и трансформаторы представлены на рисунке 2.13.

SM6 – серия модульных ячеек в металлических корпусах с воздушной изоляцией и стационарными (выкатными) элегазовыми коммутационными аппаратами: выключателямиFluarcтипаSF-1 и разъединителями. Для защиты от коротких замыканий в ячейкахSM6 применяются микропроцессорные устройства типаSepam.

Силовые трансформаторы типа ТМГ11 (трехфазные масляные герметичные) служат для преобразования электроэнергии в сетях энергосистем и потребителей электроэнергии в условиях наружной или внутренней установки умеренного (от + 40^оС до минус 45^оС) или холодного (от + 40^оС до минус 60^оС) климата. Трансформаторы герметичного исполнения, без маслорасширителей. Температурные изменения объема масла компенсируются изменением объема гофров бака за счет их пластичной деформации.

На трансформаторах типа ТМГ ( как и ТМЗ, ТНЗ) газовая защита выполняется с использованием мановакуумметров – приборов, измеряющих давление (см. рисунок 2.14).

При возникновении повреждения в таких трансформаторах давление внутри бака растёт, а при утечке масла снижается. Мановукуумметр имеет двухстороннюю шкалу с отметкой посередине, соответствующей нормальному давлению, равному 0 атмосфер. Шкала вправо от 0 атм. соответствует повышению давления, а шкала влево – понижению. На отметках шкалы, например, 0,25 и 0,4 ати устанавливаются контакты. При повышении давления, когда стрелка мановакуумметра доходит до значения 0,25 ати или более, замыкается контакт, формируя сигнал о ненормальной работе трансформатора. Аналогично при снижении давления, когда стрелка доходит до значения -0,5 ати или менее, замыкается другой контакт, формирующий сигнал об утечке масла из бака.

Для распределения электроэнергии на 0,4 кВ в Кардиоцентре установлены три элетрощитовые (ЭЩ1,ЭЩ2,ЭЩ3), в каждую из которых имеется ввод от трех существующих ТП (2520, 2521, 2522). Схема питания элетрощитовых с указанием нагрузок (в частности от ТП-2520) показана на рисунке 2.15. Используются медные кабели марки ВБбШв с изоляцией и наружным покровом из ПВХ пластиката, с броней из двух спиральных оцинкованных лент из стали. Кабель прокладывают в местах подверженных механическим повреждениям, при отсутствии растягивающих усилий в процессе эксплуатации.

	Рисунок 2.10 – Общий вид ТП-2520
	Рисунок 2.11 – Компоновка оборудования ТП-2520
	Рисунок 2.12 – Разрезы ТП-2520

Рисунок 2.13 – Высоковольтное оборудование 10кВ и трансформатор

ТМГ-1000	Мановакуумметр
Рисунок 2.14 - Газовая защита трансформатора типа ТМГ

Также имеется ввод от дизель-генераторной установки в каждую электрощитовую для аварийного питания ответственных электроприемников. Электроприемники Федерального центра сердечно-сосудистой хирургии в основном относятся ко IIкатегории по надежности электроснабжения. К нагрузкамIкатегории относятся электроприемники операционных блоков, отделений анестезиологии, реанимации и интенсивной терапии, противопожарных устройств и охранной сигнализации, аварийное и эвакуационное освещение, больничные лифты. Для обеспечения аварийного (резервного) электроснабжения электроприемниковIкатегории Центра сердечно-сосудистой хирургии предусматривается дизель-генераторная установка (ДГУ). ДГУ состоит из двух дизельных электростанций производстваFGWILSONтипа Р250Н (250 кВА), которые размещаются в двух комплектных утепленных и автоматизированных блок-контейнерах.

Переход на аварийное электроснабжение от ДГУ происходит в случае прекращения питания ВРУ1.3, ВРУ2.3, ВРУ3.3 и ВРУ4.1 от ТП№1, ТП№4 и ТП№3. Запуск обеих электростанций происходит одновременно, затем в случае когда нагрузка не превышает 70% мощности одной электростанции, одна из них отключается.

Выводы по разделу два

Рассмотрена и подробно описана существующая схема электроснабжения и характерный участок сети, для которого будет производиться расчет релейной защиты.

Рисунок 2.15 – Схема распределения электроэнергии на 0,4 кВ в Кардиологическом центре

3 РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

3.1 Исходные данные

Принципиальная схема электрической сети представлена на рисунках 2.2 и рисунке 2.3. Рассмотрим параметры электрической сети.

Мощность КЗ на шинах ПС «Шагол» (по данным ЧГЭС) в максимальном режиме S_К.МАКС= 7967,4 МВА, в минимальном –S_К.МИН= 5975,6 МВА.

Линии ВЛ1 – ВЛ4: каждая линия выполнена сталеалюминиевыми проводами; сечение жил по 240 мм²; удельное активное и индуктивное сопротивления равныR₀= 0,118 Ом/км, х_о= 0,405 Ом/км [1, табл. 7.28]. Длина линий: до ПС «Новоградская» 5800 м, до ПС «Паклинская» - 15200 м.

Трансформаторы Т1, Т2 имеют тип ТРДН-40000/110/10. Напряжения короткого замыкания U_К.СР= 10,5 %,U_К.МИН= 10,44 %,U_К.МАКС= 11,34 %; РПН в нейтрали ±16 % имеет ±9 ступеней.

Линия КЛ1, КЛ2: линия типа 2хАСБ ; сечение жил 240 мм²; длина линий 2,23км. Удельные активное и индуктивное сопротивления прямой и обратной последовательности равныR_1УД = 0,16 мОм/м, х_1УД = 0,055 мОм/м. Удельные активное и индуктивное сопротивления нулевой последовательности:R_0УД = 1,55мОм/м, х_0УД = 0,535 мОм/м [2, табл. 14].

Линии КЛ5 – КЛ14: линии типа АСБ2л 3х185-10 длиной 215 м, 355 м, 115м, 55 м, 470 м. Удельные активное и индуктивное сопротивления прямой и обратной последовательности равны R_1УД = 0,208 мОм/м, х_1УД = 0,056 мОм/м. Удельные активное и индуктивное сопротивления нулевой последовательности:R_0УД = 1,69 мОм/м, х_0УД = 0,606мОм/м [2, табл. 14].

Линия КЛ15 – КЛ17: линия типа АПвВнг-10-3х(1х95) длиной 5 м. Удельные активное и индуктивное сопротивления прямой и обратной последовательности равны R_1УД = 0,405 мОм/м, х_1УД = 0,057 мОм/м. Удельные активное и индуктивное сопротивления нулевой последовательности:R_0УД = 2,505мОм/м, х_0УД = 2,05мОм/м [2, табл. 14].

3.2 Расчет токов короткого замыкания в электрических сетях напряжением выше 1 кВ

3.2.1 Особенности расчетов токов короткого замыкания

в электрических сетях напряжением выше 1 кВ

Расчеты токов КЗ производятся для выбора типов и параметров срабатывания (уставок) релейной защиты различных элементов электрических сетей. В общем случае для выполнения защиты нужно знать фазные соотношения токов, а также при несимметричных КЗ за транс­форматором - не только максимальные, но и возможные минимальные значения токов КЗ.

Для упрощения практических расчетов токов КЗ в распре­делительных электрических сетях напряжением выше 1 кВ принято не учитывать ряд факторов, которые в действительности могут существовать, но не могут оказать определяющего влияния на значения токов КЗ и их фазные соотношения. Как правило, не учитывается переход­ное сопротивление в месте КЗ и все повреждения рассматри­ваются как металлические КЗ двух или трех фаз или КЗ одной фазы на землю. Сопротивления всех трех фаз трансформаторов, линий и других элементов сети считаются одинаковыми. Не учитываются токи намагничивания силовых трансфор­маторов и токи нагрузки.

Принимая во внимание, что распределительные сети элек­трически удалены от источников питания и аварийные процессы в этих сетях мало сказываются на работе генераторов энергоси­стемы, считается, что при любых КЗ в распределительной сети напряжение питающей системы на стороне высшего напряжения (110 кВ) трансформатора остается неизменным.

При практических расчетах токов КЗ для релейной защиты вычисляется только периодическая составляющая тока, а влия­ние апериодической составляющей тока КЗ учитывается путем введения повышающих коэффициентов при расчетах релейной защиты.

Как правило, рассчитывается только трехфазное КЗ, а зна­чения токов при других видах КЗ определяются с помощью из­вестных соотношений.

3.2.2 Расчет параметров схемы замещения

В начале расчета токов КЗ составляется схема замещения (рисунок 3.1), на которой все элементы расчет­ной схемы представляются в виде электрических сопротивлений.

Питающая система представляется на схеме замещения своим индук­тивным сопротивлением, задаются два его значения: для максимального и минимального режимов ра­боты системы. В максимальном режиме в системе включены все генераторы, все питающие линии, автотрансформаторы и другие питающие элементы, и при этом их эквивалентное сопротивление имеет наименьшее значение, а ток и мощность КЗ на шинах ВН рассматриваемой подстанции имеет соответственно наибольшее значение. В минимальном режиме отключена часть питающих элементов системы, и эквивалентное сопротивление оставшихся элементов имеет большее значение, чем в макси­мальном режиме, а ток и мощность КЗ - меньшее значение. Таким образом, в максимальном режиме система представляется в схеме замещения наименьшим сопротивлением Х_С.МАКС, а в минимальном - наибольшим Х_С.МИН. Индексы «макс» и «мин» относятся не к значению сопротивления, а к режиму работы системы.

3.2.3 Расчет сопротивлений элементов схемы замещения

Расчет проводим в относительных единицах.

Базисную мощность примем равной S_Б= 1000 МВА. Принимаем среднее значение напряжения сети:U_CР1=115 кВ;U_CР2=10,5 кВ.

1 Сопротивление системы в максимальном и минимальном режимах рассчитаем по формуле (3.1), заменяя мощность КЗ:

Рисунок 3.1 – Схема замещения электрической сети напряжением выше 1 кВ для расчета токов короткого замыкания:

а) при питании от ПС «Новоградская»,

б) при питании от ПС «Паклинская»

(3.1)

,

.

2 Сопротивление воздушных линий ВЛ1 – ВЛ2.

До ПС «Новоградская»:

(3.2)

По формуле (3.2):

До ПС «Паклинская» аналогично:

3 Сопротивление трансформаторов Т1 и Т2.

При минимальном положении регулятора РПН:

(3.3)

где U_К.МИН – напряжение короткого замыкания при минимальном положение регулятора РПН [1, таблица 4.1],U_К.МИН= 10,44%;

U_РПН– диапазон регулирования напряжения [1, таблица 4.1],U_РПН= 0,16 или 16%.

По формуле (3.3) получим сопротивление без учета расщепления вторичных обмоток:

Тогда общее сопротивление трансформатора по цепи одной вторичной обмотки найдем так:

При максимальном положении регулятора РПН аналогично формуле (3.3):

Тогда общее сопротивление трансформатора по цепи одной вторичной обмотки:

4 Сопротивления линий КЛ1 и КЛ2.

При нормальной работе линии, то есть в линии параллельно включены два кабеля (n= 2) – минимальное сопротивление линии:

(3.4)

где L– длина кабельных линий КЛ1 и КЛ2,L= 2,23 км – от ПС «Новоградская»;L= 2,5 км – от ПС «Паклинская».

По формуле (3.4):

При аварийном отключении одного из кабелей в линии (n= 1) – максимальное сопротивление линии по формуле (3.4):

5 Сопротивление линий КЛ5 и КЛ6:

Сопротивление линий КЛ13 и КЛ14:

6 Сопротивление линий КЛ15:

3.2.4 Расчет токов КЗ в максимальном режиме

В общем случае для каждой ступени напряжения определяется базисный ток короткого замыкания, используя формулу (3.5), и потом ток трехфазного короткого замыкания в какой либо точке:

(3.5)

(3.6)

где Х_Σ– суммарное сопротивление от энергосистемы до точки, приведенное к базисным условиям.

При определении максимальных токов КЗ рассматриваем максимальный режим работы энергосистемы (S_К.МАКСи соответственно сопротивление системы х_С.МАКС) при минимальных сопротивлениях рассматриваемой схемы электроснабжения Х_Т.МИНи Х_Л.МИН.

Определим конкретные значения токов КЗ для рассматриваемой схемы в максимальном режиме для точек А и Б (см. рисунок 3.1). Сначала проведем расчет при питании со стороны ПС «Новоградская».

Точка А – в начале воздушной линии напряжением 110 кВ. Подставив необходимые величины в формулу (3.6), получим:

.

Точка Б – в конце ВЛ1 - 110 кВ или на стороне высшего напряжения трансформатора 110/10 кВ:

Точка В – на шинах НН трансформатора 110/10 кВ.

кА.

Точка Г – в конце кабельной линии напряжением 10 кВ. Тогда ток трехфазного КЗ в точке Г:

кА.

Точка Д – в конце кабельной линии КЛ5 напряжением 10кВ. Тогда ток трехфазного КЗ в точке Д:

кА.

Точка Ж – на стороне высшего напряжения трансформатора 10/0,4кВ:

кА.

Расчет при питании от ПС «Паклинская» аналогичный. Произведем расчет токов КЗ для этого случая.

Точка К – в конце ВЛ3 - 110 кВ или на стороне высшего напряжения трансформатора 110/10 кВ:

Точка Л – на шинах НН трансформатора 110/10 кВ. Ток трехфазного КЗ в точке Л:

кА.

Точка М – в конце кабельной линии напряжением 10кВ. Ток трехфазного КЗ в точке М:

кА.

Точка Н – в конце кабельной линии КЛ5 напряжением 10кВ:

кА.

3.2.5 Расчет токов КЗ в минимальном режиме

При определении минимальных токов КЗ рассматриваем минимальный режим работы энергосистемы (S_К.МИНи соответственно сопротивление системы х_С.МИН) при максимальных сопротивлениях рассматриваемой схемы электроснабжения х_Т.МАКСи х_Л.МАКС. Кроме того, рассчитывается ток двухфазного КЗ, поскольку последний по величине меньше:

.

Точка А:

Подставив числовые значения, найдем ток двухфазного КЗ в точке А:

.

Точка Б:

.

Точка В:

Точка Г:

В точке Д:

Точка Ж:

Подставив числовые значения, найдем ток двухфазного КЗ в точке Ж:

Расчет при питании от ПС «Паклинская» аналогичный.

Расчеты токов КЗ в максимальном и минимальном режимах работы сведем в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 – Токи КЗ в максимальном и минимальном режимах работы

	Место точек расчета короткого замыкания
	А	Б	В	Г	Д	Ж
Максимальный ток трехфазного КЗ , кА	40,0	16,54	14,65	12,76	12,44	12,437
Максимальная мощность КЗ, МВА	7967,4	3294,90	266,40	232,00	226,30	226,200
Минимальный ток двухфазного КЗ , кА	25,9	12,60	6,35	5,53	5,46	5,463
Минимальная мощность КЗ, МВА	5175,0	2510,00	115,50	100,60	99,40	99,300
	Место точек расчета короткого замыкания
	А	К	Л	М	Н	О
Максимальный ток трехфазного КЗ , кА	40,0	8,50	13,60	11,79	11,214	11,208
Максимальная мощность КЗ, МВА	7967,4	1693,50	247,50	214,40	203,900	203,800
Минимальный ток двухфазного КЗ , кА	25,9	6,88	6,12	5,27	5,136	5,135
Минимальная мощность КЗ, МВА	5175,0	1370,20	111,30	95,90	93,400	93,300

3.3 Расчет токов короткого замыкания в электрических сетях напряжением до 1 кВ

3.3.1 Особенности расчетов токов короткого замыкания для релейной защиты в электрических сетях напряжением до 1 кВ

Расчеты токов короткого замыкания (КЗ) выполняются для:

• выбора и проверки электрооборудования по электродинамической и термической стойкости;

- определения уставок и обеспечения селективности срабатывания защиты в схеме электроснабжения.

При расчетах токов КЗ в электроустановках до 1 кВ необходимо учитывать активные и индуктивные сопротивления всех элементов, включая силовые трансформаторы, трансформаторы тока, реакторы, токовые катушки автоматических выключателей и проводники. Необходимо также учитывать:

- сопротивление электрической дуги в месте короткого замыкания;

- изменение активного сопротивления проводников в цепи вследствие их нагрева при коротком замыкании.

При составлении эквивалентных схем замещения параметры элементов исходной расчетной схемы приводятся к ступени напряжения сети, на которой находится точка КЗ - в данном случае к сети 380 В. Расчеты токов КЗ в электроустановках напряжением до 1 кВ производятся в именованных единицах, а активные и индуктивные сопротивления - выражаются в миллиомах (мОм).

При расчетах токов КЗ допускается:

- максимально упрощать всю внешнюю сеть напряжением 10 кВ по отношению к месту КЗ, представив ее системой бесконечной мощности с сопротивлением Х_С, и учитывать только автономные источники электроэнергии и электродвигатели, непосредственно примыкающие к месту КЗ;

- принимать коэффициенты трансформации трансформаторов равными отношению средних номинальных напряжений тех ступеней напряжения, которые связывают трансформаторы [3].

В электроустановках, получающих питание непосредственно от сети энергосистемы, принято считать, что понижающие трансформаторы подключены к источнику неизменного по амплитуде напряжения через эквивалентное индуктивное сопротивление системы.

3.3.2 Расчет сети до 1кВ

Расчетный ток одной цепи линии КЛ-19 (см. рисунок 3.2):

(3.7)

где U_Н– номинальное напряжение, кВ.

По формуле (3.7):

.

Под послеаварийным режимом кабельной линии будем понимать режим, когда выходит из строя одна из двух кабельных линий, отходящих от шин ТП. При этом нагрузка на линию удваивается, то есть:

(3.8)

Рисунок 3.2 – Схема сети напряжением ниже 1 кВ

_{По формуле (3.8) получаем:}

А.

Выбираем кабель типа 2хВБбШв (4х120), допустимый ток согласно [4] I_ДОП = 385А. Значит, проверку он проходит:

3.3.3 Исходные данные для расчета

Мощность КЗ на стороне высшего напряжения трансформатора в точке Ж при максимальном и минимальном режиме работы электрической сети (,) приведены в таблице 3.1 и составляют соответственно 226,2 и 99,3 МВА.

Между трансформатором Т1 и вводным выключателем QF1 расположен кабель марки ПВ-2-3х4х(1х240) длиной 8 м.

- удельные сопротивления прямой последовательности R_1УД.К= 0,078 мОм/м, Х_1УД.К= 0,08 мОм/м;

- удельные сопротивления нулевой последовательности R_О.УД.К= 0,772 мОм/м, Х_О.УД.К= 0,43 мОм/м.

Трансформатор тока с коэффициентом трансформации 2000/5 имеет сопротивления R_ТТ = 0, Х_ТТ = 0.

Линия КЛ19 до электрощитовой: линия типа 2хВБбШв-(4х120); длина линий 150 м. Удельные активное и индуктивное сопротивления прямой и обратной последовательности равны R_1УД = 0,08 мОм/м, Х_1УД = 0,08 мОм/м. Удельные активное и индуктивное сопротивления нулевой последовательности:R_0УД = 0,54 мОм/м, Х_0УД = 0,31 мОм/м [2, табл. 1.4.1].

Расчет токов трехфазного КЗ заключается в определении начального действующего значения периодической составляющей тока КЗ.

При питании потребителя от энергосистемы через понижающий трансформатор начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ без учета подпитки от электродвигателей рассчитывается следующим образом:

,

где U_СР.НН– среднее номинальное напряжение сети, в которой произошло КЗ;

– полное сопротивление цепи КЗ, мОм;

R_1Ки Х_1К– суммарное активное и индуктивное сопротивления прямой последовательности цепи КЗ. Рассчитаем их:

R_1К=R_Т+R_ТТ+R_QF+R_Ш+R_К+R_КЛ+R_ВЛ+R_Д,

Х_1К= Х_С+ Х_Т+ Х_ТТ+ Х_QF+ Х_Ш+ Х_КЛ+ Х_ВЛ,

где Х_С– эквивалентное индуктивное сопротивление системы до понижающего трансформатора, приведенное к ступени низшего напряжения;

R_Ти Х_Т– активное и индуктивное сопротивления прямой последовательности понижающего трансформатора;

R_ТТи Х_ТТ– активное и индуктивное сопротивления первичных обмоток трансформатора тока;

R_QFи Х_QF– активное и индуктивное сопротивления автоматических выключателей, включая сопротивления токовых катушек расцепителей и переходные сопротивления подвижных контактов;

R_Ш и Х_Ш – активное и индуктивное сопротивления шинопроводов;

R_К– суммарное активное сопротивление различных контактов;

R_КЛ, R_ВЛи Х_КЛ, Х_ВЛ– активные и индуктивные сопротивления кабельных и воздушных линий;

R_Д– активное сопротивление дуги в месте КЗ.

3.3.4 Определение сопротивлений схемы замещения

Сопротивление системы при максимальном режиме работы:

(3.9)

По формуле (3.9) получим:

Сопротивление системы при минимальном режиме работы находим аналогично сопротивлению в максимальном режиме:

Сопротивления трансформатора ТМГ мощностью 1000 кВА для схемы соединения обмоток Y/Y_О[1]:R_1Т1= 1,7 мОм, Х_1Т1= 8,6 мОм; сопротивления нулевой последовательности:R_0Т1= 19,6 мОм, Х_0Т1= 60,6 мОм.

Сопротивление кабеля ПВ-2 3х4х(1х240) между трансформатором и вводным автоматическим выключателем:

R_1КЛ18=R_1УД.∙L,

R_1КЛ18= 0,078 ∙ 8 = 0,624 мОм;

Х_1КЛ18 = 0,08 ∙ 8 = 0,64 мОм.

Сопротивление кабельной линии 2хВБбШв-(4х120) КЛ19 в максимальном и минимальном режимах:

R_{1КЛ19.МИН}=R_1УД.КЛ19/2 ∙L,

R_{1КЛ19.МИН}= 0,08/2 ∙ 150 = 6 мОм;

Х_{1КЛ19.МИН}= Х_1УД.КЛ19/2 ∙L,

Х_{1КЛ19.МИН}= 0,08/2 ∙ 150 = 6 мОм;

R_{1КЛ19.МАКС}=R_1УД.КЛ19∙L,

R_{1КЛ19.МАКС}= 0,08 ∙ 150 = 12 мОм;

Х_{1КЛ19.МАКС}= 0,08 ∙ 150 = 12 мОм.

Аналогично рассчитываются сопротивления нулевой последовательности. Схема замещения для расчета трехфазного тока КЗ представлена на рисунке 3.3а, а результаты расчета - в таблице 3.2.

Сопротивления переходных контактных сопротивлений:

- кабеля КЛ18 с двух сторон по R_К.К= 0,012 мОм;

- суммарное сопротивление переходных контактных сопротивлений до точки «З» (учтем только кабель КЛ18):

R_К.З= 2 ∙ 0,012 = 0,024 мОм;

- кабеля КЛ19 сечением 240 мм²: с двух сторон поR_К.К= 0,012 мОм;

- суммарное сопротивление переходных контактных сопротивлений до точки «И» (учтем только кабель КЛ18 и кабель КЛ19):

R_К.И= 2 ∙ 0,012 + 2 ∙ 0,012 = 0,048 мОм;

- сопротивления включения токовых катушек расцепителей и переходные сопротивления подвижных контактов автоматических выключателей представлены в таблице 3.3 [2, табл. 19].

Рисунок 3.3 – Схема замещения:

а) прямой последовательности

б) нулевой последовательности

Таблица 3.2 – Расчет сопротивлений кабельных линий

Последова-тельность	КЛ18 – ПВ-3х4х(1х240)						КЛ19 – 2хВБбШв-(4х120)
	L, м	RУД.КЛ, мОм м	RКЛ18, мОм	ХУД.КЛ, мОм м	ХКЛ18, мОм	L, м		RУД.КЛ, мОм м	RКЛ19, мОм мин	RКЛ19, мОм макс	ХУД.КЛ, мОм м	ХКЛ19, мОм мин	ХКЛ19, мОм макс
Прямая	8	0,078	0,62	0,08	0,64	150		0,08	6,0	12	0,08	6,0	12,0
Нулевая	8	0,772	6,18	0,43	3,44	150		0,54	40,5	81	0,31	23,3	46,5

Таблица 3.3 – Сопротивления включения токовых катушек расцепителей

и переходные сопротивления контактов выключателей

Выключатель	IН, А	R, мОм	Х, мОм
QF1	1000	0,25	0,10
QF2	1000	0,25	0,10
QF4	2500	0,13	0,07

Активное и индуктивное сопротивления трансформаторов тока 2000/5 А примем равными нулю в следствии их малости.

Активное сопротивление заземляющей дуги:

- на шинах РУ-0,4 кВ, точка З: R_Д.З= 4 мОм;

- на шинах РУ-0,38 кВ и все нижележащие точки, точка И: R_Д= 8 мОм.

3.3.5 Расчет токов КЗ в максимальном режиме работы

энергосистемы

Точка З.

Сопротивление контура КЗ (прямой последовательности):

- активное

R_1Σ.З=R_1Т1 +R_1КЛ18+R_1QF4+R_1ТА1+R_К.З+R_Д.З,

R_1Σ.З= 1,7 + 0,624 + 0,13 + 0 + 0,024 + 4 = 6,49 мОм;

- реактивное

Х_1Σ.З= Х_С.МАКС+ Х_1Т1 + Х_1КЛ18 + Х_1QF4 + Х_1ТА1 ,

Х_1Σ.З= 0,707 + 8,6 + 0,64 + 0,07 + 0 = 10,03 мОм;

- полное

(3.10)

Используя формулу (3.10):

Значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ в точке З рассчитаем по формуле (3.11):

(3.11)

.

Точка И.

Сопротивление контура КЗ (прямой последовательности):

R_1Σ.И=R_1Т1 +R_1КЛ18+R_1QF4+R_1ТА1+R_1QF2+R_1КЛ19 + R_1QF1 +R_К.И+R_Д.И,

R_1Σ.И= 1,7+ 0,624 + 0,13 + 0 + 0,25 + 6 + 0,25 + 0,048 + 8 = 17 мОм;

Х_1Σ.И= Х_С.МАКС+ Х_1Т1 + Х_{1К Л18}+ Х_1QF4 + Х_1ТА1+ Х_1QF4+ Х_1КЛ19 + Х_1QF1,

Х_1Σ.И= 0,707+ 8,6 + 0,64 + 0,07 + 0+ 0,1 + 6 + 0,1 = 16,23 мОм.

По формуле (3.10):

Значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ в точке И рассчитаем по формуле (3.11):

.

3.3.6 Расчет токов КЗ в минимальном режиме работы

энергосистемы

В расчете нужно заменить сопротивление Х_С.МАКСна Х_С.МИНи определить ток двухфазного КЗ.

Точка З.

Сопротивление контура КЗ (прямой последовательности):

- активное R_1Σ.З= 6,49 мОм;

- реактивное сопротивление:

Х_1Σ.З= Х_С.МИН+ Х_1Т1 + Х_1КЛ18 + Х_1QF4 + Х_1ТА1,

Х_1Σ.З = 1,61 + 8,6 + 0,64 + 0,07 + 0 =10,93 мОм;

- полное по формуле (3.10):

.

Значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ в точке З:

,

(3.12)

Точка И. Сопротивление контура КЗ (прямой последовательности):

R_1Σ.И=R_1Т1 +R_1КЛ18+R_1QF4+R_1ТА1+R_1QF2+R_1КЛ19 + R_1QF1 +R_К.И+R_Д.И,

R_1Σ.И= 1,7+ 0,624 + 0,13 + 0 + 0,25 + 12 + 0,25 + 0,048 + 8 = 23 мОм;

Х_1Σ.И = Х_С.МИН+ Х_1Т1 + Х_1КЛ18 + Х_1QF4 + Х_1ТА1+ Х_1QF2+ Х_1КЛ19 + Х_1QF1,

Х_1Σ.И = 1,61 + 8,6 + 0,64 + 0,07 + 0 + 0,1 + 12 + 0,1 = 23,13 мОм.

Полное сопротивление по формуле (3.10):

Значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ в точке И по формуле (3.12):

.

3.3.7 Расчет токов однофазных КЗ методом симметричных составляющих

Под однофазным КЗ подразумевается короткое замыкание на землю силовых элементов в трехфазной электрической системе с глухозаземленной нейтралью, при котором с землей соединяется только одна фаза.

Сущность метода симметричных составляющих состоит в замене несимметричной системы токов трехфазной сети при однофазном коротком замыкании тремя симметричными системами: прямой, обратной и нулевой последовательности [3]. Схема замещения нулевой последовательности приведена на рисунке 3.2б.

Если электроснабжение электроустановки напряжением до 1 кВ осуществляется от энергосистемы через понижающий трансформатор, то значение периодической составляющей тока однофазного КЗ рассчитывают по формуле (3.13):

,

(3.13)

где R_1Σ,R_2Σи Х_1Σ, Х_2Σ– суммарные активные и индуктивные сопротивления соответственно прямой и обратной последовательности фазной цепи КЗ;

R_0Σи Х_0Σ– суммарное активное и индуктивное сопротивления нулевой последовательности цепи КЗ.

Сопротивления обратной последовательности равны сопротивлениям прямой последовательности, что учтено в приведенной выше формуле коэффициентом 2. Эти сопротивления определяются аналогично параметрам схемы замещения сети для расчета трехфазного КЗ:

R_0К=R_0Т+R_ТТ+R_QF+R_0К+R_Д+R_0Ш+R_0КЛ,

Х_0К= Х_0Т+ Х_ТТ+ Х_QF+ Х_0К+ Х_ОКЛ,

где R_0Ти Х_0Т- сопротивления нулевой последовательности понижающего трансформатора;

R_0К,R_0КЛи Х_0К, Х_0КЛ- сопротивления нулевой последовательности линии (сопротивления кабелей с учетом цепи зануления);

R_ТТ,R_QF,R_К,R_Ди Х_ТТ, Х_QF- сопротивления трансформаторов тока, автоматических выключателей, контактов и дуги в цепи зануления.

Схема замещения нулевой последовательности с параметрами для расчета токов однофазного КЗ показана на рисунке 3.2б.

Точка З.

Сопротивление контура КЗ:

- прямой последовательности R_1Σ.З= 6,49 мОм; Х_1Σ.З= 10,93 мОм;

- нулевой последовательности:

R_0Σ.З=R_0Т1 +R_0КЛ18 +R_0QF4+R_0ТА1+R_К.З+R_Д.З,

R_0Σ.З= 19,6 + 4,32 + 0,13 + 0 + 0,024 + 4 = 28,08 мОм;

Х_0Σ.З= Х_0Т1 + Х_0КЛ18 + Х_0QF4 + Х_0ТА1 ,

Х_0Σ.З= 60,6 + 2,48 + 0,07 + 0 = 63,15 мОм.

Ток однофазного КЗ в точке З рассчитывается по формуле (3.13):

Точка И.

Сопротивление контура КЗ:

- прямой последовательности R_1Σ.И= 23 мОм; Х_1Σ.И= 23,13 мОм;

- нулевой последовательности:

R_0Σ.И=R_0Т1 +R_0КЛ18 +R_0QF4+R_0ТА1+R_0QF2+R_0КЛ19 + R_0QF1+R_К.И+R_Д.И ,

R_0Σ.И= 19,6 + 6,18 + 0,13 + 0 + 0,25 + 81 + 0,25 + 0,048 + 8 = 115,5 мОм;

Х_0Σ.И= Х_0Т1 + Х_0КЛ18 + Х_0QF4 + Х_0ТА1+ Х_0QF2+ Х_0КЛ19 + Х_0QF1,

Х_0Σ.И= 60,6 + 3,44 + +0,07 + 0+ 0,1 + 46,5 + 0,1 = 110,8 мОм.

Ток однофазного КЗ в точке В рассчитывается по формуле (3.13):

Результаты расчета токов КЗ сведем в таблицу 3.4.

Таблица 3.4 – Расчетные данные токов КЗ в сети до 1кВ

	Место точек расчета короткого замыкания
	З	И
1	2	3
Максимальный ток трехфазного КЗ I(3)К.МАКС, кА	19,337	7,267
Максимальная мощность КЗ, SКМАКС= √3∙UСТ∙I(3)КМАКС, МВА	13,397	5,030
Минимальный ток двухфазного КЗ I(2)К.МИН, кА	15,734	6,159
Минимальная мощность КЗ, SКМИН= √3∙UСТ∙I(2)К.МИН, МВА	10,900	4,267

Продолжение таблицы 3.4

1	2	3
Ток однофазного КЗ I(1)К,П,кА	7,339	3,075
Минимальная мощность КЗ, SКМИН= √3∙UСТ∙ I(1)К,П, МВА	4,995	0,938

Выводы по разделу три

Рассчитаны значения токов короткого замыкания в характерных точках рассматриваемой сети, которые в дальнейшем будут использованы для расчета релейной защиты рассматриваемой схемы электроснабжения Центра сердечно-сосудистой хирургии.

4 ЗАЩИТА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1 КВ

4.1 Основные положения организации защиты электрической сети напряжением до 1 кВ

На рисунке 4.1 приведена схема электрической сети напряжением 0,38 кВ с расстановкой защит по ступеням СЭС.

Рисунок 4.1 – Расстановка защит электрической сети напряжением до 1 кВ

В качестве аппаратов защиты электрических сетей до 1 кВ должны применяться автоматические выключатели (АВ) [4].

Токи уставок автоматических выключателей следует выбирать по возможности наименьшими по расчетным токам защищаемых участков, но таким образом, чтобы они не отключали электроустановки при кратковременных перегрузках (пусковые токи, пики нагрузок) [4].

Электрические сети должны иметь защиту от токов короткого замыкания, обеспечивающую по возможности наименьшее время отключения и требования селективности. Защита должна обеспечивать отключение поврежденного участка при одно-, двух- и трехфазных КЗ в конце защищаемой линии в сетях с глухозаземленной нейтралью [4].

Вводные QF4,QF5 и секционныйQF3 автоматические выключатели трансформаторной подстанции должны иметь три ступени защиты [5]:

- защиту от перегруза;

- селективную токовую отсечку (с выдержкой времени);

- мгновенную токовую отсечку (без выдержки времени).

Для защиты вводов 0,4 кВ ТП предварительно выбираем автоматические выключатели CompactилиMasterpact, для защиты сборных шин – Соmpactс трехступенчатой защитой. Автоматические выключатели, коммутирующие отходящие от трансформаторной подстанции ТП питающие линии, как правило, имеют две ступени защиты. В тоже время, в начале отдельных отходящих линиях, питающих магистральные и распределительные шинопроводы или низковольтные распределительные пункты, обеспечивающие электроснабжение ответственных потребителей, могут стоять автоматические выключатели, имеющие по три ступени защиты. Для отходящих от ТП линий и ВРУ (РПН) выбираем Соmpactс трехступенчатой защитой.

Селективность отключения АВ на этих ступенях обеспечивается за счет применения токовой селективности защиты от перегруза и мгновенной токовой отсечки. В зонах работы наложения мгновенной токовой отсечки возможно неселективное отключение АВ, но вследствие их разных номинальных токов нижестоящие АВ должны отключаться быстрее.

Для защиты отдельных электроприемников автоматические выключатели применяются с двумя ступенями защиты – без селективной токовой отсечки.

Расчет защит производится «снизу-вверх».

4.2. Расчет защиты кабельной линии, питающей РЩ

Произведем выбор вводного выключателя РЩ.

Максимальный рабочий ток, протекающий по КЛ19, соответствует выключателям QF1 иQF2 и одинаков для них. Примем его равным длительно допустимому току для сечения 120 мм²медного кабеля [4]:

_{Пиковый ток определяется по формуле [1, c.24]:}

(4.1)

где - коэффициент самозапуска, учитывает увеличение рабочего тока за счет одновременного пуска всех электродвигателей, которые затормозились при снижении напряжения во время возникновения внешнего КЗ.

Соответственно пиковый ток выключателей QF1 иQF2 рассчитаем по формуле (4.1):

.

По каталогу [6, с.20] выбираем и устанавливаем автоматический выключатель CompactNS1000N(QF1) с номинальным токомI_n= 1000 А, номинальной предельной отключающей способностью при напряжении сети 380 ВI_cu= 50 кА. Для управления выключателем и защиты электрической сети выберем блок контроля и управленияMicrologic5.0A[7, с. 21-25].

Стилизованная и типовая время-токовые защитные характеристики блока Micrologic5.0Aпредставлены на рисунке 4.2а.

Фрагменты панели блока Micrologic5.0Aприведен на рисунке 4.2б.

Осуществим выбор и расчет параметров блока Micrologic5.0A.

1. Защита от перегрузки.

1.1 Уставка по току защиты от перегрузки I_rтакже должна быть равной или больше рабочего максимального тока, протекающего через выключатель QF1:

I_r.QF1≥I_{РАБ.МАКС.QF1}= 770 А.

Полученное значение уставки по току I_rменьше номинального тока выключателяI_QF1.Н=I_n= 1000 А.

Расцепитель позволяет делать меньшие уставки по току защиты от перегрузки. Они задаются в пределах (0,4–1,0)∙I_n, регулируются с помощью переключателяI_rна его передней панели (см. рисунок 4.2б).

Для определения положения переключателя I_rрассматривается соотношение:

.

Выбираем относительное значение уставки по току, равное I_r/I_n= 0,8 – этому соответствует 5-е положение переключателя 1 (см. рисунок 4.2б).

Micrologic 5.0 / 6.0 / 7.0	а)
б)

Рисунок 4.2 – а) Стилизованная и типовая время - токовые защитные

характеристики блока Micrologic5.0A,

б) фрагмент передней панели Micrologic5.0

Таким образом, уставка по току защиты от перегрузки будет равна:

I_r.QF1= 0,8 ∙ 1000 = 800 А.

1.2 Условные токи несрабатывания и срабатывания защиты от перегрузки будут равны:

I_nd =1,05 ∙ I_r ,

I_nd = 1,05 ∙ 800 = 840 А;

I_d = 1,2 ∙ I_r ,

I_d= 1,2 ∙ 800 = 960 А.

1.3 Примем уставку по времени защиты от перегрузки выключателя QF1 равной t_r.QF1= 4 с при токе 6∙I_r.QF1= 6∙800 = 4800 А. Этому соответствует 4-е положение переключателяt_r (см. рисунок 4.2б).

1.4 Разброс времени срабатывания защиты от перегрузок при токах:

- 70–100 с при токе 1,5∙I_r= 1,5∙800 = 1200 А;

- 3,2–4,0 с при токе 6∙I_r= 6∙800 = 4800 А;

- 2,16–2,7 с при токе 7,2∙I_r= 7,2∙800= 5760 А.

Эти точки мы используем при построении ВТХ защиты от перегруза выключателя QF1.

1.5 Коэффициент чувствительности защиты от перегруза к минимальному току КЗ защищаемой линии:

.

Это говорит о чувствительности защиты от перегрузок к удалённым КЗ.

2 Мгновенная токовая отсечка.

2.1 Уставку по току I_iсвязана с номинальным током выключателя и регулируется в диапазонеI_i= (2–15)∙I_nили может быть выведена из работы , 9-е положение «Off» переключателя 4 (см. рисунок 4.2б). Примем 2-х кратную уставку (1-е положение переключателя):

I_i= 2 ∙ 1000 = 2000А.

2.2 Точность срабатывания мгновенной токовой отсечки расцепителя Micrologic5.0Aсоставляет ±10 %. Тогда границы ΔI_i зоны разброса срабатывания будут ΔI_i.QF1= 1800 – 2200 А.

Диапазон срабатывания по времени Δt_iмгновенной токовой отсечки составляет: время несрабатывания 20 мс; максимальное время отключения 50 мс.

2.3 Проверим чувствительность мгновенной токовой отсечки к минимальному току двухфазного КЗ в месте установки выключателя QF1:

Следовательно, мгновенная токовая отсечка нечувствительна к току однофазного КЗ на шинах РЩ.

Проверка выключателя по предельной коммутационной стойкости при отключении КЗ. Номинальная предельная отключающая способность выбранного выключателя при напряжении сети 380 В составляет I_cu= 50 кА, что значительно больше предельного тока трёхфазного КЗ в месте установки выключателя

Результаты расчетов по выключателю QF1 сведены в таблице 4.1, а время - токовая характеристика показана на рисунке 4.3.

4.3 Расчет защиты ТП 10/0,4 кВ со стороны низшего напряжения

4.3.1 Исходные данные

Фрагмент участка рассчитываемой сети представлен на рисунке 4.1.

Номинальный ток секционных выключателей выбирается в пределах 50-70 % номинального тока вводных выключателей. Меньшая цифра соответствует симметричной загрузке секций сборных шин напряжением 0,4 кВ ТП, а большая – несимметричной загрузке.

Вводные автоматические выключатели по номинальному току выбираются в зависимости от номинальной мощности S_т.н силовых трансформаторов, их числа и загрузки в нормальном и послеаварийном режимах, т.е. параметры трансформаторов и вводных выключателей строго согласуются.

1 Исходные данные для выбора выключателей.

1.1 Номинальный ток трансформатора мощностью S_Т.Н= 1000 кВА на стороне НН равен:

(4.2)

По формуле (4.2):

Таблица 4.1 – Параметры автоматических выключателей, защищающих ТП

Место установки защиты	Выключатель, тип, расцепитель	IРАБ.МАКС,А	In, А	Защита от перегруза
				Ir,А	t, c , А Ind о.е	t, c , А Id о.е	tr, с I кА	Время срабатывания, с при значениях тока, кА, отнесенного к току Ir				,кА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12		13
Вводной выключатель	QF4, QF5, Masterpact NW25H1, Micrologic 5.0 A	2309	2500	2375	10000,00 2494,00 1,05	10000,0 2850,0 1,2	4,0 14,2	70,0–100,0 3,6 1,5∙Ir	3,2–4,0 14,2 6∙Ir	2,2–2,7 17,1 7,2∙Ir	3,075		1,23
Секционный выключатель	QF3 Masterpact NW16H1, Micrologic 5.0 A	1616	1600	1600	10000,00 1680,00 1,05	10000,0 1920,0 1,2	4,0 9,6	70,0–100,0 2,4 1,5∙Ir	3,2–4,0 9,6 6∙Ir	2,1-2,7 11,5 7,2∙Ir	3,075		1,83
ГРЩ	QF2, Compact NS1000N, Micrologic 5.0 A	770	1000	950	10000,00 997,5,00 1,05	10000,0 1140,0 1,0	4,0 5,7	90,0–180,0 1,4 1,5∙Ir	5–7,5 5,7 6∙Ir	3,2–5,0 6,8 7,2∙Ir	3,075		3,08
РЩ	QF1 Compact NS1000N, Micrologic 5.0 A	770	1000	800	10000,00 840,00 1,05	10000,0 960,0 1,2	4,0 4,8	70,0–100,0 1,2 1,5∙Ir	3,2–4,0 4,8 6∙Ir	2,2-2,7 5,8 7,2∙Ir	3,075		3,07

Продолжение таблицы 4.1

Место установки защиты	Селективная токовая отсечка								Мгновенная токовая отсечка
	КСЗП	IПИК, кА	Isd, кА	ΔIsd, кА	tsd, с	Δtsd, с	КЧ.СО	Ii, кА		ΔIi, кА	, кА		, кА	Icu,кА
1	14	15	16	17	18	19	20	21		22	23	24	25	26
Вводной выключатель	2	4,618	5,90	5,34 6,53	0,3	0,23 0,32	1,21	15,0		13,5 16,5	7,339	1,05	19,337	65
Секционный выключатель	2	3,230	4,00	3,60 4,40	0,2	0,14 0,20	1,54	9,6		8,6 10,6	7,339	0,76	19,337	150
ГРЩ	2	1,540	2,85	2,56 3,13	0,1	0,08 0,14	2,16	4,0		3,6 4,4	7,339	1,67	19,337	50
РЩ	2	-	-	-	0	-	-	2,0		1,8 2,2	3,075	1,54	7,267	50

Рисунок 4.3 – Карта селективности защитных характеристик выключателей QF1 –QF4

1.2 Рабочий максимальный ток вводных автоматических выключателей QF4, QF5 составит:

(4.3)

По формуле (4.3) получим:

1.3 Пиковый ток вводных автоматических выключателей QF4, QF5 при коэффициенте самозапуска К_СЗП= 2 составит:

.

1.4 Рабочий максимальный ток секционного выключателя QF3 составит:

1.5 Пиковый ток секционного автоматического выключателя QF3 составит:

.

1.6 Предельная отключающая способность вводных и секционных выключателей должна превосходить максимальный ток металлического трехфазного КЗ на сборных шинах напряжением 0,4 кВ ТП – .

1.7 Для проверки чувствительности защит, установленных на выключателях, необходимо знать максимальной трёхфазный ток КЗ на сборных шинах напряжением 0,4 кВ ТП (точка З, см. рисунок 4.1) – и минимальный ток КЗ на сборных шинах РЩ (точка И) –.

4.3.2 Расчет защиты отходящей от ТП кабельной линии

Максимальный рабочий ток кабельной линии, питающей РЩ, составляет I_{РАБ.МАКС}=770 А, пиковый ток I_ПИК = 1540А.

По каталогу [6, с.20-21,25] выбираем и устанавливаем автоматический выключатель CompactNS1000N(QF2) с номинальным токомI_n= 1000 А, номинальной предельной отключающей способностью при напряжении сети 380 ВI_cu= 50 кА. Для управления выключателем и защиты электрической сети выберем блок контроля и управленияMicrologic5.0A[7, с. 21-25].

Стилизованная и типовая время-токовые защитные характеристики блока Micrologic5.0Aпредставлены на рисунке 4.2а. Фрагменты панели блокаMicrologic5.0Aприведен на рисунке 4.2б.

Осуществим выбор и расчет параметров блока Micrologic5.0A.

1 Защита от перегрузки.

1.1 Уставка по току защиты от перегрузки I_rтакже должна быть равной или больше рабочего максимального тока, протекающего через выключатель QF2:

I_r.QF2≥I_{РАБ.МАКС.QF2}= 770 А.

Полученное значение уставки по току I_rменьше номинального тока выключателяI_QF3.Н=I_n= 1000 А.

Для определения положения переключателя I_rрассматривается соотношение:

.

Выбираем относительное значение уставки по току, равное I_r/I_n= 0,95 – этому соответствует 7-е положение переключателя 1 (см. рисунок 4.2б). Таким образом, уставка по току защиты от перегрузки будет равна:

I_r.QF2= 0,95 ∙ 1000 = 950 А.

1.2 Условные токи несрабатывания и срабатывания защиты от перегрузки будут равны:

I_nd =1,05 ∙ I_r ,

I_nd = 1,05 ∙ 950 = 997,5 А;

I_d = 1,2 ∙ I_r ,

I_d= 1,2 ∙ 950 = 1140 А.

1.3 Проверка селективности защит от перегруза автоматических выключателей QF2 и QF1. Ток несрабатывания I_nd.QF2= 997,5 А защиты от перегруза выключателя QF2 должен быть больше тока срабатыванияI_d.QF1= 960 А защиты от перегруза выключателя QF1. Условие выполняется, следовательно, ВТХ этих двух защит накладываться друг на друга не будут.

1.4 Время срабатывания t_rзащиты от перегрузки выключателя QF2 выбирается с учётом согласования с защитными ВТХ нижестоящего автоматического выключателя отходящей линии (QF1). Учитывая изложенное, примем уставку по времени защиты от перегрузки выключателя QF2 равнойt_r.QF2= 4 с при токе 6∙I_r.QF1= 6∙950 = 5700 А. Этому соответствует 4-е положение переключателяt_r (см. рисунок 4.2б).

1.5 Разброс времени срабатывания защиты от перегрузок при токах:

- 70–100 с при токе 1,5∙I_r= 1,5∙950 = 1425 А;

- 3,2–4,0 с при токе 6∙I_r= 6∙950 = 5700 А;

- 2,16–2,7 с при токе 7,2∙I_r= 7,2∙950 = 6840 А.

Эти точки мы используем при построении ВТХ защиты от перегруза выключателя QF2.

1.6 Коэффициент чувствительности защиты от перегруза к минимальному току КЗ на сборных шинах РЩ:

Это говорит о чувствительности защиты от перегрузок к удалённым КЗ.

2 Селективная токовая отсечка.

2.1 Уставка по току I_sdселективной токовой отсечки должна быть отстроена (должна быть больше) от пикового токаI_ПИК.QF2= 1540 А, который протекает по выключателю QF2. Уставка по токуI_sdсвязана с уставкой по токуI_rзащиты от перегрузок и регулируется переключателем 3 (см. рисунок 4.2б) пределахI_sd= (1,5–10)∙I_r. Для предварительного определения уставки по току определим отношение пикового токаI_ПИК.QF2к уставке по токуI_r.QF3:

Ближайшая большая уставка будет:

I_sd.QF2= 3 ∙I_r.QF2,

I_sd.QF2= 3 ∙ 950 = 2850 А.

Этому соответствует 4-е положение переключателя 3 уставок.

2.2 Точность срабатывания селективной токовой отсечки расцепителя Micrologic5.0Aсоставляет ±10 % и находится в пределах ΔI_sd.QF2= 2560 – 3135 А.

2.3 Выбор уставки по времени t_sdселективной токовой отсечки выключателя QF2 необходимо производить также с учетом защитных ВТХ нижестоящих выключателя QF1. Постоянная минимальная выдержка времени расцепителяMicrologic5.0Aперед отключением составляетt_sd.QF1≤ 20 мс. Следовательно, уставка должна быть:t_sd.QF2=0,1 с. Уставкаt_sd.QF2на расцепителе выставляется с помощью переключателя, устанавливаемого в 1-е положение в зоне «On» (см. рисунок 4.2б).

2.4 Диапазон изменения времени срабатывания селективной токовой отсечки составит Δt_sd.QF2= 0,08 – 0,14 с [7, с. 25].

2.5 Проверим чувствительность селективной токовой отсечки к минимальному току двухфазного КЗ в конце защищаемой линии:

Следовательно, селективная токовая отсечка чувствительна к току двухфазного КЗ на шинах РЩ.

3 Мгновенная токовая отсечка.

3.1 Уставка по току I_iсвязана с номинальным током выключателя и регулируется в диапазонеI_i= (2–15)∙I_nили может быть выведена из работы , 9-е положение «Off» переключателя 4 (см. рисунок 4.2б). Примем 6-ти кратную уставку (4-е положение переключателя):

I_i= 4 ∙ 1000 = 4000А.

3.2 Точность срабатывания мгновенной токовой отсечки расцепителя Micrologic5.0Aсоставляет ±10 %. Тогда границы ΔI_i зоны разброса срабатывания будут ΔI_i.QF2= 3600 – 4400 А.

3.3 Проверка селективности мгновенных токовых отсечек автоматических выключателей QF2 и QF1. Ток несрабатывания I_i.QF2= 3600 А мгновенной токовой отсечки выключателя QF2 должен быть больше тока срабатыванияI_i.QF1= 2200 А мгновенной токовой отсечки выключателя QF1. Условие выполняется, следовательно, ВТХ этих двух защит накладываться друг на друга не будут.

3.2 Диапазон срабатывания по времени Δt_iмгновенной токовой отсечки составляет: время несрабатывания 20 мс; максимальное время отключения 50 мс.

3.3 Проверим чувствительность мгновенной токовой отсечки к минимальному току однофазного КЗ в месте установки выключателя QF2:

Следовательно, мгновенная токовая отсечка нечувствительна к току однофазного КЗ на сборных шинах ТП 0,4 кВ.

Чувствительность мгновенной токовой отсечки к минимальному току двухфазного КЗ в месте установки выключателя QF2:

Следовательно, мгновенная токовая отсечка чувствительна к току двухфазного КЗ на сборных шинах ТП 0,4 кВ.

3.4 Проверка выключателя по предельной коммутационной стойкости при отключении КЗ. Номинальная предельная отключающая способность выключателя I_cu= 50 кА, что значительно больше предельного тока трёхфазного КЗ в месте установки выключателя.

Результаты расчетов по выключателю QF2 сведены в таблице 4.1, а времятоковая характеристика показана на рисунке 4.3.

4.3.3 Расчет уставок защиты секционного выключателя QF3

Номинальный ток секционного автоматического выключателя QF3 должен быть равным или больше тока, протекающему по нему рабочего максимального тока:

.

По каталогу [7, с. 16-17] выбираем выключатель MasterpactNW16H1 с номинальным токомI_n= 1600 А, номинальной предельной отключающей способностью при напряжении сети 380 В – полный ток отключенияI_cu= 42 кА (действующий).

Для управления выключателем и защиты электрической сети выберем блок контроля и управления Micrologic5.0A[7, с. 21-25].

Стилизованная и типовая время-токовые защитные характеристики блока Micrologic5.0Aпредставлены на рисунке 4.2а.

Фрагменты панели блока Micrologic5.0Aприведен на рисунке 4.2б.

Осуществим выбор и расчет параметров блока Micrologic5.0A.

1 Защита от перегрузки.

1.1 Уставка по току защиты от перегрузки I_rтакже должна быть равной или больше рабочего максимального тока, протекающего через выключатель QF3:

I_r.QF3≥I_{РАБ.МАКС.QF3}= 1616 А.

Расцепитель позволяет делать меньшие уставки по току защиты от перегрузки. Они задаются в пределах (0,4–1,0)∙I_n, регулируются с помощью переключателяI_rна его передней панели (см. рисунок 4.2б).

Для определения положения переключателя I_rрассматривается соотношение:

.

Выбираем относительное значение уставки по току, равное I_r/I_n= 1 – этому соответствует 1-е положение переключателя 1 (см. рисунок 4.2б). Таким образом, уставка по току защиты от перегрузки будет равна:

I_r.QF3= 1 ∙ 1600 = 1600 А.

1.2 Условные токи несрабатывания и срабатывания защиты от перегрузки будут равны:

I_nd =1,05 ∙ I_r ,

I_nd = 1,05 ∙ 1600 = 1680 А;

I_d = 1,2 ∙ I_r ,

I_d= 1,2 ∙ 1600 = 1920 А.

1.3 Проверка селективности защит от перегруза автоматических выключателей QF3 и QF2. Ток несрабатывания I_nd.QF3= 1680 А защиты от перегруза выключателя QF3 должен быть больше тока срабатыванияI_d.QF2= 1140 А защиты от перегруза выключателя QF2. Условие выполняется, следовательно, ВТХ этих двух защит накладываться друг на друга не будут.

1.4 Время срабатывания t_rзащиты от перегрузки выключателя QF3 выбирается с учётом согласования с защитными ВТХ нижестоящего автоматического выключателя отходящей линии (QF2). Учитывая изложенное, примем уставку по времени защиты от перегрузки выключателя QF3 равнойt_r.QF3= 4 с при токе 6∙I_r.QF1= 6∙1600 = 9600 А. Этому соответствует 4-е положение переключателяt_r (см. рисунок 4.2б).

1.5 Разброс времени срабатывания защиты от перегрузок при токах:

- 70–100 с при токе 1,5∙I_r= 1,5∙1600 = 2400 А;

- 3,2–4,0 с при токе 6∙I_r= 6∙1600 = 9600 А;

- 2,16–2,7 с при токе 7,2∙I_r= 7,2∙1600 = 11520 А.

Эти точки мы используем при построении ВТХ защиты от перегруза выключателя QF3.

1.6 Коэффициент чувствительности защиты от перегруза к минимальному току КЗ на сборных шинах РЩ:

.

Следовательно, чувствительность защиты от перегруза недостаточна к удалённым КЗ.

2 Селективная токовая отсечка.

2.1 Уставка по току I_sdселективной токовой отсечки должна быть отстроена (должна быть больше) от пикового токаI_ПИК.QF3= 3232,6 А, который протекает по секционному выключателю QF3. Уставка по токуI_sdсвязана с уставкой по токуI_rзащиты от перегрузок и регулируется переключателем 3 (см. рисунок 4.2б) пределахI_sd= (1,5–10)∙I_r. Для предварительного определения уставки по току определим отношение пикового токаI_ПИК.QF3к уставке по токуI_r.QF3:

Ближайшая большая уставка будет:

I_sd.QF3= 2,5 ∙I_r.QF3,

I_sd.QF3= 2,5 ∙ 1600 = 4000 А.

Этому соответствует 3-е положение переключателя уставок 3(см. рисунок 4.2б).

2.2 Полученная уставка селективной токовой отсечки выключателя QF3 должна быть проверена на селективность с уставкой по току селективной токовой от-

сечки выключателя QF4. Условием токовой селективности двух последовательно защит является выполнение соотношения:

Условие согласования уставок по току двух селективных токовых отсечек, установленных на автоматических выключателях разных уровней СЭС, выполняется. Окончательно уставку по току селективной токовой отсечки выключателя QF3 примемI_sd.QF3= 4000А.

2.3 Точность срабатывания селективной токовой отсечки расцепителя Micrologic5.0Aсоставляет ±10 % и находится в пределах ΔI_sd.QF3= 3600–4400А. Отметим, что минимальное значениеI_sd.QF3= 3600 А больше максимального значенияI_sd.QF2= 3135 А, т.е. наложения время-токовых характеристик защит разных уровней системы электроснабжения не будет.

2.4 Выбор уставки по времени t_sdселективной токовой отсечки выключателя QF3 необходимо производить также с учетом защитных ВТХ нижестоящих выключателя QF2. Постоянная минимальная выдержка времени расцепителяMicrologic5.0Aперед отключением составляетt_sd.QF2≤ 20 мс. Следовательно, уставка должна быть:

t_sd.QF3=t_sd.QF2+ Δt = 0,1 +0,1 =0,2 с.

Ближайшее большее значение уставки по времени на расцепителе Micrologic5.0Aсоставляетt_sd.QF3= 0,2 с. Уставкаt_sd.QF3на расцепителе выставляется с помощью переключателя, устанавливаемого во 2-е положение в зоне «On» (см. рисунок 4.2б).

2.5 Диапазон изменения времени срабатывания селективной токовой отсечки составит Δt_sd.QF3= 0,14 – 0,2 с [7, с. 25].

2.6 Проверим чувствительность селективной токовой отсечки к минимальному току двухфазного КЗ в конце защищаемой линии:

Следовательно, селективная токовая отсечка чувствительна к току двухфазного КЗ на шинах РЩ.

3 Мгновенная токовая отсечка.

3.1 Уставку по току I_iсвязана с номинальным током выключателя и регулируется в диапазонеI_i= (2–15)∙I_nили может быть выведена из работы , 9-е положение «Off» переключателя 4 (см. рисунок 4.2б). Примем 6-ти кратную уставку (4-е положение переключателя):

I_i= 6 ∙ 1600 = 9600А.

3.2 Точность срабатывания мгновенной токовой отсечки расцепителя Micrologic5.0Aсоставляет ±10 %. Тогда границы ΔI_i зоны разброса срабатывания будут ΔI_i.QF3= 8640 – 10560 А.

3.3 Проверка селективности мгновенных токовых отсечек автоматических выключателей QF3 и QF2. Ток несрабатывания I_i.QF3= 8640 А мгновенной токовой отсечки выключателя QF3 должен быть больше тока срабатыванияI_i.QF2= 4400 А мгновенной токовой отсечки выключателя QF2. Условие выполняется, следовательно, ВТХ этих двух защит накладываться друг на друга не будут.

3.2 Диапазон срабатывания по времени Δt_iмгновенной токовой отсечки составляет: время несрабатывания 20 мс; максимальное время отключения 50 мс.

3.3 Проверим чувствительность мгновенной токовой отсечки к минимальному току двухфазного КЗ в месте установки выключателя QF3:

Следовательно, мгновенная токовая отсечка нечувствительна к току двухфазного КЗ на сборных шинах ТП 0,4 кВ.

3.3 Проверка выключателя по предельной коммутационной стойкости при отключении КЗ. Номинальная предельная отключающая способность выбранного выключателя при напряжении сети 380 В составляет I_cu= 150 кА, что значительно больше предельного тока трёхфазного КЗ в месте установки выключателя

Результаты расчета уставок выключателя QF3 сведены в таблице 4.1, а время – токовая характеристика показана на рисунке 4.3.

4.3.4 Расчет уставок защиты вводных выключателей QF4 и QF5

Номинальный ток вводных автоматических выключателей QF4 и QF5 должен быть равным или больше тока, протекающему по ним рабочего максимального тока:

.

По каталогу [7, с. 20-21] выбираем выключатель MasterpactNW25H1 с номинальным токомI_n= 2500 А, номинальной предельной отключающей способностью при напряжении сети 380 В – полный ток отключенияI_cu= 65 кА (действующий).

Для управления вводными выключателями и защиты электрической сети выберем блок контроля и управления Micrologic5.0A.

1 Защита от перегрузки.

1.1 Уставка по току защиты от перегрузки I_rтакже должна быть равной или больше рабочего максимального тока, протекающего через выключатель QF1:

I_r.QF4≥I_{РАБ.МАКС.QF4}= 2309 А.

Полученное значение уставки по току I_rменьше номинального тока выключателяI_QF4.Н=I_n= 2500 А. Расцепитель позволяет делать меньшие уставки по току защиты от перегрузки. Они задаются в пределах (0,4–1,0)∙I_n, регулируются с помощью переключателяI_rна его передней панели.

Для определения положения переключателя I_rрассматривается соотношение:

.

Выбираем относительное значение уставки по току, равное I_r/I_n= 0,95 – этому соответствует 7-е положение переключателя 1 (см. рисунок 4.2б). Таким образом, уставка по току защиты от перегрузки будет равна:

I_r.QF4= 0,95 ∙ 2500 = 2375 А.

1.2 Условные токи несрабатывания и срабатывания защиты от перегрузки будут равны:

I_nd =1,05 ∙ I_r ,

I_nd = 1,05 ∙ 2375 = 2494 А;

I_d = 1,20 ∙ I_r ,

I_d= 1,2 ∙ 2375 = 2850 А.

1.3 Ток несрабатывания I_nd.QF4= 2494 А защиты от перегруза выключателя QF4 должен быть больше тока срабатыванияI_d.QF3= 1920 А защиты от перегруза

выключателя QF3. Условие выполняется, следовательно, ВТХ этих двух защит накладываться друг на друга не будут.

1.4 Время срабатывания t_rзащиты от перегрузки выключателя QF4 выбирается с учётом согласования с защитными ВТХ нижестоящего секционного автоматического выключателяQF3. Примем уставку по времени защиты от перегрузки выключателя QF4 равнойt_r.QF4= 4 с при токе 6∙I_r.QF4= 6∙2375 = 14250 А. Этому соответствует 4-е положение переключателяt_r (см. рисунок 4.2б).

1.5 Разброс времени срабатывания защиты от перегрузок при токах:

- 70–100 с при токе 1,5∙I_r= 1,5∙2375 = 3562,5 А;

- 3,2–4,0 с при токе 6∙I_r= 6∙2375 = 14250 А;

- 2,16–2,7 с при токе 7,2∙I_r= 7,2∙2375 = 17100 А.

Эти точки мы используем при построении ВТХ защиты от перегруза выключателя QF4.

1.6 Коэффициент чувствительности защиты от перегруза к минимальному току однофазного КЗ на сборных шинах РЩ:

Это говорит о недостаточной чувствительности защиты от перегрузок к удалённым КЗ. Данная защита будет чувствовать только минимальные токи КЗ, если они превысят свое значение.

2 Селективная токовая отсечка.

2.1 Уставка по току I_sdселективной токовой отсечки должна быть отстроена (должна быть больше) от пикового токаI_ПИК.QF4= 4618 А, который протекает по вводному выключателю QF4. Уставка по токуI_sdсвязана с уставкой по токуI_rзащиты от перегрузок и регулируется переключателем 3 (см. рисунок 4.2б) в пределахI_sd= (1,5–10)∙I_r.

Для предварительного определения уставки по току определим отношение пикового тока I_ПИК.QF4к уставке по токуI_r.QF4:

Ближайшая большая уставка по току I_sdселективной токовой отсечки выключателя QF4 будет равна:

I_sd.QF4= 2 ∙I_r.QF4,

I_sd.QF4= 2 ∙ 2375 = 4750 А.

Этому соответствует 4-е положение переключателя уставок 3 (см. рисунок 4.2б).

2.2 Полученная уставка селективной токовой отсечки выключателя QF4 должна быть проверена на селективность с уставкой по току селективной токовой отсечки выключателяQF3. Условием токовой селективности двух последовательно защит является выполнение соотношения:

Примем значение коэффициента надежности согласования К_Н.СОГЛ= 1,48. Тогда уставка:

Окончательно уставку по току селективной токовой отсечки выключателя QF4 примем:

I_sd.QF4= 2,5 ∙I_r.QF4,

I_sd.QF4= 2,5 ∙ 2375 = 5938 А.

2.3 Точность срабатывания селективной токовой отсечки расцепителя Micrologic5.0Aсоставляет ±10 % и находится в пределах ΔI_sd.QF4= 5344 – 6531,8 А.

Отметим, что минимальное значение I_sd.QF4= 5344 А больше максимального значенияI_sd.QF3= 4400 А, т.е. наложения время-токовых характеристик защит разных уровней системы электроснабжения не будет.

2.4 Выбор уставки по времени t_sdселективной токовой отсечки выключателя QF1 необходимо производить также с учетом защитных ВТХ нижестоящего выключателя QF3. Следовательно, уставка должна быть:

t_sd.QF4=t_sd.QF3+ Δt = 0,2 +0,1 =0,3 с.

Уставка t_sd.QF4на расцепителеMicrologic5.0Aвыставляется с помощью переключателя, устанавливаемого во 3-е положение в зоне «Off» (см. рисунок 4.2б).

2.5 Диапазон изменения времени срабатывания селективной токовой отсечки составит Δt_sd.QF4= 0,23 – 0,32 с [7, с. 25].

2.6 Проверим чувствительность селективной токовой отсечки к минимальному току двухфазного КЗ на шинах РЩ:

Следовательно, селективная токовая отсечка чувствительна к току двухфазного КЗ на шинах РЩ.

3 Мгновенная токовая отсечка

3.1 Уставку по току I_iсвязана с номинальным т оком выключателя и регулируется в диапазонеI_i= (2–15)∙I_nили может быть выведена из работы, 9-е положение «Off» переключателя 4. Примем 6-ти кратную уставку (4-е положение переключателя)I_i.QF1= 6 ∙ 2500 = 15000 А.

3.2 Точность срабатывания мгновенной токовой отсечки расцепителя Micrologic5.0Aсоставляет ±10 %. Тогда границы ΔI_i зоны разброса срабатывания будут ΔI_i.QF1= 13500 – 16500 А.

3.3 Проверка селективности мгновенных токовых отсечек автоматических выключателей QF4 и QF3. Ток несрабатывания I_i.QF4= 13500 А мгновенной токовой отсечки выключателя QF4 должен быть больше тока срабатыванияI_i.QF3= 10560 А мгновенной токовой отсечки выключателя QF3. Условие выполняется, следовательно, ВТХ этих двух защит накладываться друг на друга не будут.

3.4 Диапазон срабатывания по времени Δt_iмгновенной токовой отсечки составляет: время несрабатывания 20 мс; максимальное время отключения 50 мс.

3.5 Проверим чувствительность мгновенной токовой отсечки к минимальному току двухфазного КЗ в месте установки выключателя QF4:

Следовательно, мгновенная токовая отсечка нечувствительна к току однофазного и двухфазного КЗ на сборных шинах ТП 0,4 кВ.

3.6 Проверка выключателя по предельной коммутационной стойкости при отключении КЗ . Номинальная предельная отключающая способность выбранного выключателя при напряжении сети 380 В составляет I_cu= 65 кА, что значительно больше предельного тока трёхфазного КЗ в месте установки выключателя.

Результаты расчетов по вводным выключателям QF4 иQF5 сведены в таблице 4.1, а время-токовая характеристика показана на рисунке 4.3.

Выводы по разделу четыре

По результатам расчета построены время – токовые характеристики выключателей, установленных для защиты распределительной электрической сети напряжением 0,4 кВ. Построенная диаграмма селективностей показывает, что выбранные автоматические выключатели отвечают требованиям селективности.

5 ЗАЩИТА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ НАПРЯЖЕНИЕМ 10 кВ

На рисунке 5.1 представлен фрагмент схемы электроснабжения Кардиоцентра.

Рисунок 5.1 – Схема электроснабжения ФЦССХ с нанесением токов нагрузки и короткого замыкания

Можно выделить три характерных участка сети, для которых необходимо рассчитать релейную защиту:

1. Трансформаторная подстанция ТП– 2520 напряжением 10/0,4 кВ на стороне высшего напряжения. Трансформаторы ТП – 2520 присоединены к питающей линии через элегазовый выключатель. Защита может быть осуществлена с помощью устройств Sepam. Также защиты устанавливаются на секционном и вводном выключателях.

2. Распределительный пункт РП – 118 напряжением 10 кВ. Здесь защиты устанавливаются:

- в начале отходящих от РП – 118 – 10 кВ линий;

- на секционном выключателе РП – 118 – 10 кВ;

- на вводном в РП – 118 – 10 кВ выключателе.

3. ПС напряжением 110/10 кВ. Здесь защиты устанавливаются:

- в начале отходящих от шин 10 кВ ПС линий;

- на секционном выключателе ПС – 10 кВ;

- на вводном в ПС выключателе.

Рассмотрим последовательно защиты этих характерных участков сети.

5.1 Релейная защита трансформаторной подстанции напряжением 10/0,4 кВ со стороны высшего напряжения

5.1.1 Основные положения организации релейной защиты силового трансформатора напряжением 10/0,4 кВ

В соответствие с требованиями ПУЭ [4] для защиты понижающих трансформаторов напряжением 10/0,4 кВ предусматриваются следующие основные типы релейной защиты:

1. На трансформаторах мощностью 0,4 МВ·А и более в зависимости от вероятности и значения возможной перегрузки следует предусматривать максимальную токовую защиту от токов, обусловленных перегрузкой, с действием на сигнал.

Для подстанций без постоянного дежурства персонала допускается предусматривать действие этой защиты на автоматическую разгрузку или отключение (при невозможности ликвидации перегрузки другими средствами) [4, п.3.2.69].

2. На трансформаторах мощностью менее 1 МВА (повышающих и понижающих) в качестве защиты от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ, должна быть предусмотрена действующая на отключение максимальная токовая защита, состоящая из двух ступеней – селективной токовой отсечки и мгновенной токовой отсечки [4, п.3.2.60].

а) Максимальная токовая защита (МТЗ) трансформатора (селективная токовая защита с зависимой выдержкой времени) от внешних КЗ устанавливается на стороне ВН и является одновременно защитой ввода рабочего питания 0,4 кВ. МТЗ действует на отключение и является резервной для токовых защит трансформатора при их отказе или выводе из действия.

б) Мгновенная токовая отсечка от междуфазных КЗ устанавливается на выводах ВН трансформатора. По условиям селективности токовая отсечка не должна срабатывать при КЗ на стороне 0,4 кВ. Это обеспечивается правильным выбором значений параметров срабатывания этой защиты. В зону действия токовой отсечки входят часть первичных обмоток трансформатора, выводы ВН и линия, соединяющая трансформатор с выключателем на стороне ВН. Данная защита относится к основным защитам трансформатора, действует без выдержки времени на его отключение. [4, п. 3.2.54].

3. Газовая защита - от всех видов повреждений внутри бака трансформатора, сопровождающихся выделением газа из трансформаторного масла, а также от понижения уровня масла в баке. [4, п. 3.2.53].

В нашем случае используется масляный трансформатор типа ТМГ 1000/10, который оснащается газовой защитой.

4. Специальная токовая защита нулевой последовательности – от однофазных КЗ на землю в сети НН (при недостаточной чувствительности к КЗ в зонах дальнего резервирования), работающих с глухозаземленной нейтралью.

5. Специальная резервная максимальная токовая защита – от междуфазных КЗ в сети НН (при недостаточной чувствительности к КЗ в зонах дальнего резервирования максимальной токовой защиты по п.2) [4].

6. Контроль температуры изоляции.

Примечание: защиты по пунктам 5 и 6 в дипломном проекте не рассматриваются.

На рисунке 5.2 показана расстановка защит силового трансформатора напряжением 10/0,4 кВ с выключателем, установленным непосредственно в ТП.

Рисунок 5.2 - Защита силовых трансформаторов напряжением 6–10/0,4 кВ

5.1.2 Расчет защиты трансформатора с помощью устройства Sepam T20

На рисунке 5.3 показана организация релейной защиты трансформаторной подстанции со стороны ВН.

Рисунок 5.3 - Организация защиты трансформатора напряжением 10/0,4 кВ

на стороне ВН

Защиту трансформаторов Т1 – Т2 осуществим с применением цифровых терминалов SEPAM1000+ Т20 (см. рисунок 5.3) с функциями 51, 49RMS, 49T, используемых[8]:

- 51 – для защиты от симметричных перегрузок на стороне ВН, от внешних КЗ (МТЗ) и от междуфазных КЗ;

- 49RMS– от тепловой перегрузки без применения датчиков температуры;

- 49Т – для тепловой защиты трансформатора;

- газовая защита.

Осуществим расчет уставок защит силовых трансформаторов.

Максимально токовая защита блока SepamТ20 (функция 51) должна быть согласована с защитными время-токовыми характеристиками расцепителя автоматического выключателяQF4, которые приведены в таблице 5.1 (получена из таблицы 4.1).

В таблице 5.1 для каждого тока указаны два его значения – в числителе приведенные к напряжению 10 кВ, а в знаменателе – рассчитанные для сети 380 В. Приведение токов осуществлено по формуле (5.1):

,

Таблица 5.1 – Параметры выключателей

Место установки защиты

Выключа тель

IРАБ.МАКС, А

In, А/А

Защита от перегрузки

Ir, А

1,05∙Ir, А

1,2∙Ir, А

tr, с

Время срабатывания Δtr, с при значениях тока, А/кА

, А/кА

Выключатель на стороне 10 кВ

Q1

92,36

–

150

–

–

–

–

–

–

293,6 7339,0

1,30

Вводной выключатель на стороне 0,4 кВ

QF4

92,36 2309,00

100 2500

95 2375

99,8 2494,0

114 2850

4 при 6∙Ir

70-100,0 142,4 3,6 (1,5∙Ir)

3,2-4,0 570,0 14,2 (6∙Ir)

2,2-2,7 684,0 17,1 (7,2∙Ir)

3,1

1,23

Продолжение таблицы 5.1

Место установки защиты	Селективная токовая отсечка									Мгновенная токовая отсечка
	КСЗП	IПИК, А/кА	Isd, А/кА	ΔIsd, А/кА	tsd, с	Δtsd, с	, А/кА	КЧ.СО	Ii, А/кА		ΔIi, А/кА	КЧ.МО	, А/кА	Icu, А/кА
Выключатель на стороне 10 кВ	2	203,2	340,0	–	0,6	–	293,6 7339,0	0,57	890,0		–	6,14	773,50 19,34	-
Вводной выключатель на стороне 0,4 кВ	2	184,7 4,6	237,2 5,9	214,0-261,0 5,3 -6,5	0,3	0,22-0,32	672,0 16,8	1,21	570,0 14,2		512,0-628,0 12,8-15,7	1,05	218,50 5463,00	2,6 65,0

		Рисунок 5.3 – Схема защиты трансформатора с использованием терминала SepamТ20
	(5.1)

где К_ТН– коэффициент трансформации силового трансформатора. Для трансформатора напряжением 10/0,4 кВ коэффициент равен К_ТН= 25.

Расчет карты селективности по стандартной методике.

Для проведения расчетов введем обозначения:

- ВТХ выключателя QF4, все расчетные параметры (уставки по току и времени) обозначим индексом А. Этой же буквой будем обозначать характерную точку ВТХ, где необходимо учитывать согласование с вышестоящими защитами;

- аналогично индексом Б обозначим параметры защиты на стороне ВН трансформатора Т1.

1) Защита от перегрузок

Для реализации этой защиты используем ВТХ с зависимой от тока выдержкой времени, чтобы она максимально приближалась к аналогичной защите выключателя QF4.

Поскольку токи иравны друг другу, то уставка по токузащиты от перегрузок на стороне ВН трансформатора должна быть отстроена от защиты от перегрузок выключателяQF4. Максимальное значение тока (с учетом разброса характеристик срабатывания) защиты от перегрузок выключателяQF4 равно:

Тогда ток срабатывания защиты от перегрузок на стороне ВН трансформатора выбирается наибольшим из следующих условий:

а) Уставка по току срабатывания защиты от перегрузок должна быть отстроена от максимального рабочего тока трансформатора:

где К_Н.О= 1,05 – коэффициент надежности отключения;

К_В= 0,935 – коэффициент возврата.

б) Защита от перегрузок должна быть отстроена от предыдущей защиты, то есть от защиты вводного выключателя QF4 (QF5):

где К_Н.С= 1,3 – коэффициент надежности согласования с нижестоящей защитой.

Выбираем в качестве уставки защиты от перегрузок наибольшее значение I_S=I_r.Q1= 150 А (см. таблицу 5.1).

Ближайшее приближение ВТХ защиты от перегрузок выключателя Q1 к ВТХ выключателяQF4 возможно в двух точках А и А' (см. рисунок 5.4). Сначала рассмотрим прохождение ВТХ выключателяQ1 вблизи точки А.

ВТХ защиты от перегрузок трансформатора должна пройти через точку Б, отстоящую от точки А на ступень селективности Δt= 0,3 с. Координаты точки А

равны I^А= 6,53 кА (максимальное значение тока срабатывания селективной токовой отсечки выключателяQF1) иt^А= 16 с (см. таблицу 5.1). Следовательно, коор-динаты точки Б будут:t^Б=t^А+ Δt= 16 + 0,3 = 16,3 с;I^Б=I^А= 6,53 кА;

или кратность тока будет равна:

Терминалы SEPAMимеют несколько типов кривых отключения, определяемых с помощью уравнений и установленных в соответствии со стандартами различных организаций, например, кривые МЭК (см. рисунок 5.5):

• обратно зависимая выдержка (SIT, standard inverse time);

• очень обратно зависимая выдержка (VIT,veryinversetime);

• чрезвычайно обратно зависимая выдержка (EIT,extremelyinversetime);

- обратно-зависимая выдержка времени (RI,curve) [5].

Сначала выбираем рекомендуемый тип кривой SIT– самую пологую характеристику, для которой коэффициенты аппроксимации равны α = 0,02 и К =0,14. Рассчитаем коэффициент по формуле (5.2):

(5.2)

Рисунок 5.4 – Карта селективности защит электрической сети напряжением 10 кВ (типовой расчет)

Рисунок 5.5 - Типы обратно-зависимых время-токовых характеристик устройств защиты Sepam

Теперь рассчитаем несколько точек кривой . Время срабатывания защиты рассчитаем по формуле:

(5.3)

Используя выражение (5.3) для кратности тока:

.

Остальные расчеты сведем в таблицу 5.2.

Таблица 5.2 – Время-токовая характеристика защиты от перегрузки,

установленной на выключателе Q1

Тип кривой	К	α	Ir.Q1, А	tБ, с	, А		, с, при разных
							1,1	1,75	2	3	6	10	4,19
SIT	0,14	0,02	150	19,3	6,53	1,3	95,4 165,0	16,2 262,5	13 300	8 450	4,9 900,0	3,9 1500,0	6,3 700,5

Наносим полученную ВТХ SITна диаграмму селективности (см.рисунок 5.4). Видим, что она не пересекается с защитными время-токовыми характеристиками автоматического выключателяQF1, что говорит о выполнении условий селективности между защитами от перегрузок, установленных на сторонах НН и ВН силового трансформатора Т1.

Кроме того, нужно проверить выполнение условия селективности в точке А' (угол пересечения ВТХ селективной токовой отсечки и мгновенной токовой отсечки автоматического выключателя QF4 – см. рисунок 5.4) с полученной кривойSIT. Время срабатывания селективной токовой отсечки в этой точке равноt^А'= 0,32 с. Рассчитаем время срабатывания защиты от перегрузок, реализуемой с помощью кривойSIT, при токеI^А'= 15,7 кА (максимальном значении тока срабатывания мгновенной токовой отсечки выключателяQF4, см. таблицу 5.1) или относительном его значении (кратности) токе:

,

что значительно больше времени срабатывания защиты выключателя QF4 в точке А' –t^А'= 0,32 с, т.е. условие селективности соблюдается и для этой точки. Значение определенного времени запишем в последней колонке таблицы 5.2.

Проверим чувствительность защиты от перегруза к однофазному току КЗ на шинах НН трансформатора:

Следовательно, защита от перегруза нечувствительна к минимальному току КЗ на сборных шинах 0,4 кВ ТП.

Окончательно для реализации защиты от перегрузок на стороне ВН трансформатора Т1 выбираем зависимую от тока характеристику SIT.

2) Селективная токовая отсечка.

Селективная токовая отсечка (СТО) с выдержкой времени с действием на отключение предназначена для защиты от КЗ всех видов на выводах и внутри трансформатора, а также от внешних КЗ, то есть от повреждений на шинах НН и на отходящих линиях НН (на случай отказа их собственных защитных и коммутационных аппаратов).

Уставки селективной токовой отсечки должны обеспечивать:

- несрабатывание защиты при возникновении кратковременных пиковых нагрузок;

- согласование действия по току и по времени с предыдущими защитами;

- необходимую чувствительность при всех КЗ в зоне резервирования – при отказах срабатывания вводных выключателей на стороне НН ТП.

Защита осуществляется с помощью цифровых терминалов SEPAMT20 (функция 51) (см.рисунок 5.6).

а)	б)
Рисунок 5.6 – Максимальная токовая защита от междуфазных КЗ (ANSI50-51): а) блок-схема; б) кривая для 2-х независимых регулируемых ступеней

Максимальная токовая защита от междуфазных КЗ используется для определения токов перегрузки, которые возникают вследствие междуфазных коротких замыканий. Она использует измерение основной составляющей токов, производимых двумя или тремя фазными трансформаторами тока.

Выбор тока срабатывания защиты ведется по следующим условиям:

а) уставка по току срабатывания селективной токовой отсечки с учетом отстройки от максимально возможного тока нагрузки – пикового тока :

,

где – коэффициент надежности отстройки (несрабатывания) защиты;

– коэффициент самозапуска, учитывающий увеличение рабочего тока за счет одновременного пуска электродвигателей, которые затормозились при снижении напряжения во время возникновения внешнего КЗ;

– максимальный рабочий ток трансформатора Т1 на стороне ВН.

Рабочий ток трансформатора равен:

А.

б) уставка по току селективной токовой отсечки должна быть согласована с нижестоящей селективной токовой отсечкой выключателя QF4:

А.

Таким образом, за расчетный ток срабатывания защиты принимаем наибольший из определенных выше токов: А.

Уставка по времени срабатывания СТО принимается по условию селективности на ступень больше по отношению к предыдущей защите:

, (5.4)

где с – время срабатывания предыдущей защиты (вводного автоматического выключателяQF4);

с – ступень селективности по времени для микропроцессорных защит.

Используя выражение (5.4):

, с.

Проверим чувствительность СТО. Селективная токовая отсечка должна быть чувствительна к токам двухфазного и однофазного КЗ на стороне 0,4 кВ трансформатора в минимальном режиме работы сети. Поэтому чувствительность этой защиты должна проверяться к обоим токам. Но, учитывая, что в нашем случае ток однофазного КЗ меньше тока двухфазного КЗ, рассмотрим определение коэффициента чувствительности к току однофазного КЗ.

При соединении обмотки силового трансформатора Y/Y_hчувствительность защиты определяется формуле (5.5):

, (5.5)

где – коэффициент чувствительности защиты при выполнении основной функции;

– ток однофазного КЗ на выводах 0,4 кВ трансформатора (точка З, см. рисунок 5.1), приведенный к ВН:

.

Тогда по формуле (5.5):

.

Ток двухфазного КЗ на выводах 0,4 кВ трансформатора,приведенный к ВН:

Коэффициент чувствительности защиты к току двухфазного КЗ:

Следовательно, селективная токовая отсечка нечувствительна к минимальному току однофазного и двухфазного КЗ на сборных шинах 0,4 кВ ТП.

3. Мгновенная токовая отсечка (МТО)

Мгновенная токовая отсечка является быстродействующей максимальной токовой защитой с ограниченной зоной действия. Она предназначена для защиты трансформатора со стороны ВН от междуфазных КЗ. Зона действия отсечки начинается от трансформаторов тока, к которым подключена защита (выключатель на стороне ВН), и включает ошиновку, высоковольтные вводы и часть обмотки трансформатора ВН. Мгновенная токовая отсечка выполняется с действием на отключение трансформатора и не должна срабатывать при трехфазном КЗ на стороне 0,4 кВ в максимальном режиме работы сети и при включении трансформатора при броске намагничивающего тока, а также должна быть согласована с нижестоящей защитой.

Ток срабатывания МТО выбирается наибольшим, исходя из следующих трех условий:

а) отстройки от максимального тока трехфазного КЗ на выводах 0,4 кВ трансформатора Т1:

,

где – коэффициент надежности несрабатывания отсечки.

б) отстройки от бросков тока намагничивания трансформатора Т1 при его включении:

,

где – коэффициент отстройки от броска тока намагничивания при включении силового трансформатора.

в) согласования с нижестоящей мгновенной токовой отсечкой выключателя QF4:

,

где – коэффициент надежности согласования.

Таким образом, за расчетный ток срабатывания защиты принимаем наибольший из определенных выше токов: А.

Мгновенная токовая отсечка имеет независимую от тока характеристику, срабатывает без выдержки времени и действует на отключение трансформатора. Постоянная минимальная выдержка времени перед отключением, обусловленная временем срабатывания выключателя, составляет 50 мс.

Мгновенная токовая отсечка должна чувствовать ток двухфазного КЗ в месте установки защиты, т.е. на выводах ВН трансформатора в минимальном режиме работы сети.

Коэффициент чувствительности отсечки:

Следовательно, мгновенная токовая отсечка чувствительна к минимальному току двухфазного КЗ на выводах 10 кВ трансформатора.

По результатам расчета строим ВТХ защиты трансформатора на ВН (см. рисунок 5.4).

3. Контроль температуры изоляции при работе трансформаторов выполним с помощью функции 49TтерминалаSEPAMT20 (см. рисунок 5.7). Данный терминал позволяет подключать датчики температуры.

Рисунок 5.7 – Алгоритм работы блока 49Т

Защита запускается, когда контролируемая температура больше уставки Ts и имеет две независимые уставки - уставку аварийной сигнализации и уставку отключения.

Уставки регулируются в пределах от 0°C до 180°C. Активизированная защита определяет случаи обрыва или короткого замыкания температурных датчиков:

- короткое замыкание датчика обнаруживается в случае, когда измеряемая температура меньше -35 °C;

- обрыв датчика обнаруживается, когда измеряемая температура больше +205°C.

В случае обнаружения неисправности датчика выходы, соответствующие уставкам, блокируются, при этом выходы защиты устанавливаются на 0.

Сообщение "неисправность датчика" также имеется в матрице управления, и выдается сообщение аварийной сигнализации.

3. Также в терминале SEPAM Т20 реализуется защита от тепловой перегрузки без применения датчиков температуры с помощью блока 49RMS. Блок 49RMS осуществляет защиту как самого трансформатора, так и кабельной линии, питающей его [9]. Эта защита работает на сигнал (см. рисунок 5.8).

Рисунок 5.8 – Алгоритм работы тепловой защиты

На трансформаторах устанавливаются датчики температуры совместно с преобразователем, выполняющим функцию тепловой защиты. Преобразователь имеет две ступени тепловой защиты: первая ступень при температуре обмоток Т = 150°С действует на сигнал; вторая ступень при температуре Т = 160^оС действует на отключение трансформатора.

Защита оборудования от теплового повреждения, вызванного перегрузками, основана измерении потребляемого тока. В случае необходимости, в зависимости от условий процесса управления, тепловая защита может блокироваться логическим входом.

Тепловая мощность вычисляется с помощью математической модели, учитывающей: действующие значения тока (RMS); температуру окружающей среды.

Эта функция включает в себя 2 группы уставок, каждая их которых состоит из:

- регулируемой уставки аварийной сигнализации;

- регулируемой уставки отключения;

- уставки тепловой мощности для точной адаптации характеристик защиты к кривым теплостойкости оборудования, указанным производителем;

- постоянных времени нагрева и охлаждения оборудования.

Время отключения трансформатора (двигателя) зависит от кратности тока по отношению к номинальному и возрастает по экспоненциальному закону.

3. Газовая защита.

Обмотки трансформаторов ТМГ помещены в бак, залитый маслом, которое используется как для изоляции обмоток, так и для их охлаждения. При возникновении внутри бака электрической дуги КЗ, а также при перегреве обмоток масло разлагается, что сопровождается выделением газа. Это явление и используется для создания газовой защиты. На рисунке 2.14 представлен мановакуумметр, с помощью которого организуется газовая защита.

Схема защиты ТП1 с использованием терминала SepamТ20 приведена на рисунке 5.3, а спецификация в таблице 5.3.

Таблица 5.3 – Спецификация на защиту трансформатора

5.2. Расчет релейной защиты кабельных линий, отходящих от РП-118

Рассмотрим защиту кабельных линий КЛ5 – КЛ6 с помощью цифрового SEPAMS20 с функциями 51, 51N(см.рисунок 5.9).

Рисунок 5.9 – Защита отходящей от РП линии

В нашем случае для защиты кабельных линий (КЛ 5,6,13,14) устанавливаем селективную токовую защиту с зависимой время – токовой характеристикой и мгновенную токовую отсечку.

Рассчитаем уставки токовых защит кабельных линий, реализующих функцию 51.

1) Селективная токовая защита с зависимой время - токовой характеристикой.

Для предотвращения излишних срабатываний при отсутствии повреждений

в сети или повреждениях на смежных участках защита должна отстраиваться от наибольших токов нагрузки с учетом самозапуска электродвигателей и должна быть согласована с защитами нижестоящих участков.

Выбор тока срабатывания СТЗ ведется по следующим ниже условиям.

а) Уставка по току срабатывания должна быть отстроена от максимально возможного тока нагрузки – пикового тока :

(5.6)

где – коэффициент надежности отстройки (несрабатывания) защиты;

– коэффициент самозапуска, учитывающий увеличение рабочего тока за счет одновременного пуска всех электродвигателей, которые затормозились во время возникновения внешнего КЗ;

I_{РАБ.МАКС.Q2}– максимальный рабочий ток, проходящий через выключательQ2 (в аварийном режиме, когда питание всех четырех ТП осуществляется от ПС Новоградская черезQ2):

.

Следовательно используя (5.6):

б) Уставка по току селективной токовой защиты должна быть согласована с селективной токовой защитой нижестоящего выключателя Q1:

А.

Таким образом, за расчетный ток срабатывания защиты принимаем наибольший из определенных выше токов: А.

Уставка по времени срабатывания защиты принимается по условию селективности на ступень больше по отношению к предыдущей защите:

Проверим чувствительность защиты при выполнении ею основной функции при двухфазном металлическом КЗ в конце защищаемой линии в минимальном режиме:

Следовательно, селективная токовая защита чувствительна к току двухфазного КЗ на сборных шинах 10 кВ ТП.

Проверим чувствительность защиты к однофазному току замыкания на шинах НН (точка З) ТП-10/0,4 кВ в минимальном режиме:

Следовательно, селективная токовая защита нечувствительна к минимальному току однофазного КЗ на сборных шинах 0,4 кВ ТП.

Проведем расчет характеристики защиты выключателя.

Выдержка времени селективной защиты на этой ступени равна t_S.Q2= 0,9 с, ток срабатыванияI_S= 748 А,I_Q2= 10∙I_S= 7480 А, кратность тока. В начале выбираем тип кривойSIT. Рассчитываем, используя выражение (5.2), коэффициент:

.

Теперь рассчитаем, используя выражение (5.3), несколько точек кривой . Для кратности тока:

.

Результаты расчетов сведем в таблицу 5.4.

Таблица 5.4 – Время-токовая характеристика защиты выключателя Q2

Тип кривой	К	α	Isd.Q4, А	tsd, с	10·Isd, А		, с, при разных
							1,1	2	3	6	10	20
SIT	0,14	0,02	748	0,9	7480	0,3	22 823	3 1496	2 2244	1,2 4488,0	0,9 7480,0	0,7 14960,0

Нанесем рассчитанную ВТХ селективной защиты выключателя Q2 на диаграмму селективности (см. рисунок 5.4). Видим, что она не пересекается с ВТХ выключателяQ1. Поэтому остановимся на типовой кривойSIT.

2) Мгновенная токовая отсечка с независимой время - токовой характеристикой.

Защита должна отстраиваться от наибольшего тока КЗ где и должна быть согласована с защитами смежных участков.

Ток срабатывания МТО выбирается наибольшим, исходя из следующих условий:

а) отстройки от максимального тока трехфазного КЗ на стороне НН ТП-2520:

,

где – коэффициент надежности несрабатывания отсечки.

б) отстройки от бросков тока намагничивания трансформатора Т1 при его включении:

,

где – коэффициент отстройки от броска тока намагничивания при включении силового трансформатора.

в) согласования с нижестоящей мгновенной токовой защитой выключателя Q2:

,

где – коэффициент надежности согласования.

Таким образом, за расчетный ток срабатывания защиты принимаем наибольший из определенных выше токов: А.

Мгновенная токовая отсечка должна чувствовать ток двухфазного КЗ в месте установки защиты, т.е. на сборных шинах РП в минимальном режиме работы сети. Коэффициент чувствительности отсечки:

.

Мгновенная токовая отсечка чувствительна к минимальному току двухфазного КЗ сборных шинах РП.

По результатам расчета строим ВТХ выключателя Q2 (см. рисунок 5.4).

3) Защита от однофазных замыканий на землю.

Для защиты линии от ОЗЗ используется токовая защита нулевой последовательности, ненаправленная, с независимой время-токовой характеристикой.

Защиту от однофазных замыканий на землю (ОЗЗ) осуществим с помощью блока 51Nцифрового терминалаSEPAMS20.

Для выбора уставки срабатывания защиты от ОЗЗ необходимо рассчитать собственные емкостные токи линий и суммарный ток ОЗЗ.

Для кабеля 2хАСБ2л-(3х240) удельный емкостный ток однофазного замыкания на землю А/км.

Емкостный ток однофазного замыкания на землю линии:

(5.7)

где – удельный емкостный ток линии,А/км;

L_КЛi– длина линии,км. Тогда по формуле (5.7):

А.

Остальные линии рассчитываются аналогично, результаты расчета представлены в таблице 5.5.

Расчетное значение тока ОЗЗ электрической сети, состоящей из nкабельных линий определим по формуле:

,

Таблица 5.5 – Расчет тока ОЗЗ на шинах РП

Обозначение линии	Марка кабеля или провода	Удельный ёмкостный ток линии Iуд.с, А/км	Длина линии, км	Ёмкостный ток линии Iс, А
ПС Новоградская-РП-118 (КЛ1)	2хАСБ2л-(3х240)	1,60	2х2,230
КЛ, питающиеся от 1СШ ПС Новоградская	–	-	-	∑IС.КЛ.ПС = 54,00
РП- 118 – ТП – 2520 (КЛ5)	АСБ2л-(3х185)	1,40	0,215
ТП–2520 – ТП-2521 (КЛ7)	АСБ2л-(3х185)	1,40	0,355
ТП–2521 – ТП-2522 (КЛ9)	АСБ2л-(3х185)	1,40	0,115
КЛ, питающиеся от 1СШ РП-118	_	_	_	∑IС.КЛ.РП-118 = 9,00
РУ РП-Т (КЛ15)	АПвВнг-10-3х(1х95)	1,74	0,005	0,0087
Ток однофазного замыкания на землю 1-й сш IОЗЗ = IΣС					71,10

где L_КЛi– длинаi-ой кабельной линии;

I_УД.Сi– удельный емкостный ток, А/км.

В результате расчета получили ток однофазного замыкания на землю1-й СШ, равный 63,0087 А.

Ток срабатывания защиты, установленной на КЛ5:

(5.8)

где – коэффициент надежности срабатывания,

– коэффициент, учитывающий броски тока при перемежающихся дуговых замыканиях (значение дано для устройстваSEPAM).

Таким образом по формуле (5.8):

А.