Релейная защита

Министерство образования и науки Российской федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования Северо-Кавказский горно-металлургический институт (государственный технологический университет) Кафедра электроснабжения промышленных предприятий РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА Учебное пособие по подготовке к лекционным, практическим занятиям, выполнению курсовой работы, и организации самостоятельной работы для студентов, обучающихся по направлениям подготовки «Электроэнергетика и электротехника» Квалификация выпускника – бакалавр Составители: Москва 2021 г. 1 Р.В. Клюев УДК 621.313 Рецензент: д.т.н., проф., зав. каф. кафедрой «Применение электрической энергии в сельском хозяйстве» ФГБОУ ВО Горского ГАУ Кабалоев Таймураз Хамбиевич. Учебное пособие «Релейная защита» предназначено для обучающихся по направлениям подготовки 13.03.02, «Электроэнергетика и электротехника» (уровень – бакалавриат). Пособие предназначено для подготовки и проведения лекционных, практических занятий, выполнению курсовой работы, а также выполнения студентами самостоятельной работы по курсу «Релейная защита» для бакалавров направления подготовки 13.03.02. Пособие включает в себя основные требования, предъявляемые к релейной защите; содержит краткую характеристику повреждений и ненормальных режимов работы в электроустановках; знакомит студентов с основными видами реле и измерительными органами, применяемыми в схемах релейной защиты и принципами их действия. Основное внимание уделено вопросам, связанным с характеристикой защит, используемых на промышленных предприятиях, подстанциях, гидроэлектростанциях и т.д. Дается краткая характеристика максимальной токовой защиты (МТЗ), токовой отсечки (ТО), дистанционных, направленных, продольных и поперечных дифференциальных защит. Рассмотрены виды защит в сетях с большими и малыми токами замыкания на землю. Большое внимание уделено вопросам, связанным с характеристикой видов защит, применяемых на основном оборудовании (трансформаторы, линии, генераторы и т.д.). Дана характеристика основных устройств автоматики и телемеханики в системах электроснабжения (СЭС). Задачами курсовой работы по релейной защите являются: 1. Изучение заданной типовой однолинейной схемы участка радиальной линии электрической сети и составление её схемы замещения. 2. Расчет номинальных или рабочих максимальных (Iр.макс) токов для выбора сечений и марок кабельных линий. 3. Расчёт сопротивления системы (хс), активных (ri), индуктивных (хi) и полных сопротивлений (zi) элементов электрической сети для определения токов к.з. 4. Расчёт токов короткого замыкания по параметрам элементов сети, представленных на исходной схеме. 5. Расчёт и выбор релейной защиты радиальных линий электропередач: - максимальной токовой защиты (МТЗ); - токовой отсечки (ТО). 2 6. Выбор типа и параметров автоматического выключателя на стороне 0,4 кВ и построение его токо-временной характеристики. 8. Согласование характеристики автоматического выключателя напряжением до 1 кВ с характеристиками защит электрической сети более высокой ступени напряжения (6; 10 кВ). 3 СОДЕРЖАНИЕ 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. 15. 16. 17. 18. 1. 2. 3. 4. 5. 6. стр. 6 Часть 1. Теоретический материал Введение 6 Основные виды автоматики сетей, принцип их работы и назначение 7 Повреждения и ненормальные режимы работы в электроустановках 16 Основные требования, предъявляемые к релейной защите. Виды защит в 19 СЭС Реле в схемах релейной защиты. Первичные и вторичные реле. Реле прямо- 26 го и косвенного действия. Коэффициент возврата реле. Принцип действия. Источники оперативного тока в релейной защите. Постоянный и перемен- 30 ный оперативный ток. Комбинированные схемы питания. Принцип действия МТЗ. Защита линий с помощью МТЗ. Ступенчатый 35 принцип выдержки времени. Выбор тока срабатывания МТЗ. Разновидности схем (с зависимыми и не- 38 зависимыми характеристиками). Токовые отсечки (ТО). Различие МТЗ и ТО. ТО с выдержкой и без выдерж- 44 ки времени. ТО на линиях с односторонним питанием. Время действия. Ток срабатывания. Определение зоны действия. Принцип действия МТЗ и токовых отсечек с блокировкой по напряжению. 49 Принцип действия и выполнения дистанционных защит. Продольные диф- 55 ференциальные защиты. Принцип действия. Поперечные дифференциальные защиты, принцип их действия. Понятие о 60 «мертвой зоне», зоне каскадного действия. Расчет длины «мертвой зоны». Трансформаторы тока (ТТ) в схемах релейной защиты. Назначение, обо- 66 значение, маркировка, ток намагничивания и связанные с ним погрешности. Векторные диаграммы. Требования к ТТ. Классы точности. Типовые схемы соединения тт и обмоток реле: а) в полную звезду; б) в не- 73 полную звезду; в) в треугольник; г) на разность токов двух фаз; д). в ФТНП. Токовая направленная защита. 80 Неселективные отсечки. отсечка на линиях с двухсторонним питанием. 86 Определение зоны действия при схеме блока линия-трансформатор. Токовые трехступенчатые защиты. МТЗ нулевой последовательности в электрических сетях с большим током 91 замыкания на землю. Отсечки нулевой последовательности. Ступенчатая защита нулевой последовательности. Токи и напряжения при однофазном замыкании на землю в сетях с малым 97 током замыкания на землю. Основные требования к защите. Принцип выполнения защиты от замыканий на землю. Токовые защиты, 102 реагирующие на емкостной ток и искусственно созданный. Направленные защиты. Защиты, реагирующие на высшие гармоники тока. 110 Часть 2. Практическая часть. Изучение исходной типовой однолинейной схемы электроснабжения и со- 112 ставление её расчётной схемы замещения Расчёт токов для выбора сечений и марок кабельных линий 113 Расчёт сопротивления системы хс, активных, индуктивных и полных со- 115 противлений выбранных линий электропередачи и токов к.з. Выбор автоматического выключателя напряжением до 1000 В 120 Расчёт и выбор видов релейной защиты радиальных линий электропередач. 124 Построение карты селективности выбранной защиты 132 4 7. Заключение 8. Приложение 1 9. Приложение 2 Список литературы 139 140 146 159 5 ЧАСТЬ 1. Теоретический материал ВВЕДЕНИЕ При создании и эксплуатации электрических сетей приходится считаться с возможностью работы при ненормальных режимах и повреждениях. Системы электроснабжения (СЭС) должны быть надежными, экономичными, удобными и безопасными в эксплуатации и обеспечивать потребителей электроэнергией требуемого качества. Кроме того, СЭС должны обеспечивать функционирование основных производств предприятия в послеаварийном режиме (после всех необходимых переключений) с учетом допустимых кратковременных перерывов питания приемников электроэнергии, возможных ограничений мощности, перегрузки элементов СЭС. В условиях эксплуатации возможны повреждения отдельных элементов СЭС. Чаще всего повреждение должно быть ликвидировано в течение долей секунды. Для этой цели предназначена релейная защита. Релейной защитой называют комплект специальных устройств, обеспечивающий автоматическое отключение поврежденной части электрической сети, установки. Если повреждение не представляет для установки непосредственной опасности, то релейная защита должна обеспечить сигнализацию о неисправности. Специальные аппараты, обеспечивающие автоматическое воздействие при нарушении нормального режима работы электроустановки, называются реле. При отклонении контролируемого параметра (напряжение, ток, мощность и др.) от заданного значения реле срабатывает и замыкает цепь отключения соответствующих выключателей, которые и отключат поврежденный элемент или участок сети. Таким образом, основным назначением релейной защиты является выявление места возникновения КЗ и быстрое автоматическое отключение выключателей поврежденного оборудования или участка сети от остальной неповрежденной части электрической установки или сети. Так как помимо повреждений самого электрооборудования могут возникать нарушения нормальных режимов их работы, то назначением релейной защиты является также выявление этих нарушений и подача предупредительных сигналов обслуживающему персоналу или отключение оборудования с выдержкой времени. 1.ОСНОВНЫЕ ВИДЫ АВТОМАТИКИ СЕТЕЙ, ПРИНЦИП ИХ РАБОТЫ И НАЗНАЧЕНИЕ Высокий уровень автоматизации управления, присущий электроэнергетическим системам вообще, характерен и для СЭС. Необходимость автоматического управления элементами СЭС обусловлена высокими требованиями, предъявляемыми к надежности электроснабжения потребителей, и большой скоростью протекания процессов в электрической системе при возникновении нарушений. Назначением устройств автоматики, устанавливаемых в СЭС, является: - быстрое отключение повредившегося элемента; - прекращение ненормальных режимов работы элементов системы; - быстрое восстановление электропитания потребителей, автоматически отключенных от источника питания вследствие возникшего в системе повреждения; - поддержание на заданном уровне напряжения у потребителей; - пуск и останов синхронных машин; - отключение части потребителей при возникновении дефицита активной мощности в энергосистеме, от которой СЭС получает питание, и их включение после ликвидации дефицита. Исторически первыми и наиболее многочисленными устройствами автоматики являются устройства релейной защиты, отключающие поврежденный элемент от источника питания. Наряду с этим используются системы противоаварийной автоматики, основными из которых являются: - автоматического включение резервных источников питания (АВР); 7 - автоматическое повторное включение линий, трансформаторов и шин, отключенных релейной защитой при коротком замыкании (АПВ); - автоматическая частотная разгрузка (АЧР). Автоматическое включение. Приемники первой категории, для которых перерывы в питании электроэнергией недопустимы, должны быть обеспечены резервным питанием. Устройство АВР широко применяют на электростанциях, а также на сетевых подстанциях, питающихся по двум и более линиям или трансформаторам. Оно состоит из двух частей. К первой части относится защита минимального напряжения, дополняющая защиту рабочего источника питания. Эта защита при включенном устройстве АВР обеспечивает отключение рабочего источника питания со стороны приемников во всех случаях, когда их питание электроэнергией прекращается. Ко второй части относится автоматика включения, обеспечивающая автоматическое включение резервного источника питания при отключении выключателя рабочего источника. На рис. 1 приведена принципиальная схема устройства АВР линий. + ПС1 KL1 SQ2.1 SQ2.2 KL1 SQ4 YAC4 ПС2 Q1 KV1 < KV1 KV2 < KV2 Q3 KV3 KV3 KT W1 KL TV1 KT KL SQ2.3 W2 YAT2 Q2 TV2 Q4 ПС3 Рис. 1. Принципиальная схема устройства АВР линий В исходном положении схемы выключателей Q1, Q2, Q3 включены, Q4 отключен, промежуточное реле KL1 (реле однократного включения) получает питание (замыкающий вспомогательный контакт SQ2.1 замкнут, так как выключатель Q2 включен). 8 При КЗ на рабочей линии W1, которое сопровождается резким увеличением тока и снижением напряжения на этой линии, срабатывают реле минимального напряжения KV1, KV2 и замыкают свои размыкающие контакты в цепи реле времени KT. При наличии напряжения на резервной линии W2 реле КТ срабатывает и подает питание на катушку отключения YAT2 привода выключателя Q2. Выключатель Q2 отключается, реле KL1 теряет питание. Вспомогательный контакт SQ2.2 в цепи катушки включения YAC4 привода выключателя Q4 замыкается, образуется цепь включения выключателя Q4. Выдержка времени реле KL1 должна обеспечивать надежное включение выключателя Q4. Эта выдержка: t KL1  tв.в  t , (1.1.) где tв.в – полное время включения выключателя Q4 с учетом привода; t – запас надежности по времени. Выдержка времени реле времени КТ: t KT  t з.пр  t , (1.2.) где t з.пр – наибольшая выдержка времени защиты присоединений, отходящих от шин ПС3; t – ступень избирательности. Реле напряжения KV3 контролирует наличие напряжения на W2, и при отсутствии этого напряжения замыкающий контакт реле KV3 разомкнут и действия устройства АВР не происходит. Реле KV3 не должно размыкать свой замыкающий контакт при минимальном рабочем напряжении U раб. min на W2 и должно замыкать свой замыкающий контакт при восстановлении напряжения после отключения КЗ в сети: 3 U сKV .р kв U раб. min , kн  KU (1.3.) где kв , kн , KU – коэффициенты возврата, надежности и трансформации трансформатора напряжения соответственно. 9 Реле минимального напряжения KV1 и KV2 не должны приводить в действие устройство АВР при КЗ на других линиях, отходящих от шин ПС3 и при самозапуске двигателей после отключения КЗ. Напряжение срабатывания реле KV1 и KV2 выбирают, исходя из следующих условий: 1, KV 2 U ñKV  .ð Uê U 1, KV 2 ê ; U ñKV  , . ð k  K k í  KU í U (1.4.) где U к – напряжение на шинах при КЗ за реакторами и трансформаторами на присоединениях, отходящих от шин ПС3; U сз.д – напряжение на шинах при самозапуске двигателей после от- ключения КЗ. Размыкающие контакты реле KV1, KV2 соединены последовательно для исключения ложного отключения выключателя Q2 при неисправностях в цепях питания этих реле. Автоматическое повторное включение. Предназначено для быстрого восстановления питания потребителей путем автоматического включения выключателей, отключенных устройством релейной защиты. АПВ предусматривают на воздушных и кабельных линиях всех типов напряжением выше 1 кВ; на шинах электростанций и подстанций; на одиночных понижающих трансформаторах мощностью более 1 МВ.А, имеющих выключатель и максимальную токовую защиту с питающей стороны; на ответственных электродвигателях, отключаемых для обеспечения самозапуска других электродвигателей. На рис.2 приведена принципиальная схема устройства АПВ двигателей напряжением 6-10 кВ. Пуск устройства АПВ осуществляется защитой минимального напряжения, которая отключает часть электродвигателей. При этом срабатывает и самоудерживается промежуточное реле KL1. После восстановления напряжения срабатывает реле напряжения KV, уставка которого U с. р  (0,8  0,9) U ном , и замыкает цепь обмотки КТ. После замыкания про10 скальзывающего контакта КТ.2 срабатывает промежуточное реле KL2 и подает импульс на включение двигателей М, отключившихся действием защиты минимального напряжения. Реле KL2 имеет небольшое замедление на возврат (0,1-0,2 с) для обеспечения надежного включения выключателей двигателей. Возврат схемы в исходное положение осуществляется после замыкания упорного замыкающего контакта КТ.1. + От защиты минимального напряжения KL1 R - KL1.1 KT.1 KL1.2 + KT KL1.3 SX + KV KT.2 KH KL2 KL2 KL2 1 Рис. 2. Принципиальная схема устройства АПВ электродвигателей напряжением 6-10 кВ: 1 - на включение электродвигателей М Когда к шинам подстанции наряду с АСД подключены СД, то пуск устройства АПВ осуществляется не от реле напряжения, а от реле частоты. Выдержка времени определяется временем самозапуска неотключившихся двигателей. Устройство АПВ в этом случае срабатывает только при наличии несоответствия положения ключа управления положению выключателя электродвигателя. Автоматическая частотная разгрузка. АЧР предусматривает отключение потребителей небольшими частями по мере снижения частоты (АЧРI) или по мере увеличения продолжительности существования пониженной ча11 стоты (АЧРII).Устройства АЧР устанавливаются по требованию энергоснабжающей организации на подстанциях и распределительных пунктах промышленных предприятий для отключения части электроприемников при возникновении в питающей энергосистеме дефицита активной мощности, сопровождающегося снижением частоты, с целью сохранения генерирующих источников и возможно быстрой ликвидации аварии. В России установлены три категории частотной разгрузки: 1) АЧРI – быстродействующая, с временем действия 0,25-0,3 с, имеющая в пределах энергосистемы и отдельных ее узлов различные уставки по частоте срабатывания и предназначенная для прекращения снижения частоты до опасного уровня (46 Гц). 2) АЧРII – с общей уставкой по частоте и различными уставками по времени, предназначенная для подъема частоты после действия АЧРI и для предотвращения ее остановки на уровне ниже 49 Гц. 3) Третья категория – дополнительная, действующая при возникновении местного глубокого дефицита активной мощности и предназначенная для ускорения и увеличения объема частотной разгрузки. Отдельные устройства АЧР, как правило, предусматриваются: а) для каждого из РУ напряжением выше 1 кВ; б) для потребителей, подключенных к одному из нескольких независимых источников электроснабжения таких, что возникающий в системе одного источника аварийный дефицит активной мощности не затрагивает систему другого источника и, следовательно, не вызывает в ней снижения частоты; в) для групп потребителей, подключенных к каждому независимому источнику электроснабжения, независимо от возможности распространения аварийного дефицита активной мощности на несколько источников одновременно, в случаях, когда в составе указанных групп имеются СД. Мощность, отключаемую устройствами АЧР, определяют с учетом того, что в общем случае мощность, потребляемая нагрузкой, зависит от часто- 12 ты и снижается вместе с ней. Это явление называют регулирующим эффектом нагрузки, оно характеризуется следующим коэффициентом: K р.э.н  Рн f , (1.5.) где Рн – изменение снижения суммарной нагрузки, %; f – снижение частоты, %; K р.э.н  1,5  2,0. Мощность, отключаемая для восстановления частоты при ее снижении f ном до f  f ном : Ротк  (50  f )  K р.э.н  Рн.ном 50 , (1.6.) где Рн.ном – мощность нагрузки СЭС при f ном  50 Гц. На рис. 3. приведена принципиальная схема одной очереди АЧР с автоматическим повторным включением электроприемников после восстановления нормального уровня частоты (ЧАПВ). KF KT1 SX1 KT1.1 KL1.2 R KL2 KL2.2 KT2.2 KL2.1 KL1.3 KT2.1 KL1 SX2 KT2 KL3 KL3.2 KL1.1 KL3.1 Отключение Включение Рис.3. Принципиальная схема одной очереди АЧР с ЧАПВ 13 Срабатывание реле частоты KF при заданном снижении частоты обеспечивает пуск реле времени КТ1. Это реле через замыкающий контакт КТ1.1 запускает промежуточное реле KL1, выполняющее следующие функции: контакт KL1.1 обеспечивает отключение потребителей, контакт KL1.2 используется для запуска реле KL2 (оно самоудерживается через контакт KL2.2), контакт KL1.3 находится в цепи реле времени КТ2, контакт KL1.4 (на рис. не показан) производит изменение уставки реле KF (повышает ее). Следовательно, пока частота не восстановится до указанного уровня, реле KF будет держать свой контакт замкнутым. Если частота восстановится, то реле KF, KT1, KL1 вернутся в исходное положение. Возврат реле KL1 и замыкание его контакта KL1.3 обеспечивает пуск реле КТ2. С выдержкой времени контактом КТ2.1 будет запущено реле KL3, которое производит повторное включение потребителей. Для пуска KL3 используется проскальзывающий контакт КТ2.1, реле KL3 самоудерживается (KL3.2). Упорный контакт КТ2 с выдержкой времени (КТ2.2) большей, чем у КТ2.1 (на 1-2 с), возвращает схему в исходное положение, шунтируя обмотку KL2. Используя накладки SX1 и SX2, схема может быть настроена только на АЧР или же на АЧР и ЧАПВ и т.д. Контрольные вопросы 1. Назначение устройств автоматики, устанавливаемых в СЭС. 2. Какие системы противоаварийной автоматики Вы знаете? 3. Чем обязательно должны быть обеспечены приемники первой категории? 4. Что такое АВР? 5. Где устанавливают АВР? 6. Какое основное назначение защиты минимального напряжения, установленной на АВР? 14 7. Чем сопровождается короткое замыкание? 8. Для чего предназначено АПВ? 9. Где предусматривается установка устройства АПВ? 10.С помощью, какой защиты осуществляется пуск устройства АПВ. 11.Что такое АЧР? 12.По мере чего АЧР предусматривает отключение потребителей небольшими частями? 13.Сколько в России установлено категорий частотной разгрузки? 14.Какое время действия АЧРI? 15.Для чего предназначена третья категория АЧР? 16.Где предусматриваются отдельные устройства АЧР? 17.Какое явление называют регулирующим эффектом нагрузки? 15 2. ПОВРЕЖДЕНИЯ И НЕНОРМАЛЬНЫЕ РЕЖИМЫ РАБОТЫ В ЭЛЕКТРОУСТАНОВКАХ 1. Линии. Виды повреждений и ненормальных режимов: а) междуфазные КЗ; б) однофазные КЗ; в) однофазные замыкания на землю; г) двойное замыкание на землю; д) разрыв фазы. 2. Трансформаторы. Виды повреждений: а) многофазные (междуфазные) КЗ в обмотках и на их выводах; б) однофазные замыкания (на землю и между витками одной фазы); в) внутренние повреждения (витковые замыкания, нарушение изоляции и др.). Ненормальные режимы: а) внешние КЗ, при которых через обмотки трансформатора могут проходить токи, превышающие номинальные, что приводит к нагреву изоляции обмоток и ее старению или повреждению; б) перегрузка трансформаторов (не влияет на работу СЭС); в) недопустимое понижение уровня масла, которое может произойти при повреждении бака трансформатора. 3. Электродвигатели. Виды повреждений (в обмотке статора): а) многофазные КЗ, сопровождающиеся значительным увеличением тока в поврежденном двигателе и понижением напряжения в сети; б) однофазные замыкания на землю; в) витковые замыкания; г) обрывы в цепях возбуждения СД (происходят редко); д) замыкания на землю обмотки ротора СД. 16 Ненормальные режимы: а) перегрузка технологическая; б) понижение напряжения, возникающее при КЗ в питающей сети; в) обрыв фазы; г) асинхронный ход СД, имеющий место при снижении напряжения сети, при уменьшении тока возбуждения, а также в случае, когда вращающий момент двигателя меньше момента сопротивления механизма двигателя. 4. Синхронные генераторы. Виды повреждений: а) многофазные КЗ (наиболее тяжелые повреждения генератора); б) однофазные замыкания на землю (корпус генератора); в) замыкания между витками одной фазы (в статоре генератора); г) замыкание на землю в одной точке цепи возбуждения (в обмотке ротора); д) замыкание на землю в двух точках цепи возбуждения (в обмотке ротора), сопровождается сильной вибрацией из-за несимметрии магнитного потока. Ненормальные режимы: а) перегрузка статора (влечет перегрев и разрушение изоляции обмотки, что может привести к КЗ или замыканию на землю); б) перегрузка по току ротора; в) повышение напряжения на выводах обмотки статора (приводит к пробою изоляции и возникновению в генераторе многофазного КЗ); г) асинхронный режим; Контрольные вопросы 1. Виды повреждений и ненормальных режимов в линии. 2. Виды повреждений в трансформаторах. 3. Виды повреждений в двигателях (в обмотке статора. 4. Ненормальные режимы двигателей. 5. Виды повреждений синхронных генераторов. 17 6. Ненормальные режимы синхронных генераторов. 18 3.ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЕ. ВИДЫ ЗАЩИТ В СЭС Основные требования, предъявляемые к РЗ. Релейная защита должна удовлетворять ряду требований, основными из которых являются: селективность, чувствительность, быстродействие, надежность. Кроме того, стоимость релейной защиты должна быть по возможности наименьшей. Селективностью или избирательностью защиты называется способность защиты при коротких замыканиях (КЗ) отключать только поврежденный участок сети ближайшими к нему аппаратами. А Б Г II В В1 В2 В3 K1 I K2 K3 Рис. 4. Селективное (избирательное) действие релейной защиты Так при КЗ в точке К1 (рис. 4) защита должна отключить поврежденную линию выключателем В1, т.е. выключателем ближайшим к месту повреждения, при этом все потребители, кроме питавшихся от поврежденной линии, остаются в работе. При КЗ в точке К2 при селективном действии защиты должна отключиться поврежденная линия I выключателями В2 и В3, линия II остается в работе. При таком отключении все потребители сохраняют питание, т.е. подстанция Б питается по линии II. Неселективное действие защиты приводит к развитию аварий и поэтому является существенным ее недостатком. Неселективное действие защиты можно допустить только в тех случаях, когда это диктуется необходимостью и не отражается на питании потребителей. 19 Под чувствительностью релейной защиты понимается ее способность реагировать на возможные повреждения в минимальных режимах СЭС, когда изменение воздействующей величины (величина, на которую реагирует защита) будет минимальным. Каждая защита, например I (рис. 5), должна отключить повреждение на том участке (АБ), для защиты которого она установлена (первый участок защиты I) и кроме того она должна действовать при КЗ на втором участке (БВ), защищаемом защитой II. А Г1 Б I В II III Г2 первый участок защиты I второй участок защиты I третий участок защиты I Рис. 5. Чувствительность релейной защиты Действие защиты на втором участке необходимо для отключения КЗ в том случае, если защита II или выключатель участка БВ не сработают из-за неисправности. Резервирование следующего (второго) участка является важнейшим требованием. Если оно не будет выполняться, то при КЗ на участке БВ и отказе его защиты или выключателя, повреждение останется неотключенным, что приведет к нарушению работы потребителей всей сети. Действие защиты I при КЗ на третьем участке не требуется, так как при отказе защиты третьего участка или его выключателя должна среагировать защита II. Одновременный отказ защиты на двух участках мало вероятен. Каждая защита должна действовать не только при металлическом КЗ, но и при замыканиях через переходное сопротивление, обусловленное электрической дугой (рис. 6). Как отмечалось, чувствительность защиты должна быть такой, чтобы она могла среагировать при КЗ в минимальных режимах работы СЭС, когда 20 изменение величины, на которую срабатывает защита, будет наименьшим. Например, на станции А будет отключен один из генераторов (например Г1), при этом ток КЗ уменьшится, но чувствительность защиты должна быть достаточной, чтобы она сработала и в этом минимальном режиме работы. а) б) ЕА ЕА А А ЕВ ЕВ В В IC(c)<>Iн ЕС ЕС IС(c) С С СA(c) Рис. 6. Схемы электрической сети Чувствительность защиты характеризуется коэффициентом чувствительности. Для защит, реагирующих на величину тока КЗ, он определяется по формуле: I kч  к.з. min , I с.з. где I к.з. min – ток КЗ в минимальном режиме работы системы; I с.з. – ток срабатывания защиты. Чувствительность – одно из основных требований, предъявляемых к устройствам автоматики. Высокой чувствительностью должны обладать, например, автоматические регуляторы возбуждения (АРВ) и автоматические регуляторы частоты (АЧР), реагирующие на изменения напряжения и частоты в системе. Отключение КЗ должно производиться с возможно большей быстротой действия для того, чтобы ограничить размеры повреждения оборудования; для повышения эффективности автоматического повторного включения (АПВ) линий и сборных шин, уменьшения продолжительности снижения напряжения у потребителей и сохранения устойчивости работы генераторов электростанций и системы в целом. 21 Допустимое время отключения КЗ по условию сохранения устойчивости зависит от ряда факторов. Важнейшим из них является величина остаточного напряжения на шинах электростанций и узловых подстанций. Чем меньше остаточное напряжение, тем быстрее нужно отключить КЗ. В современных энергосистемах для сохранения устойчивости требуется весьма малое время отключения КЗ. На электропередачах напряжением 300500 кВ время отключения составляет порядка: 0,10,12 с; для ЛЭП и для сетей 110300 кВ: 0,150,3 с; для сетей напряжением 610 кВ: 1,53 с. Защиты, действующие со временем 0,10,2 с являются быстродействующими. V III IV II ВII Sг ВIV I ВIII ВI КЗ Рис. 7. Быстрота действия релейной защиты Время отключения КЗ определяется по формуле: t0  t з  tв , t з – собственное время действия защиты; tв – время отключения выключателя. Требование надежности состоит в том, что защита должна безотказно работать при КЗ в пределах установленной для нее зоны и не должна работать неправильно в режимах, когда ее работа не предусмотрена. Надежность характеризуется вероятностью безотказной работы. Требование надежности является весьма важным. Отказ в работе или неправильное действие какойлибо защиты всегда приводит к значительным отключениям. Например, при КЗ и отказе выключателя ВI сработает защита ВIII, в результате чего дополнительно отключатся подстанции II и III. А при неправильной работе в нормальном режиме защиты ВIV, в результате отключения потеряют питание подстанции I, II, III, IV. 22 Виды защит в СЭС. Основными видами защит в СЭС являются: 1. Токовые защиты. Токовыми называются защиты, для которых воздействующей величиной является ток, проходящий в месте их включения. Первыми токовыми защитами являются плавкие предохранители. В настоящее время, наряду с плавкими предохранителями, используются реле. Основными реле токовой защиты являются реле тока. Токовые защиты выполняют с включением реле на полные фазные токи, а также на симметричные составляющие этих токов. В зависимости от способа обеспечения селективности токовые защиты делятся на максимальные токовые (МТЗ) и токовые отсечки (ТО). В первом случае селективность защиты достигается выбором выдержки времени, тем большей, чем ближе к источнику питания расположена защита, во втором – соответствующим выбором тока, при котором защита срабатывает. 2. Защиты напряжения. Основное реле защиты – реле напряжения, которое приходит в действие при отклонении величины напряжения от заданного значения. Защиты напряжения делятся на минимальную и максимальную, в которых основными органами являются реле минимального и максимального напряжения соответственно. Защиту можно выполнить с включением реле на полные фазные и междуфазные напряжения, а также на симметричные составляющие этих напряжений. Селективное действие защиты напряжения обеспечивается теми же способами, что и у токовых защит. 3. Токовые направленные защиты. Токовая направленная защита действует в зависимости от величины тока и его фазы по отношению к напряжению на шинах подстанции, где защита установлена. Защита срабатывает, если ток превысит заданную величину, а его фаза будет соответствовать КЗ на защищаемом элементе. Такое действие обеспечивается включением в схему защиты наряду с реле тока реле мощности, реагирующего на направление мощности КЗ. Токовые направленные защиты, так же как и ненаправленные, бывают с выдержкой времени и мгновенного действия и могут выполняться 23 реагирующими на полные напряжения и токи фаз или на их симметричные составляющие. 4. Дистанционные защиты. При КЗ, в связи с увеличением тока I в защищаемом элементе и уменьшением напряжения U, отношение U/I уменьшается по величине. Поэтому защиту от КЗ можно выполнить с учетом изменения величины этого отношения. Такая защита называется дистанционной. Основным ее органом является реле сопротивления. Схему защиту выполняют так, что ее выдержка времени находится в зависимости от расстояния между местом установки защиты и точкой КЗ; с увеличением этого расстояния растет и выдержка времени. 5. Дифференциальные защиты. Дифференциальная защита основана на принципе сравнения токов или фаз токов по концам защищаемого участка или в соответствующих ветвях параллельно соединенных элементов электрической установки. Связь между сравнительными токами осуществляется проводами. Дифференциальный принцип позволяет выполнять защиту, как правило, быстродействующей. 6. Высокочастотные защиты. Высокочастотная защита используется в качестве защиты магистральных линий электропередач. Как и дифференциальная защита, она основана на принципе сравнения между собой однородных электрических величин по концам защищаемой линии. Связь между сравниваемыми величинами осуществляется обычно с помощью токов высокой частоты. В качестве линии связи используется сама защищаемая линия. Высокочастотный принцип позволяет выполнить защиту быстродействующей. Контрольные вопросы 1. Основные требования, предъявляемые к релейной защите. 2. Что подразумевается под селективностью РЗ? 3. Что подразумевается под чувствительностью РЗ? 24 4. Как определить коэффициент чувствительности? I 5. Что такое к.з. min ? 6. Какие устройства обладают высокой чувствительностью? 7. От чего зависит допустимое время отключения КЗ? 8. Какие защиты являются быстродействующими? 9. Чем характеризуется надежность безотказной работы. 10. Виды защит в СЭС. 11. Какие защиты называют токовыми? 12. Как делятся токовые защиты в зависимости от способа обеспечения? 13.Чем отличается МТЗ от ТО? 14.Защиты напряжения, как подразделяются? 15.Как действует токовая направленная защита? 16.Принцип действия дистанционных защит. 17.Принцип действия дифференциальной защиты. 18.Принцип действия высокочастотной защиты. 25 4. РЕЛЕ В СХЕМАХ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ. ПЕРВИЧНЫЕ И ВТОРИЧНЫЕ РЕЛЕ. РЕЛЕ ПРЯМОГО И КОСВЕННОГО ДЕЙСТВИЯ. КОЭФФИЦИЕНТ ВОЗВРАТА РЕЛЕ. ПРИНЦИПЫ ДЕЙСТВИЯ. Все реле по назначению разделяют на: основные – реагируют на возникновение повреждения или ненормального режима (реле тока, напряжения, служащие для контроля наличия или отсутствия токов и напряжений в электрических сетях, реле мощности и др.); вспомогательные – по команде основных реле производят отключение выключателя или другие операции, возложенные на данную защиту (реле времени, служащие для замедления времени защиты; реле указательные – для сигнализации и фиксации действия защиты; промежуточные, передающие действие основных реле на отключение выключателя и служащие для осуществления взаимосвязи между элементами защиты). Каждое реле имеет две части: воспринимающую и исполнительную. Воспринимающий элемент имеет обмотку, которая питается током или напряжением питающего элемента в зависимости от типа реле. Через посредство обмоток реле воспринимает изменение той величины, на которую оно реагирует. Исполнительный элемент представляет собой подвижную систему, перемещающуюся под действием сил, создаваемых воспринимающим элементом. При перемещении подвижная система реле действует на контакты реле, заставляя их замыкаться и размыкаться. В зависимости от характера изменения, вызывающего срабатывание реле, они разделяются на: реле максимального действия, срабатывающее, когда электрическая величина превышает определенное, заранее установленное значение (например, реле максимального тока типов РТМ, РТВ); реле минимального действия, срабатывающее, когда электрическая величина становится меньше установленного значения (например, реле минимального 26 напряжения типа РНВ); реле дифференциального действия, реагирующее на разность измеряемых электрических величин. По способу включения обмотки реле делятся на первичные и вторичные. Обмотка первичных реле включается непосредственно в защищаемую цепь, а обмотка вторичных – через измерительный трансформатор. В настоящее время наибольшее распространение получили вторичные реле. Достоинством первичных реле является то, что для их включения не требуется измерительных трансформаторов, источников оперативного тока. Благодаря этому защита с первичными реле проще и дешевле, чем с вторичными. Поэтому первичные реле применяются на электродвигателях, трансформаторах и линиях малой мощности в сетях напряжением 610 кВ. В зависимости от способа воздействия на объект управления различают реле прямого и косвенного действия. Реле прямого действия непосредственно воздействует на отключающий механизм привода выключателя. В реле прямого действия, используемом в устройстве защиты, подвижная система механически связана с отключающим устройством выключателя, благодаря чему срабатывание реле сопровождается его отключением. Подвижная система реле косвенного действия в схеме релейной защиты непосредственно не связана с отключающим механизмом выключателя. Реле содержит контакты, с помощью которых управляет цепью отключения выключателя. При этом возникает необходимость в источнике оперативного тока, служащего для питания отключающего устройства выключателя. По принципу воздействия на управляемую цепь реле делятся на контактные и бесконтактные. По принципу действия электрические реле подразделяются на электромагнитные, индукционные, электродинамические, магнитоэлектрические и тепловые. Наиболее широкий класс – электромагнитные реле. Эти реле по принципу действия аналогичны контакторам и магнитным пускателям. Реле состоит из магнитопровода, на котором закреплена катушка и якоря, связанно27 го с контактной системой и оттягиваемого пружиной. При включении катушки на постоянное или переменное напряжение якорь притягивается к магнитопроводу, замыкая одни контакты реле и размыкая другие. Включение и выключение (время срабатывания) реле весьма мало. Если на магнитопровод поместить медную, латунную или алюминиевую массивную гильзу, то получим реле времени, создающее выдержку времени на отключение. Широко распространены электромеханические реле времени с микродвигателями и редуктором с очень большим передаточным отношением, связанным с барабаном и контактной системой. Такие реле обеспечивают выдержки времени до десятков минут и позволяют одновременно обеспечить разные выдержки времени для разных цепей. Коэффициент возврата реле тока: kв  I в. р I с. р , (4.1.) где Iв. р – ток возврата реле; Iс. р – ток срабатывания реле. kв  1 – для максимальных реле; kв  1 – для минимальных реле. Контрольные вопросы 1. Как по назначению подразделяются все реле? 2. Основные части всех реле. 3. Как по характеру изменения параметров подразделяются реле? 4. Как делятся реле в зависимости от способа включения обмотки? 5. Как делятся реле по принципу воздействия на управляемую цепь? 6. Как делятся реле по принципу действия? 7. Принцип действия электромагнитных реле. 28 8. Дать определение коэффициента возврата реле тока. 9. Величина коэффициента возврата ных реле. 29 максимальных и минималь- 5. ИСТОЧНИКИ ОПЕРАТИВНОГО ТОКА В РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЕ. ПОСТОЯННЫЙ И ПЕРЕМЕННЫЙ ОПЕРАТИВНЫЙ ТОК. КОМБИНИРОВАННЫЕ СХЕМЫ ПИТАНИЯ. Ток питания цепей релейной защиты, автоматики и сигнализации называется оперативным током. Надежность источника оперативного тока и исправность его сети обеспечивает безотказную работу всех элементов, входящих в устройство релейной защиты. Основным назначением источников оперативного тока является питание исполнительных, а иногда и измерительных органов устройств автоматики и релейной защиты. Источник оперативного тока должен обеспечить питание устройств релейной защиты в любом режиме работы как СЭС, так и защищаемого элемента этой системы. Источником постоянного оперативного тока является аккумуляторные батареи (свинцово-кислотные, щелочные и др.). Для повышения надежности сеть постоянного тока секционируется на несколько участков, имеющих самостоятельное питание от сборных шин батареи. Аккумуляторные батареи обеспечивают питание оперативных цепей в любой момент времени с необходимым уровнем напряжения и мощности независимо от состояния основной сети и поэтому являются самым надежным источником питания. Вследствие своей дороговизны аккумуляторная батарея используется только на крупных энергетических объектах (электростанциях, подстанциях). На остальных объектах СЭС используется переменный оперативный ток, источником которого служат измерительные трансформаторы тока, напряжения, трансформаторы собственных нужд; схемы токовых защит с дешунтированием электромагнитов отключения выключателей; схемы с использованием конденсаторных батарей, заряжаемых в нормальном режиме и отдающих энергию при работе защите. Эти источники имеют существенный недостаток – их режим работы зависит от режима работы тех первичных 30 элементов СЭС, от которых они получают питание. Однако у них есть следующие преимущества перед аккумуляторной батареей: дешевизна; использование измерительных трансформаторов позволяет иметь индивидуальные для каждого устройства релейной защиты источники оперативного тока, что снижает протяженность цепей оперативного тока и повышает надежность релейной защиты. Трансформаторы тока являются весьма надежным источником питания оперативных цепей для защит от КЗ. При КЗ ток и напряжение на зажимах ТТ увеличиваются, поэтому в момент срабатывания защиты мощность ТТ возрастает, что и обеспечивает надежное питание оперативных цепей. Однако ТТ не обеспечивают необходимой мощности при повреждениях и ненормальных режимах, не сопровождающихся увеличением тока на защищаемом присоединении. Поэтому их нельзя использовать для питания защит от замыкания на землю в сети с изолированной нейтралью, защит от витковых замыканий в трансформаторах и генераторах или защит от таких ненормальных режимов, как повышение или понижение напряжения и понижение частоты. Трансформаторы напряжения и трансформаторы собственных нужд непригодны для питания оперативных цепей защит от КЗ, так как при КЗ напряжение в сети резко снижается и может в неблагоприятных случаях становиться равным нулю. В то же время при повреждениях и ненормальных режимах, не сопровождающихся глубокими понижениями напряжения в сети, трансформаторы напряжения и трансформаторы собственных нужд могут использоваться для питания таких защит, как, например, защиты от перегрузки, от замыканий на землю, повышения напряжения и т.д. Заряженный конденсатор. Помимо непосредственного использования мощности трансформаторов тока и напряжения можно использовать энергию, накопленную в предварительно заряженном конденсаторе. Разрядный ток конденсатора, имеющий необходимую величину и продолжительность, может питать оперативную цепь в момент действия защиты независимо от 31 характера повреждения или ненормального режима в сети. Предварительный заряд конденсатора обычно осуществляется в нормальном режиме от напряжения сети. При исчезновении напряжения на подстанции запасенная конденсатором энергия сохраняется. Поэтому заряженный конденсатор может использоваться также для питания защит и автоматов, которые должны работать при исчезновении напряжения на подстанции. Питание цепей управления выключателей. Дистанционное управление выключателями и их автоматическое включение от АПВ или АВР должно производиться при любых нагрузках на присоединении и при отсутствии напряжения на шинах подстанции, чего не обеспечивают ТТ. Поэтому питание цепей дистанционного управления, АПВ и АВР производится от трансформаторов напряжения, трансформаторов собственных нужд и заряженных конденсаторов. Т.о., каждый источник переменного оперативного тока имеет свою область применения. При этом возможность использования того или иного источника определяется мощностью, которую он может дать в момент производства операций. Мощность источника питания должна с некоторым запасом превосходить мощность, потребляемую оперативными цепями, основной составляющей которой является мощность, затрачиваемая приводом на отключение и включение выключателей. На практике применяется схема питания от ТТ, показанная на рис. 8. Q YAT KA ТА Рис. 8. Принципиальная схема питания оперативных цепей защиты переменным током непосредственно от ТТ 32 В нормальном режиме катушка отключения выключателя YAT зашунтирована контактами реле КА и ток в ней отсутствует. При КЗ реле тока КА срабатывает, его контакты размыкаются и ток ТТ поступает в катушку отключения YAT, приводя ее в действие. TL UZ БП БПТ TA + c - TV БПН а) A B C КБП б) Рис.9. а- Принципиальная упрощенная схема блока питания; б- схема комбинированного блока КБП. Одним из способов организации оперативного питания устройств релейной защиты и автоматики является раздельное или совместное использование блоков питания токовых (БПТ) и напряжения (БПН). Принципиальная упрощенная схема блока питания приведена на рис. 9, а. Она представляет собой выпрямитель UZ, включаемый через промежуточный трансформатор TL во вторичную цепь трансформатора тока БПТ или во вторичную обмотку трансформатора напряжения БПН. Выпрямленное напряжение, сглаживаемое конденсатором С, является напряжением оперативного тока. При необходимости иметь напряжение оперативного тока как при отсутствии тока в линии (холостой ход), так и в случае отсутствия напряжения на подстанции (режим к.з.) БПН и БПТ используются совместно (комбинированный блок питания). В электрической сети напряжением 35 кВ и выше распространенной является схема комбинированного блока КБП, изображенная на рис. 9, б. Схема обеспечивает наличие выпрямленного напряжения при любом виде к.з., в том числе и при к.з. за трансформатором. 33 Рассмотренные схемы питания оперативных цепей от источников переменного тока отличаются простотой и достаточной надежностью. Однако вопросы применения оперативного переменного тока для сложных защит мощных выключателей, а также на больших электростанциях и подстанциях еще недостаточно разработаны, что и ограничивает применение источников переменного тока. Контрольные вопросы 1. Что называется называется оперативным током? 2. Основное назначение источников оперативного тока. 3. Источники оперативного тока и что они обеспечивают? 4. За счет чего можно повысить надежность сети постоянного тока? 5. Какие источники переменного оперативного тока Вы знаете? Их недостатки. 6. В каких случаях трансформаторы тока используются как источник питания оперативных цепей, и в каких их использование категорически запрещается? 7. Для питания, каких оперативных цепей используются трансформаторы напряжения и трансформаторы собственных нужд? 8. Для питания, каких оперативных цепей используется заряженный конденсатор? 9. Что собой представляют комбинированные схемы питания? 34 6. ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ МТЗ. ЗАЩИТА ЛИНИЙ С ПОМОЩЬЮ МТЗ. СТУПЕНЧАТЫЙ ПРИНЦИП ВЫДЕРЖКИ ВРЕМЕНИ. Основные органы токовых защит. В общем случае, токовые защиты содержат три ступени, являются относительно селективными и могут осуществлять как ближнее, так и дальнее резервирование. Быстродействующая первая ступень защиты – ТО без выдержки времени – имеет только измерительный орган, а вторая и третья ступени – ТО с выдержкой времени и МТЗ – содержат два органа: измерительный и выдержки времени. Вторую ступень выполняют с независимой от тока выдержкой времени, а третью – с независимой и с зависимой. Функции измерительного органа выполняют реле тока КА, входящие в измерительную часть схемы. Они реагируют на повреждения или нарушения нормального режима работы и вводят в действие орган выдержки времени, если он имеется. Для повышения чувствительности защиты иногда используют комбинированный измерительный орган, в котором наряду с реле тока имеются реле напряжения KV. В качестве органа выдержки времени можно использовать отдельное реле времени КТ. Наряду с этим в одном реле тока могут быть объединены оба органа защиты. В схемах токовых защит имеются также вспомогательные реле, например промежуточные KL и указательные КН. Вместе с реле времени они образуют логическую часть схемы. Промежуточное реле облегчает работу контактов основных органов защиты и вводя некоторое замедление, предотвращает действие ТО без выдержки времени при работе трубчатых разрядников. Указательное реле позволяет контролировать срабатывание защиты. Принцип действия МТЗ. Одним из наиболее характерных признаков возникновения КЗ является резкое увеличение тока, который в этих аварийных условиях становится значительно больше тока нагрузки. Этот ток получил название сверхтока. Т.о., появление сверхтока является признаком возникновения аварии. На использовании этого принципа основан принцип дей35 ствия максимальной токовой защиты (МТЗ). Эта защита является наиболее надежной, дешевой и простой по выполнению. Ее применяют для защиты кабельных и воздушных линий при одностороннем их питании, генераторов, трансформаторов, высоковольтных электродвигателей. Значение тока, при котором происходит срабатывание защиты, называется током срабатывания защиты. Время срабатывания защиты от момента возникновения сверхтока до воздействия на выключатель называется выдержкой времени. МТЗ состоит из двух органов: пускового, который выявляет момент возникновения КЗ и производит пуск защиты, и замедляющего (органа выдержки времени), который замедляет действие защиты для создания селективности. МТЗ относится к защитам с выдержкой времени. В качестве пусковых органов МТЗ используются максимальные токовые реле, а в качестве замедляющего органа – реле времени. Следовательно, основными требованиями, которым должна удовлетворять МТЗ являются: 1). Правильное определение момента возникновения аварии, что достигается установкой строго определенной величины тока срабатывания; 2). Правильный выбор поврежденного участка. Для выполнения требования селективности МТЗ участков электрической сети должны иметь различное время срабатывания, возрастающее в направлении к источнику питания; Ступенчатый принцип выдержки времени. В сетях с односторонним питанием МТЗ должна устанавливаться в начале каждой линии со стороны источника питания. При расположении защит, представленном на рис.10, каждая линия имеет самостоятельную защиту, которая отключает линию в случае повреждения на ней самой или на шинах питающейся от нее подстанции. При КЗ, например в точке К, ток КЗ протекает по всем защитам через все участки сети, в результате чего приходят в действие все защиты (1, 2, 3, 4), однако, по 36 Источник A питания В C 1 D 2 3 4 K1 Потр. K t, c t t=0,5-0,6 t t1=t2+t t t2=t3+t t3=t4+t t4=tmin l(x) Рис.10. Расположение защит в сети с односторонним питанием условию селективности сработать на отключение должна только защита 4, установленная на поврежденной линии. Для обеспечения указанной селективности МТЗ выполняются с выдержками времени, нарастающими от потребителей к источнику питания, как это показано на рис. выше. При соблюдении этого принципа в случае КЗ в точке К раньше других сработает защита 4 и произойдет отключение поврежденной линии, а защиты 1, 2 и 3 вернуться в начальное положение не успев подействовать на отключение. Соответственно при КЗ в точке К1 быстрее всех сработает защита 2, остальные защиты вернуться в исходное положение. Рассмотренный принцип подбора выдержек времени называется ступенчатым. В сетях с двусторонним питанием достигнуть селективного действия МТЗ только путем подбора выдержек времени, как правило, не удается; в этих сетях вместо МТЗ применяют более сложные направленные защиты. Контрольные вопросы 1. Основные органы токовых защит. 2. Назовите три ступени токовых защит. 3. Принцип действия МТЗ. 4. Что называется током срабатывания защиты? 5. Что называется выдержкой времени. 37 6. Перечислите основные требования, которым должна удовлетворять МТЗ. 7. Где применяется ступенчатый принцип выдержки времени? 38 7. ВЫБОР ТОКА СРАБАТЫВАНИЯ МТЗ. РАЗНОВИДНОСТИ СХЕМ (С ЗАВИСИМЫМИ И НЕЗАВИСИМЫМИ ХАРАКТЕРИСТИКАМИ) Выбор тока срабатывания МТЗ. Исходным для выбора тока срабатывания МТЗ от КЗ является требование, чтобы она надежно работала при повреждениях, но в тоже время не действовала при максимальных токах нагрузки и ее кратковременных толчках. Излишняя чувствительность защиты из-за ее недостаточной отстройки от токов нагрузки может приводить к неправильным отключениям при неопасных перегрузках, что наносит ущерб потребителям. Наряду с этим излишняя чувствительность, может привести к тому, что защита сама и становится источником аварий. Поэтому главная задача при выборе тока срабатывания защиты состоит в надежной отстройке защиты от токов нагрузки. Для этого необходимо выполнить два условия: 1) токовые защиты должны приходить в действие при максимальном рабочем токе нагрузке ( I р. max ), для чего ток срабатывания защиты ( I с.з ) должен быть: I с.з  I р. max ; (7.1) 2) токовые реле, срабатывающие при КЗ в сети, должны надежно возвращаться в исходное положение, т.е. ток возврата: I в  k з  I р. max , (7.2) при этом ток возврата определяется по выражению: I в  k н  k з  I р. max , (7.3) где k з – коэффициент самозапуска; k з  2,5  3, если нет самозапуска, то k з  1; k н – коэффициент надежности; k н  1,1  1,2. Ток срабатывания МТЗ находится из соотношения определяющего связь между токами срабатывания и возврата токовых реле: 39 I kв  в , I ср (7.4) Подставляя (7.4) в (7.3) получим: I с.з  k н  k з  I р. max kв . (7.5) Вторичный ток срабатывания реле находится с учетом коэффициента трансформации трансформатора тока (nT ) и схемы включения реле (k сх ) : k I I с. р  сх с.з . nT (7.6) Ток срабатывания, выбранный по условию отстройки от токов нагрузки проверяется по условию чувствительности защиты. Проверка ведется по минимальному значению тока КЗ ( I к.з min ) в конце зоны защиты. Зона действия МТЗ должна охватывать защищаемую линию и следующий второй участок, т.е. линию 2. Коэффициент чувствительности для защищаемой линии считается допустимым, если выполняется условие: I kч  к.з. min  1,5. I с.з (7.7) Разновидности схем (с зависимыми и независимыми характеристиками). МТЗ могут выполняться с выдержками времени, не зависящими от тока в защищаемом участке (рис. 11, кривая 1). Такие защиты при t Зависимая часть Независимая часть 2 1 Iс.з Iк.з Рис. 11. Характеристики выдержек времени МТЗ 40 повреждении в любой точке защищаемого участка действуют с постоянной, не зависимой от тока выдержкой времени. В их схемах выдержка времени, как правило, создается специальным реле времени. Такая защита называется защитой с независимой характеристикой времени срабатывания. Наряду с этим МТЗ могут выполняться с выдержками времени, зависящими от величины тока в защищаемом участке. Время срабатывания токовой защиты не остается постоянным с изменением тока в ней. По мере увеличения тока время срабатывания уменьшается (рис. 11, кривая 2). Такой характер изменения выдержек времени имеет МТЗ, выполненная индукционными реле YAT Q KM - + KT - + KA KA + KH KL + - KA ТА Рис.12. Схема МТЗ с независимой выдержкой времени в трехфазном исполнении тока или плавкими предохранителями. Такая защита называется защитой с зависимой или с ограниченно зависимой характеристикой времени срабатывания. Представим схему МТЗ с независимой выдержкой времени в трехфазном исполнении (рис. 12). В трехфазных защитах трансформаторы тока и обмотки токовых реле соединяются по схеме полной звезды. Основными элементами схемы явля41 ются: 1) токовое реле КА, срабатывающее при появлении тока КЗ; 2) реле времени КТ, создающее выдержку времени и выполняющее функции органа времени; 3) промежуточное реле KL; 4) указательное реле КН; 5) блокировочный контакт КМ; 6) катушка отключения выключателя (Q) YAT. При возникновении КЗ срабатывает реле тех фаз, по которым проходит ток КЗ. Контакты всех токовых реле соединены параллельно, поэтому при срабатывании любого токового реле замыкается цепь обмотки реле времени (КТ), через заданный интервал времени контакты реле времени замыкаются и приходит в действие промежуточное реле (KL), оно срабатывает мгновенно и подает ток в катушку отключения выключателя (YAT) через блокировочный контакт (КМ). Промежуточное реле устанавливается в тех случаях, когда реле времени не может замыкать цепь катушки отключения из-за недостаточной мощности своих контактов. Указательное реле (КН) включается последовательно с катушкой отключения выключателя (YAT), при появлении тока в этой цепи указательное реле срабатывает, его флажок выпадает и т.о. фиксируется действие МТЗ и появление тока в катушке отключения. Блокировочный контакт (КМ) привода выключателя служит для разрыва цепи тока катушки отключения, так как контакты промежуточных реле не рассчитываются на размыкание этой цепи. Блокировочный контакт должен размыкаться раньше, чем произойдет возврат промежуточного реле. Время действия рассмотренной защиты определяется выдержкой времени, установленной на реле времени и не зависит от величины тока КЗ. МТЗ с зависимой или с ограниченно зависимой характеристикой времени срабатывания выполняются при помощи токовых реле, работающих не мгновенно, а с выдержкой времени, зависящей от величины тока (рис. 13). В отличие от защиты с независимой характеристикой времени, защита с зависимой характеристикой действует при токах: I р  (1  2)  I с.з со значительно большей выдержкой времени, чем при КЗ. Это улучшает отстройку защиты от кратковременных перегрузок. Кроме того защиты с зависимой характеристикой позволяют ускорять отключение при повреждении в начале линии, 42 YAT Q KM - + KA KA KA Рис. 13. МТЗ с зависимой или с ограниченно зависимой характеристикой времени срабатывания выполняются при помощи токовых реле там, где ток КЗ значительно больше, чем в конце линии. Однако согласование выдержек времени независимых защит значительно проще, поэтому зависимые защиты следует применять только в случае явного их преимущества. Контрольные вопросы 1. Требование для выбора тока срабатывания МТЗ от КЗ. 2. Какие условия необходимы для выбора тока срабатывания защиты? 3. По какому выражению определяется ток срабатывания МТЗ? От чего он зависит? 4. Условие проверки тока срабатывания? 5. По какому выражению определяется коэффициент чувствительности? От чего он зависит? Условие проверки. 6. Какая защита называется защитой с независимой характеристикой времени срабатывания? 7. Какая защита называется защитой с зависимой или с ограниченно зависимой характеристикой времени срабатывания. 43 8. ТОКОВЫЕ ОТСЕЧКИ (ТО). РАЗЛИЧИЕ МТЗ И ТО. ТО С ВЫДЕРЖКОЙ И БЕЗ ВЫДЕРЖКИ ВРЕМЕНИ. ТО НА ЛИНИЯХ С ОДНОСТОРОННИМ ПИТАНИЕМ. ВРЕМЯ ДЕЙСТВИЯ. ТОК СРАБАТЫВАНИЯ. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗОНЫ ДЕЙСТВИЯ. ТО называется МТЗ с ограниченной зоной действия, имеющая в большинстве случаев мгновенное действие. Основным достоинством ТО является быстрое отключение КЗ, возникающих вблизи источника питания, т.е. повреждений, сопровождаемых большими токами к.з. В отличие от МТЗ ТО заранее ограничивается зоной действия, поэтому не может быть основной защитой линии. Это делается для соблюдения селективности (избирательности действия), которая обеспечивается путем выбора тока срабатывания отсечки, а не выдержки времени (при МТЗ). ТО с выдержкой и без выдержки времени. ТО может быть выполнена без выдержки или с выдержкой времени. Принципиальные схемы защиты линий от междуфазных КЗ, выполненные с использованием соответствующих защит представлены на рис. 14, 15. Селективное действие ТО без + + Q KL KA1 - KT Q KA KA1 KA2 - KA KT KL KA2 ТА KH SQ KL SQ KL KH YAT Рис. 14. ТО без выдержки времени YAT Рис. 15. ТО с выдержкой времени выдержки времени (рис. 14) достигается тем, что ее ток срабатывания принимается большим максимального тока КЗ, проходящего через защиту при повреждении вне защищаемого элемента. Действие защиты при КЗ на защи44 щаемом участке обеспечивается благодаря тому, что ток КЗ в сети, а следовательно, и в защите увеличивается по мере приближения места КЗ к источнику питания, причем кривые изменения тока КЗ имеют различную крутизну в зависимости от режима работы системы и вида КЗ. ТО на линиях с односторонним питанием. Известно, что ток КЗ в К2 К3 Л1 а) Л1б IК2 IcТО б) Ток IК Л1а Л2 Рис. 16. ТО на линии с односторонним питанием: а) принципиальная схема сети; б) характеристики, поясняющие принцип действия ТО линии определяется значением сопротивления от источника питания до места повреждения и уменьшается с удалением последнего (рис. 16, б). Наименьший ток КЗ возникает при повреждении в конце линии (в точке К2), а наибольший – в ее начале (в точке К3). Токовое реле отсечки отстраивают от тока КЗ I K1 при повреждении в точке К1, расположенной в начале линии Л2. Ток КЗ при повреждении в точке К1 численно равен току КЗ при повреждении в точке К2. Для отстройки ток срабатывания ТО I cTO принимают больше I K 2 в режиме наибольших токов КЗ, т.е: I cTO  kн  I K 2 , (8.1) где kн – коэффициент надежности, принимаемый равным 1,21,5. 45 При токе срабатывания I cTO ТО (рис. 16, б) действует только при КЗ на участке Л1а линии и не действует при КЗ на участке Л1б линии Л1, а также вне ее, т.е., например на сборных шинах Л2 или на линии Л2 (точка К1). Следовательно, ТО защищает не всю, а только часть линии. Для защиты участка Л2 на линии со стороны питания устанавливают дополнительную защиту, в качестве которой может быть выбрана, например, МТЗ с выдержкой времени. ТО выполняют по схеме МТЗ (рис. 16, а), но быстродействующую отсечку выполняют без реле времени. Время действия отсечки. Время действия ТО складывается из времени срабатывания токовых и промежуточных реле. При быстродействующих промежуточных реле время действия порядка 0,02 с. Отсечка срабатывает в течение: tотс  (0,04  0,06) с. Промежуточные реле облегчают работу контактов токовых реле и позволяют не учитывать апериодическую составляющую тока КЗ, поскольку она мала и затухает очень быстро в течение (0,020,03) с. На линиях, защищенных от перенапряжений трубчатыми разрядниками, ТО может сработать при их действии. Время работы разрядников составляет (0,010,02) с. При каскадном действии разрядников время указательного реле увеличивается до (0,040,06) с; применением промежуточных реле с временем действия (0,060,08) с удается отстроить отсечку от работы разрядников. Определение тока срабатывания ТО. Ток срабатывания ТО должен удовлетворять условию: k k I I с.ТО  kн  I к.з max или I с. р  н сх к.з max , n (8.2) T где k н – коэффициент надежности, учитывающий погрешность в расчете тока КЗ ( I к.з max ); k сх – коэффициент схемы; I к.з max – максимальное значение тока КЗ при КЗ на шинах проти- воположной подстанции; 46 nT – коэффициент трансформации ТТ. Ток КЗ ( I к.з max ) определяется для таких режимов работы системы и видов повреждений, при которых он наибольший. Поскольку собственное время действия ТО составляет 0,010,02 с, то ток КЗ рассчитывается для начального момента времени, и принимается равным действующему значению тока КЗ периодической составляющей. Рассмотренный принцип определения тока срабатывания ТО соответствует, ТО с односторонним питанием. Iк.з, А 1 2 Iсраб Зона действия отсечки ТО 1 l 1 l 4 2 1 l 2 3 4 5 3 l 4 Рис. 17. Зона действия ТО на линии с односторонним питанием Определение зоны действия ТО. Зона действия ТО определяется графически (рис. 17). Для этого вычисляются токи КЗ, проходящие по защищаемой линии при КЗ в начале и конце линии, а также на расстояниях ¼, ½ и ¾ длины от начала, и строится кривая изменения тока КЗ в зависимости от удаленности места КЗ от источника питания (кривая 1). Определяется ток срабатывания ТО по выражению (8.2) и на рис. 17 проводится прямая тока срабатывания 2. Точка пересечения прямой 2 с кривой 1 определяет зону действия отсечки. Отсечка действует в зоне, где ток КЗ превышает ток срабатывания (заштрихованная часть графика). 47 Коэффициент чувствительности ТО определяется по формуле: I k ч  к.з1 , I с.з (8.3) где I к.з1 – ток КЗ при повреждении в начале линии у места установки отсечки (в точке 1 рис. 17). Контрольные вопросы 1. Какая защита называется токовой отсечкой (ТО)? 2. Основное достоинство ТО. 3. Объясните, что означает: ТО с выдержкой и без выдержки времени? 4. Как работает ТО на линиях с односторонним питанием? 5. Как определяется время действия отсечки? 6. Определение тока срабатывания ТО. 7. Каким условиям должен удовлетворять ток срабатывания ТО? 8. Для таких режимов работы системы и видов повреждений определяется ток КЗ ( I к.з max ) ? 9. Как определяется зона действия ТО? 48 9. ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ МТЗ И ТОКОВЫХ ОТСЕЧЕК С БЛОКИРОВКОЙ ПО НАПРЯЖЕНИЮ. МТЗ с блокировкой минимального напряжения. Для повышения чувствительности МТЗ при КЗ и улучшения отстройки ее от токов нагрузки применяется блокировка при помощи реле минимального напряжения. Принципиальная схема МТЗ с блокировкой минимального напряжения приведена на рис. 18. Схема включает в себя три пусковых токовых реле мгновенного действия КА1, КА2, КА3, три блокирующих реле минимального напряжения KV<, одно реле времени КТ, одно промежуточное реле KL и одно указательное реле КН. YAT Q KM - Сигнал + + KA1 KA2 KA3 KL + KT + - - ТА1-3 KV< KV< KV< От трансформатора a b напряжения c Рис. 18. Принципиальная схема МТЗ с блокировкой минимального напряжения Как видно из рис. 18, при срабатывании только токовых реле, реле времени не запускается, так как цепь на его обмотку разомкнута контактом 49 промежуточного реле KL. Если сработают только блокирующие реле минимального напряжения, то реле времени тоже не запускается. Защита может подействовать на отключение только в том случае, если сработают одновременно токовые реле и реле минимального напряжения, что бывает только при КЗ, когда возрастают токи и понижается напряжение. При перегрузках, превышающих ток срабатывания токовых реле, последние сработают, но отключение не произойдет, так как блокирующие реле минимального напряжения при перегрузках не срабатывают. Защита может подействовать неправильно, если в момент перегрузки окажется в сработанном положении, хотя бы одно реле минимального напряжения, что может иметь место при перегорании предохранителя или обрыве цепи от трансформатора напряжения. Поэтому схема предусматривает подачу предупредительного сигнала от контакта промежуточного реле KL, которое срабатывает при замыкании контактов любого реле минимального напряжения. Если защита предусмотрена для действия не только при междуфазных, но и при однофазных КЗ, то дополнительно устанавливается одно реле максимального напряжения, включенное на напряжение нулевой последовательности. Контакт этого дополнительного реле включается параллельно контактам реле минимального напряжения. Ток срабатывания токовых реле отстраивается не от максимальной нагрузки линии, а от длительной нормальной нагрузки I н.норм , которая может быть в 1,5-2 раза больше максимальной: I с.з  k k н I воз н.норм . (9.1) В результате этого чувствительность защиты при КЗ повышается. Напряжение срабатывания U с.з реле пуска минимального напряжения выбирается из двух условий: 1) Реле напряжения не должны приходить в действие при минимальном значении рабочего напряжения U раб.min , для этого необходимо иметь: 50 U с.з  U раб.min . (9.2) 2) Реле напряжения, подействовавшие при понижении напряжения во время КЗ в сети должны возвратиться (разомкнуть контакты) после отключения КЗ и восстановления напряжения до уровня U раб.min . Для этого напряжение возврата реле U воз должно быть меньше U раб.min : U воз  U раб.min . (9.3) У реле минимального напряжения U с.з  U воз , поэтому при выполнении второго условия (условия возврата) выполняется и первое. Исходя из условия (9.3) принимаем U воз на 10-20% меньше U раб.min : U воз  U раб.min kн , (9.4) где kн – коэффициент надежности, принимаемый равным 1,11,2. Учитывая, что U с.з связано с U воз коэффициентом возврата U kвоз  воз , получаем напряжение срабатывания: U с.з U с.з  U воз kвоз . (9.5) Подставляя (9.4) в (9.5), получаем: U с.з  U раб.min kн  kвоз . (9.6) Напряжение срабатывания реле, отнесенное ко вторичной стороне трансформатора напряжения определяется по выражению: U раб.min U U с. р  с.з  , kн  kвоз  nн n (9.7) н где nн – коэффициент трансформации трансформатора напряжения. 51 Напряжение U раб.min обычно принимается на 5-10% ниже нормального уровня. Чувствительность реле напряжения проверяется по максимальному значению напряжения при КЗ в конце зоны защиты. Коэффициент чувствиU с.з тельности k ч  считается удовлетворительным, если он равен или U к. max превышает 1,5. МТЗ с блокировкой минимального напряжения не действует при перегрузках, не сопровождающихся понижением напряжения, и имеет повышенную чувствительность к току КЗ по сравнению с простой МТЗ. Она применяется на линиях с большой аварийной нагрузкой, когда простая МТЗ не обеспечивает достаточной чувствительности и надежной отстройки от перегрузки. ТО с блокировкой по напряжению. Обычно в схеме ТО используют три минимальных реле напряжения, включенных на соответствующие междуфазные напряжения. Параметрами отсечки без выдержки времени с блокировкой по напряжению являются ток срабатывания I сI.з и напряжение срабатывания U сI.з . Путем особого согласования их между собой удается расширить зону действия защиты, обеспечивая селективность при внешних КЗ и любых режимах работы питающей системы. Ток срабатывания I сI.з определяют, исходя из требования достаточной чувствительности защиты по току при металлическом двухфазном КЗ в конце защищаемой линии: (2) I I к I с.з  min , kI чI I – требуемый коэффициент чувствительности по току. где k чI 52 (9.8) Для предотвращения неправильного действия защиты при нарушении цепей напряжения ток I сI.з должен быть отстроен от максимального рабочего тока по условию: I сI.з  I I kотс раб.max kв (9.9) . Окончательно ток срабатывания I сI.з выбирают по большему из двух значений, полученных по условиям (9.8) и (9.9). Для исключения неселективной работы защиты в целом при внешних КЗ напряжение срабатывания защиты U сI.з выбирают меньшим остаточного (3) напряжения U ост в месте включения защиты при трехфазном КЗ за транс- форматором. Предполагают, что при этом по защищаемой линии проходит ток I K  I сI.з , т.е.: (3) U сI.з  U ост  3  I сI.з  ( X1уу  l  X T ) (9.10) I  1,2 : или с учетом коэффициента отстройки k отс U сI.з  3  I I (X l  X ) с.з T 1уу kI отс . (9.11) Такой выбор напряжения срабатывания исключает возможность срабатывания защиты при любых токах повреждения, проходящих по линии при внешних КЗ. Реле напряжения не должны срабатывать в нормальном режиме, поэтому вторым условием выбора U сI.з является отстройка от минимального рабочего напряжения по условию: U сI.з  U раб.min  0,7 U ном . kI отс 53 (9.12) Контрольные вопросы 1. Как можно повысить чувствительность МТЗ при КЗ и улучшить отстройку ее от токов нагрузки? 2. Поясните принципиальную схему МТЗ с блокировкой минимального напряжения. 3. По какому выражению определяется ток срабатывания токовых реле? 4. Какие условия необходимы для выбора напряжения срабатывания U с.з реле пуска минимального напряжения? 5. Как проверяется чувствительность реле напряжения? Чему равен коэффициент чувствительности? 6. Как работает ТО с блокировкой по напряжению? 54 10. ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ И ВЫПОЛНЕНИЯ ДИСТАНЦИОННЫХ ЗАЩИТ. ПРОДОЛЬНЫЕ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНЫЕ ЗАЩИТЫ. ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ. Дистанционные защиты. Дистанционной называется защита, выдержка времени которой автоматически изменяется в зависимости от удаленности места КЗ от места установки защиты. Определение удаленности до места КЗ производится дистанционной защитой путем измерения сопротивления. Так, если при КЗ в точке А (рис. 19, а) по защищаемой линии проходит к месту КЗ ток I КЗ , то напряжение на шинах подстанции (U ш ) будет равно падению напряжению в сопротивлении участка линии ( z КЗ ) от шин подстанции до точки А: U ш  I КЗ  z КЗ . (10.1) Сопротивление линии выражается через удельное сопротивление на один километр ( z уд ) и расстояние до места КЗ на линии ( LКЗ ) : z КЗ  z уд  LКЗ . (10.2) Следовательно, отношение остаточного напряжения на шинах к току КЗ, проходящему по защищаемой линии: Uш I КЗ  z уд  LКЗ , (10.3) пропорционально расстоянию (дистанции) LКЗ от места установки защиты до места КЗ. Основным органом дистанционной защиты является реле сопротивления, которое, измеряя сопротивление линии до места КЗ, определяет, на каком участке произошло повреждение и совместно с другими органами защиты обеспечивает ее действие с необходимой выдержкой времени. Выдержка времени дистанционных защит зависит от сопротивления. Такая зависимость 55 выдержки времени от сопротивления (или расстояния) до места КЗ называется характеристикой времени срабатывания защиты. Существует три вида характеристики: наклонная, комбинированная и ступенчатая. Дистанционная защита Uш ТV Iкз А ТА Zкз=ZудLкз а) tIII t, c tII Первая зона tI а А Л1 (0,8-0,85)zЛ1 Вторая зона zI zII б в Третья зона zIII z, Ом г Л2 Б В б) Рис. 19. Принцип действия (а) и характеристика (б) дистанционной защиты Наибольшее применение получили дистанционные защиты со ступенчатыми характеристиками. Как видно из рис. 19, б, ступенчатая характеристика состоит из нескольких участков (зон) (обычно двух или трех). На рис. 19, б участок а-б – является первой зоной, б-в – второй зоной и участок в-г – третьей зоной. Каждой зоне соответствует ступень выдержки времени tI , tII , tIII , неизменная в пределах своей зоны. 56 Т.о., при КЗ в любой точке участка а-б, т.е. в пределах первой зонах, когда реле сопротивления измеряет сопротивление от 0 до zI , защита действует с выдержкой времени t . Обычно дистанционные защиты действуют в I первой зоне без выдержки времени, т.е. t  0. При КЗ на участке б-в, т.е. в I пределах второй зоны, когда реле сопротивления измеряет сопротивление от zI до zII , т.е. больше zI , выдержка времени защиты автоматически увеличивается и защита действует с выдержкой времени tII , большей t . Аналогично I при КЗ на участке в-г, т.е. в пределах третьей зоны, когда реле сопротивления измеряет сопротивление от zII до zIII , защита действует с еще большей выдержкой времени tIII . Т.о., чем больше сопротивление до места КЗ, тем с большей выдержкой времени действует дистанционная защита. Первая зона защиты (рис. 19, б), как правило, настраивается на 80-85% длины защищаемой линии Л1. Больший охват линии недопустим, так как изза погрешностей ТА, TV и самого реле сопротивления защита может сработать при КЗ на смежной линии Л2. Конец линии Л1, шины подстанции Б и часть линии Л2 охватывает вторая зона. Третья зона охватывает линию Л2 для резервирования при отказе ее защиты или выключателя. Продольные дифференциальные защиты. Дифференциальная токовая защита основывается на принципе сравнения величины и фазы токов (например, в начале и в конце линии). Такие защиты применяются в том случае, если надо обеспечить отключение КЗ в пределах всего защищаемого элемента (например линии) без выдержки времени. Различают две разновидности токовой дифференциальной защиты: продольную, в случае которой сравниваются токи двух последовательно включенных участков одной цепи; поперечную, в случае которой сравниваются токи одноименных фаз параллельных линий. Покажем схему продольной дифференциальной защиты генератора (рис. 20). 57 Q KH Зона защиты ТАI KA1 KA2 KL Отключение АГП KA3 ТLA G ТАII ТLA - насыщающийся ТТ Рис. 20.схема продольной дифференциальной защиты генератора Продольная дифференциальная защита является основной защитой от междуфазных КЗ генераторов. Реле тока включаются на разность токов ТТ ТАI и ТАII, установленных со стороны основных выводов генератора и со стороны нейтрали. При этом зона защиты находится между двумя комплектами ТТ; для ее увеличения один комплект ТТ устанавливается возможно ближе к выключателю. Защита действует на отключение генератора и автомата гашения поля (АГП), а также на остановку турбины. При внешнем КЗ ток в первичных обмотках ТТ ТАI и ТАII одинаков, а ток в реле равен разности вторичных токов этих ТТ, т.е. току небаланса. При внутренних КЗ токи в первичных обмотках ТТ ТАI и ТАII различны; при этом ток в реле равен сумме вторичных токов ТТ. Ток срабатывания защиты определяется по выражению: I с.з  kотс  k а  I нб max , (10.1) где kотс – коэффициент отстройки; k а – коэффициент, учитывающий наличие апериодической со- ставляющей в токе КЗ; I нб max – ток небаланса. 58 Продольная дифференциальная защита может применяться как основная избирательная быстродействующая и обычно весьма чувствительная защита ответственных элементов СЭС. С небольшими изменениями такая защита, в частности, может предусматриваться для сборных шин ответственных РУ 110 кВ и выше и для силовых трансформаторов мощностью 6,3 МВА и более. Также она служит для защиты как одинарных, так и параллельных линий. Контрольные вопросы 1. Дайте определение дистанционной защиты? 2. Поясните принцип действия дистанционной защиты. 3. Что является основным органом дистанционной защиты? 4. Дайте определение дифференциальной токовой защиты. 5. Назовите две разновидности токовой дифференциальной защиты. 6. Поясните схему продольной дифференциальной защиты. Принцип ее работы. 7. От каких повреждений используется продольная дифференциальная защита? 8. Где устанавливается продольная дифференциальная защита как основная? 59 11. ПОПЕРЕЧНЫЕ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНЫЕ ЗАЩИТЫ, ПРИНЦИП ИХ ДЕЙСТВИЯ. ПОНЯТИЕ О «МЕРТВОЙ ЗОНЕ», ЗОНЕ КАСКАДНОГО ДЕЙСТВИЯ. РАСЧЕТ ДЛИНЫ «МЕРТВОЙ ЗОНЫ». Поперечные дифференциальные защиты. Если продольная дифференциальная защита служит для защиты как одинарных, так и параллельных линий, то поперечная дифференциальная защита применяется для защиты только параллельных линий (рис. 21). 6 Р<0 Р>0 7 4 3 x U 5 1 6 2 7 Рис. 21. Поперечная дифференциальная защита параллельных линий На рис. 21: 1, 2 – защищаемые линии; 3 – идентичные ТТ; 4 - трансформатор напряжения; 5 – реле мощности; 6, 7 – выключатели ВН. В сетях 6-10 кВ параллельные линии подключаются к сборным шинам обычно через один общий выключатель. Защита таких линий осуществляется с помощью поперечной дифференциальной защиты. В сетях 35 кВ и выше параллельные линии подключаются к сборным шинам через отдельный для каждой линии выключатель. Защита таких линий осуществляется с помощью направленной поперечной дифференциальной защиты. В зависимости от того, какая из параллельных линий повреждена, мощность КЗ, подводимая к реле направления мощности, будет иметь разный знак, что обеспечит избира60 тельное отключение только поврежденной линии. Применяется реле направления мощности двухстороннего действия. Для отключения поврежденной линии с обоих сторон защиту устанавливают также с обоих сторон поврежденной линии. При внешних КЗ ток в реле равен разности вторичных токов ТТ, который не равен нулю и представляет собой ток небаланса. Q кА G TA Рис. 22. Соединение параллельных ветвей линии по схеме «звезда» Поперечная дифференциальная защита применяется для генераторов напряжением выше 1 кВ в качестве защиты от замыканий между витками одной фазы. Защита выполняется при наличии параллельных ветвей обмотки статора. Параллельные ветви соединяются по схеме звезды каждая (рис. 22), в цепь между нейтралями которых включается трансформатор тока ТА. В нормальном режиме и при внешних КЗ токи параллельных ветвей одинаковы, поэтому через ТТ проходит только некоторый ток небаланса ( I нб ), содержащий высшие гармонические кратные 3, обусловленные искажением кривой ЭДС генератора. В токе небаланса содержится также ток нулевой последовательности, вызванный несимметрией фаз обмотки статора. Для отстройки от токов высших гармонических реле тока (кА) подключаются к ТА через фильтр (zF), пропускающий только составляющую тока промышленной частоты. При замыкании между витками одной фазы через ТТ проходит 61 уравнительный ток, достаточный для срабатывания реле тока кА. Защита действует при многофазных КЗ. Для исключения срабатывания защиты при внешних КЗ ее ток должен быть отстроен от максимального тока небаланса, расчет которого затруднителен, поэтому рекомендуется принимать: I с.з  (0,2  0,3)  I номг . Защита выполняется, как правило, без выдержки вре- мени. Понятие о мертвой зоне и зоне каскадного действия. При КЗ вблизи места установки защиты возможен отказ действия направленной защиты вследствие недостаточной величины напряжения. Участок линии m при КЗ, в пределах которого реле мощности не работает изза того, что мощность на его зажимах оказывается меньше мощности срабатывания называется мертвой зоной (рис. 23). Для характеристики чувствительности защиты важно знать протяженность мертвой зоны m, ее подсчет ведется для металлического КЗ на границе мертвой зоны в точке М, где Sср=Sр (Sср – мощность срабатывания реле). Зная напряжение срабатывания реле (Uр), величину Sср и вычислив ток в реле (Iр) (для упрощения этот ток заменяется током при КЗ в начале линии) можно определить наименьшее значение напряжения срабатывания реле. Невозможность срабатывания защиты вследствие ее недостаточной чувствительности при наличии КЗ на защищаемой линии до момента отключения линии с противоположного конца носит название каскадного действия защиты. Зоной каскадного действия называется доля длины защищаемой линии, при КЗ в которой защита не действует до отключения линии с противоположного конца. Т.о., каскадное действие защит связано с недостаточной чувствительностью токового органа, а отказ в пределах мертвой зоны – с конечной чувствительностью (по напряжению) органа направления мощности. Мертвая зона возникает лишь при трехфазных КЗ вблизи места установки защиты при включении органа направления мощности на полные напряжения. 62 N M Uр m l Рис. 23. Участок «мертвой зоной» на линии Расчет длины мертвой зоны. Порядок расчета мертвой зоны для реле, имеющего: S p  U p  I p  sin(   p ) (11.1) при КЗ на границе мертвой зоны в точке М: S cp U p  U cp  I p  sin(   p ) (11.2) следующий: а) вычисляется Scp на основе лабораторных исследований или паспортных данных; б) определяется ток реле ( I p ) при трехфазном КЗ в самом начале линии в точке N по формуле: I I p  KN ; nT (11.3) в) вычисляется sin(  p ), для чего сначала определяется:  K  arctg( xy ry ), где x y , ry – удельные сопротивления данной линии. 63 (11.4) Зная  и схему включения реле можно найти p , например, для 90K ой схемы:  p   K  900. Зная наряду с этим угол внутреннего сдвига ( ) можно определить sin(  p ); г) определяется значение U cp , путем подстановки в выражение (11.2) значений S p , I p , sin(   p ); д) вычисляется первичное фазное напряжение. Если реле включено на фазное напряжение, то: U ф1  U cp  nн , (11.5) где n – коэффициент трансформации трансформатора напряжения. í При включении реле на линейное напряжение: U ф1  U cp  nн 3 ; (11.6) е) определяется величина сопротивления zm участка m, в котором падение напряжения от тока I KN равно U ф1 по формуле: zm  U ф1 I KN ; (11.7) ж) вычисляется протяженность мертвой зоны по выражению: z m m, zy (11.8) где z y  x2y  ry2 . Контрольные вопросы 1. Где применяются поперечные дифференциальные защиты? 2. Объясните принцип действия продольной дифференциальной защиты. 64 3. Что называется «мертвой зоной» продольной дифференциальной защиты. 4. Что называется зоной каскадного действия? 5. Как рассчитать длину мертвой зоны? Привести основные формулы. 65 12. ТРАНСФОРМАТОРЫ ТОКА (ТТ) В СХЕМАХ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ (РЗ). НАЗНАЧЕНИЕ, ОБОЗНАЧЕНИЕ, МАРКИРОВКА. ТОК НАМАГНИЧИВАНИЯ И СВЯЗАННЫЕ С НИМ ПОГРЕШНОСТИ. ВЕКТОРНЫЕ ДИАГРАММЫ. ТРЕБОВАНИЯ К ТТ. КЛАССЫ ТОЧНОСТИ. Трансформаторы тока (ТТ) являются очень важным элементом РЗ. Они питают цепи защиты током сети и выполняют роль датчика, через который поступает информация к измерительным органам устройств РЗ. От точности этой информации зависит надежная и правильная работа РЗ. Поэтому основным требованием к ТТ является точность трансформации с погрешностями, не превышающими допустимых значений. ТТ имеют стандартный номинальный вторичный ток I 2 ном  1; 5 А при любых значениях номинального первичного тока I1НОМ допускается изготовление ТТ с номинальным вторичным током I 2 ном  2; 2,5 А. На схемах РЗ ТТ обозначаются ТА. Для правильного действия РЗ требуется точная работа ТТ при токах перегрузки электроустановки и токах КЗ. Правильная работа быстродействующих устройств защиты и автоматики должна обеспечиться при переходных процессах в ТТ. Особенностью измерительного ТТ является режим КЗ его вторичной цепи. Первичная обмотка ТА с числом витков 1 включается в цепь первичного тока I1 сети, а ко вторичной обмотке с числом витков 2 подключаются цепи тока измерительных органов, например измерительных реле тока КА1, КА2 с относительно малым сопротивлением (рис. 24, а). Начала и концы обмоток ТТ указываются на их выводах. Выводы первичной обмотки Л1 и Л2 маркируются произвольно, а выводы вторичной обмотки И1 и И2 – с учетом принятого обозначения выводов первичной обмотки. При этом за начало вторичной обмотки И1 принимается вывод, из которо66 го мгновенный ток i2 направляется в цепь нагрузки, когда в первичной об мотке ток i1 направлен от начала Л1 к концу Л2. При такой маркировке мгновенное значение тока в обмотке реле имеет то же направление, что и при включении непосредственно в защищаемую цепь (без трансформатора). ФТ=Ф1+Ф2 КА1 КА2 i1, I1 i2, I2 И1 D Л1  B   И2 а) I2 I2x2 1 I 1' I2xH I2r2 I2 H H zнам' E2 I2 U2  E2 U2 I   нам I нам nв I I1  1 nâ I2rH z2 Iнам' C  Л2 ТА    ФТ  I а.нам  I нам  I р.нам I1' I2 K в) Рис. 12.1. Измерительный ТТ (а), схема замещения (б), векторная диаграмма (в) На рис. 24, а, показаны направления токов i1, i2 для некоторого момента времени и принятой намотки витков. Ток i2 всегда направлен так, что размагничивает магнитопровод. Токи I1 и I2 создают намагничивающие силы (н.с.), которые вызывают магнитные потоки Ф1 и Ф2, замыкающиеся по стальному магнитопроводу 1. Намагничивающие силы и создаваемые ими магнитные потоки геометрически складываются, образуя результирующую н.с. I нам ω1 и результирующий магнитный поток трансформатора ФТ: I1ω1  I2ω2  Iнам ω1, Ф1  Ф 2  Ф Т . 67 (12.1) (12.2) Основной поток ФТ пронизывает обе обмотки и наводит во вторичной обмотке ЭДС Е2, которая создает в замкнутой цепи вторичной обмотки ток I2. Поток ФТ создается н.с. I нам ω и, следовательно, током I нам . Последний яв1 ляется частью тока I1 и называется намагничивающим током. Вторая часть первичного тока ( I  I ) создает н.с., компенсирующую (уравновешива1 нам ющую) н.с. вторичной обмотки I ω , что следует из (12.1) после его преоб2 2 разования: (I  I )ω  I ω . Т.о., трансформация первичного тока I1 1 нам 1 2 2 осуществляется с помощью магнитного потока ФТ и создающего его тока намагничивания I нам . Если принять I нам  0, то тогда уравнение (12.1) примет вид: I1ω1   I 2ω2 , откуда: ω I I 2   I1 1   1 , ω n в 2 (12.3) ω где nв  1 – коэффициент трансформации, называемый витковым. ω 2 Из выражения (12.3) видно, что при отсутствии намагничивающего тока вторичный ток I2 (расчетный ток) равен первичному току I1, поделенному на коэффициент трансформации nв и сдвинут относительно первичного тока по фазе на 180. В этом случае первичный ток полностью трансформируется во вторичную обмотку 2 и ТТ работает без погрешностей и потерь. В действительности ток намагничивания I нам не может быть равен нулю, так как он создает рабочий магнитный поток ФТ, который осуществляет трансформацию первичного тока во вторичную обмотку. Искажающее влияние тока намагничивания показано на векторной диаграмме рис. 24, в, в основу которой положена схема замещения рис. 24, б. В схеме замещения магнитная связь между первичной и вторичной обмотка- 68 ми ТТ заменена электрической, а все величины первичной стороны приведены к виткам вторичной обмотки. I Приведенный первичный ток I1  1 , приведенный ток намагничиваn в I   нам . За исходный ток при построении диаграммы принят втония I нам nв ричный ток I2. Векторная диаграмма показывает, что за счет тока I  втонам ричный ток получается меньше приведенного первичного тока на величину I и смещается относительно него по фазе на угол . Величина I (отрезок AD на рис. 24, в) равна арифметической разности ( I1  I 2 ) и называется погрешностью по току. Она показывает, насколько I действительный ток I2 меньше расчетного вторичного тока I 2расч  1  I1 , n получаемого при идеальной трансформации. Угол  показывает, на сколько действительный вторичный ток I2 сдвинут по фазе от расчетного тока, равного приведенному значению первичного тока I1, поэтому угол  называется угловой погрешностью. Абсолютное значение вектора тока намагничивания I , равного нам геометрической разности вектора первичного тока I1, приведенного ко вторичной стороне, и действительного вторичного тока I2 , называется полной погрешностью ТТ. Из векторной диаграммы видно, что полная погрешность определяет и характеризует как погрешность по току I, так и поI нам грешность по углу . Относительная токовая погрешность определяется по формуле: fi  I  I I 100  2 1 100, I1 I1 где I2 – действительный вторичный ток. 69 (12.4) Относительная полная погрешность определяется по выражению:  Iнам I1' 100  I1'  I 2 I1' , (12.5) где I и I1' – действующие значения тока намагничивания и привенам денного первичного тока. В общем случае, если вторичный ток не синусоидален, то ток намагничивания выражается как среднеквадратичное значение разности мгновенных величин вторичного тока i2 и приведенного первичного тока i1 за период Т: i 1 T   (i2  1 ) 2 dt , Т 0 n (12.6) i 100 1 T   (i2  1 ) 2 dt . n I Т 0 1 (12.7) I нам   Чрезмерно большие погрешности могут вызвать неправильные действия устройств РЗ. Поэтому уменьшение погрешности ТТ является очень важной задачей, она сводится к уменьшению тока намагничивания ТТ. ТТ, питающие РЗ, должны работать с определенной точностью в пределах значений токов КЗ, на которые должна реагировать РЗ. Для обеспечения правильной работы большинства устройств РЗ погрешность ТТ не должна превышать по току I – 10%, а по углу  – 7. Эти требования обеспечиваются, если полная погрешность ТТ 10% или если ток намагничивания не превосходит 10% от тока I1, проходящего по ТТ. Кроме РЗ ТТ питают измерительные приборы. Поэтому согласно ГОСТ точность работы ТТ характеризуется для измерительных приборов классом I точности, а для РЗ – предельной кратностью первичного тока: K10  1 max и I1ном нагрузкой zн.доп , при которых гарантируется, что полная погрешность ТТ не 70 превысит 10%. Погрешности классов точности устанавливают, исходя из условий точной работы измерительных приборов. ТТ имеют следующие классы точности: 0,5; 1; 3; 10 и Р. Каждый класс точности характеризуется определенной погрешностью по току I и углу . ТТ класса Р предназначаются для РЗ и поэтому их погрешности при номинальных токах не нормируются. Работа ТТ с погрешностью, соответствующей классу, обеспечивается при нагрузке вторичной обмотки, не выходящей за пределы номинальной. Номинальной нагрузкой ТТ называется максимальная нагрузка, при которой погрешность ТТ равна значению, установленному для данного класса. Номинальную нагрузку принято выражать в виде полной мощности S ном при номинальном вторичном токе 5 и 1 А и cos=0,8 или в виде сопротивления нагрузки zн.ном . Номинальная мощность: S н.ном  U 2  I 2ном . Учитывая, что U 2  I 2ном  zн.ном , получаем: S н.ном  I 22ном  zн.ном . (12.8) В зависимости от конструкции и класса точности ТТ значение номинальной нагрузки колеблется от 2,5 В.А до 100 В.А. Класс точности не может служить основанием для выбора ТТ, питающих защиту, так как предусматриваемые им погрешности относятся к номинальным токам, в диапазоне которых РЗ не работает. Контрольные вопросы 1. Назначение трансформатора тока (ТТ)? 2. Основные требования к ТТ. 3. Как обозначаются ТТ на схемах РЗ? I ? 4. Какой стандартный номинальный вторичный ток 2 ном имеют ТТ при любых значениях номинального первичного тока ? 5. В каком режиме работает измерительный трансформатор тока? 6. Принцип работы измерительного трансформатора тока? 71 7. Что называется погрешностью по току для трансформатора тока (ТТ)? 8. Что называется полной погрешностью ТТ? 9. Ток намагничивания и связанные с ним погрешности. 10. Какие классы точности имеют ТТ? 72 13. ТИПОВЫЕ СХЕМЫ СОЕДИНЕНИЯ ТТ И ОБМОТОК РЕЛЕ: а) в полную звезду; б) в неполную звезду; в) в треугольник; г) на разность токов двух фаз; д). в ФТНП. Для питания цепей релейной защиты применяются типовые схемы соединения трансформаторов тока (ТТ) и обмоток реле: 1) схема соединения ТТ и обмоток реле в звезду (рис. 25). A IA C B IC IB Ia Ib Ic Ia I Ib II Ic III IV 3I0=Iн.п Рис. 25. Схема соединения ТТ и обмоток реле в звезду ТТ устанавливаются во всех трех фазах, вторичные обмотки ТТ и обмотки реле соединяются в звезду и их нулевые точки связываются одним проводом, называемым нулевым. В нулевую точку объединяются одноименные зажимы обмоток ТТ. Токораспределение в схеме при нормальном режиме и трехфазном КЗ показывает, что в реле I-II-III проходят токи фаз: I I I I a  A ; I b  B ; I c  C . В нулевом проводе протекает геометрическая nT nT nT сумма токов: I  3  I  I  I  I , которая при симметричных режимах н.п a b c равна нулю, что видно из рис. 26, а. 73 a) IA A IB B IC C IC б) IA A IB IC IB 1 I í.ï  3  I 0   ( IA  IB  IC )  0 3 B IA в) IB A B C I C C 1 I í.ï  3  I 0   IA  0 3 I í.ï  0; IA  0 Рис. 26. а- геометрическая сумма токов при симметричных режимах; б- ток в двух поврежденных фазах и соответственно в реле при двухфазных КЗ; в- первичный ток КЗ проходит по одной поврежденной фазе при однофазных КЗ. При двухфазных КЗ (рис. 26, б) ток появляется только в двух поврежденных фазах и соответственно в реле, подключенных к ТТ поврежденных фаз. Ток в нулевом проводе равен сумме токов двух фаз, но так как они равны по величине и противоположны по фазе, то ток в нулевом проводе отсутствует, поэтому реле IV, включенное в нулевой провод, не будет реагировать на нагрузку и междуфазные КЗ. При однофазных КЗ первичный ток КЗ проходит только по одной поврежденной фазе (рис. 26, в). Соответствующий ему вторичный ток проходит также только через одно реле и замыкается по нулевому проводу, т.е. через четвертое реле. д) г) A IKB B IKC C IB 3  I 0  I í.ï IC A IB B IC C IB 3 I0 IC IВ Рис. 26. г- первичный ток по двум фазам и соответственно в двух реле, включенных на поврежденные фазы (фазы В и С) при двухфазном КЗ на землю; д- прохождение токов в сети прохождение токов в сети. При двухфазном КЗ на землю (рис. 26, г) первичный ток протекает по двум фазам и соответственно появляется в двух реле, включенных на повре- 74 I í.ï жденные фазы (фазы В и С). В нулевом проводе проходит геометрическая сумма этих токов, которая всегда отлична от нуля. При двойном замыкании прохождение токов в сети на землю в разных точках прохождение токов в сети показано на рис. 26, д. На участке между местами замыкания на землю условия аналогичны однофазному замыканию, а между источником питания и ближайшим к нему местом повреждения они соответствуют двухфазному КЗ. В рассмотренной схеме реле, установленные в фазах, реагируют на все виды повреждений, а реле в нулевом проводе только на КЗ на землю. Схема соединения в звезду применяется в защитах действующих при всех видах КЗ. Ток в реле в этом случае равен току в фазе, поэтому коэффициент схемы будет равен: kсх  Iр Iф  1. (13.1) 2) схема соединений ТТ и обмоток реле в неполную звезду (рис. 27). A C B IB Ia IC Ia I Ic III Ic 3I0 I I  A a n T I I  C c n T Ia Рис. 27. Схема соединений ТТ и обмоток реле в неполную звезду ТТ в данной схеме устанавливаются в двух фазах (А и С) и соединяются также как и в схеме полной звезды. При трехфазном КЗ и нормальном режиме работы сети в реле I и III будут протекать вторичные токи ( I , I ). При КЗ a c между фазами будут протекать токи во вторичных цепях, только в том месте, где установлены ТТ. В случае однофазного замыкания на землю одной из фаз, в которых установлены ТТ, ток появляется и в обратном проводе, одна75 ко, поскольку в средней фазе ТТ отсутствует, то при однофазном замыкании на землю в этой фазе вторичный ток также будет отсутствовать, поэтому данная схема реагирует не на все виды повреждений, а действует только при междуфазных КЗ. Данная схема устанавливается в сетях с изолированной нейтралью. Коэффициент схемы равен: kсх  Iр Iф  1. (13.2) 3) схема соединения ТТ в треугольник, а обмоток реле в звезду (рис 28). I I I I  A  B  Ia  Ib ; nT nT I IC IB II I II  III Ia Ib Ic I III  IB nT  IC nT IC nT  IA nT II III  Ib  Ic ;  Ic  Ia . IA IC IB IIII Рис. 28. Схема соединения ТТ в треугольник, а обмоток реле в звезду Вторичные обмотки ТТ, соединенные последовательно разноименными зажимами, образуют треугольник. Реле соединяются в звезду и подключаются к вершинам этого треугольника. Токораспределение показано на рис. 28, токи определены как II, III, IIII. При нагрузке и трехфазном КЗ в реле проходит линейный ток, в 3 раз больший тока фазы и сдвинутый относительно него по фазе на 30. В нормальном режиме и режиме трехфазного КЗ коэффициент схемы равен: kсх  Iр Iф  3I I ф  3. (13.3) ф 4) схема соединения ТТ на разность тока двух фаз (рис. 29). ТТ по данной схеме устанавливаются в двух крайних фазах, их вторичные обмотки соединяются разноименными зажимами, и обмотка реле включается на разность токов: 76 Iр  I A nT  IC nT  Ia  Ic . A IA (13.4) C B IC IB Ia Ic Рис. 29. Схема соединения ТТ на разность тока двух фаз При нагрузке и трехфазных КЗ геометрическая разность токов по величине в 3 раз больше тока фазы. При двухфазных КЗ ток в реле зависит от того, ка- кие фазы повреждены. Так при двухфазном КЗ между фазами А и С ток: Ic   Ia   I A . (13.5)  2  Ia . (13.6) nT Подставив (13.5) в (13.4) получим: Ip  2  IA nT При КЗ между фазами А и В или В и С в реле будет проходить ток одной фазы. В случае однофазного КЗ на фазе, не имеющей ТТ, ток в реле будет равен нулю, т.е. схема не работает. kсх  3. Коэффициент схемы: (13.7) Эта схема применяется для защит действующих при междуфазных КЗ. Схема неприменима для защит от однофазных КЗ, а также силовых трансформаторов с соединением обмоток: звезда-треугольник. Схема используется в сетях с изолированной нейтралью. 5) схема соединения ТТ в фильтр токов нулевой последовательности (рис.30). В схеме устанавливается 3 ТТ, соединенных между собой одноименными зажимами и параллельно к ним подключается реле тока. Схема реагирует на 77 IA Ia 3I0=Iн.п IC IB Ic Ib Рис. 30. Схема соединения ТТ в фильтр токов нулевой последовательности однофазные и двухфазные КЗ на землю и устанавливается в сетях с глухозаземленной нейтралью. Контрольные вопросы 1. Назовите типовые схемы соединения тт и обмоток реле. 2. Поясните схему соединения ТТ и обмоток реле в звезду. В каких сетях применяется? От каких видов повреждений? Что означают векторные диаграммы? Чему равен коэффициент схемы? 3. Поясните схему соединения ТТ и обмоток реле в неполную звезду. В каких сетях применяется? От каких видов повреждений? Что означают векторные диаграммы? Чему равен коэффициент схемы? 4. Поясните схему соединения ТТ в треугольник, а обмоток реле в звезду. В каких сетях применяется? От каких видов повреждений? Что означают векторные диаграммы? Чему равен коэффициент схемы? 5. Поясните схему соединения ТТ на разность тока двух фаз. В каких сетях применяется? От каких видов повреждений? Что означают векторные диаграммы? Чему равен коэффициент схемы? 78 6. Поясните схему соединения ТТ в фильтр токов нулевой последовательности. В каких сетях применяется? От каких видов повреждений? Что означают векторные диаграммы? Чему равен коэффициент схемы? 79 14. ТОКОВАЯ НАПРАВЛЕННАЯ ЗАЩИТА. Направленной называется защита, действующая только при определенном направлении (знаке) мощности КЗ. Необходимость в применении направленных защит возникает в сетях с двусторонним питанием. Защита в этих сетях должна не только реагировать на появление тока, но, для обеспечения селективности, должна также учитывать направление мощности КЗ в защищаемой линии (или фаз тока в линии относительно напряжения на шинах). В сетях с двусторонним питанием (рис. 31) и Источник А А А1 А2 В А3 К1 кольцевых сетях А4 C Источник В К2 IК1 IК2 Рис. 31. МТЗ в радиальной сети с двусторонним питанием направление мощности КЗ и тока зависит от места возникновения повреждения и может иметь два противоположных знака. Предположим установку обычных МТЗ в радиальной сети с двусторонним питанием (рис. 31). При КЗ в любой точке, в том числе и в точке К1, в действие приходят все защиты. При этом для селективного отключения поврежденного участка АВ необходимо, чтобы выдержка времени t2 защиты А2 была меньше выдержек времени t3 защиты А3 и t4 защиты А4 (t2129,3, следовадл.доп тельно, кабель выбран верно. 2.2.Определение токовой нагрузки на участке ГПП-РУ Определяем наибольший рабочий ток линии, питающей РУ, в ремонтном или послеаварийном режиме: I макс.РУ  2 I норм.РУ  2 150  300 А. По рассчитанной величине тока выбираем кабель марки АСБ-10-3185 прокладываемый в земле (П.1, табл. 2): I дл.доп  310 A . 3. Расчёт сопротивления системы хс, активных, индуктивных и полных сопротивлений выбранных линий электропередачи и токов к.з. Первым этапом при проектировании и расчёте релейной защиты является расчёт токов к.з. (Iк.з.). Для их определения необходимо знать величины сопротивлений до точек к.з. Сопротивление системы zc=xc рассчитывается по 115 заданному значению тока Iк.з. или Sк.з. в точке Κ1: Ιк1(3)=18 кА для U=10,5 кВ на шинах ГПП. Зная Ιк1(3) по заданию можно определить Sк1(3) по формуле: (3) (3) Sк1  3  I к1 U н  3 18 10  312 МВА , где: Sк1(3) - мощность короткого замыкания на шинах ГПП, МВА; Uн - номинальное напряжение сети в расчётной точке, кВ. Зная значение Ιк1(3) определим сопротивление системы: z x  c c U 10,5 ср   0,337 Ом. (3) 3  18 3I к1 3.1.Определение активных (r) и индуктивных (х) сопротивлений кабельных линий Индуктивные сопротивления линий могут быть выбраны по известному сечению кабельных линий из справочной литературы [ 4] или рассчитаны с учётом удельного сопротивления на один километр линии [П.1, табл. 3]. Активное сопротивление кабельной линии определяется из соотношения: r 1000  l , Ом γs где: l - длина линии, км; γ - удельная проводимость кабельных линий в зависимости от материала проводника [м/Оммм2]: γ = 53 - для медных жил; γ = 32 - для алюминиевых жил; γ = 10 - для стальных жил; s - сечение токоведущего проводника, мм2. В качестве материала проводника, как правило, используется алюминий. 3.1.1.Определение сопротивлений r и x и тока к.з. на участке ГПП-РУ Индуктивное сопротивление: 116 x1  x0  l1  0,077  3,5  0,27 Ом, где x0 – удельное индуктивное сопротивление [П.1, табл. 3]. Активное сопротивление: r1  1000  l1 γ s 1  1000  3,5  0,59 Ом. 32 185 r 0,59 1  2,2  , то необходимо учитывать акТак как отношение 1  x 0,27 3 1 тивную составляющую сопротивления. Результирующее сопротивление до точки К2 определим по формуле: x  x  x  0,337  0,27  0,61 Ом; рез.к2 c 1 r  r  0,59 Ом; рез.к2 1 z рез.к2  x2  r2  0,612  0,59 2  0,85 Ом. рез.к2 рез.к2 Определим ток к.з. в точке К2: U ср 103 10,5 103 ( 3 ) I    7158,7 А. к2 3z 3  0,85 рез.к2 3.1.2.Определение сопротивлений r и x и тока к.з. на участке РУ-ЦТП Активное и индуктивное сопротивления линии определяются но формулам, аналогичным предыдущему пункту: x2  x0  l2  0,09  0,115  0,01 Ом; r2  1000  l2 1000  0,115   0,07 Ом; γ s 32  50 2 r 2  0,07  7  1 . x 0,01 3 2 Определим результирующее сопротивление до точки К3: 117 x x  x  0,61  0,01  0,62 Ом; рез.к3 рез.к2 2 r r  r  0,59  0,07  0,66 Ом; рез.к3 рез.к2 2 z  x2  r2  0,62 2  0,66 2  0,91 Ом; рез.к3 рез.к3 рез.к3 Ток к.з. в точке К3: U ср 103 I (3)  к3 3z  рез.к3 10,5 103  6694,8 А. 3  0,91 3.2. Определение сопротивления трансформаторов ЦТП и тока к.з. в точке К4 Сопротивление трансформатора определяем на двух ступенях напряжения: 0,4 кВ и 10,5 (6,3) кВ: x  тр U к.з. U 2 % U к.з.  тр.н , 100 S тр.н % - напряжение к.з. в %, определяемое по паспортным данным трансформатора ЦТП [П.1, табл. 6]; - номинальное напряжение на обмотках трансформатора, кВ; U тр.н S тр.н .- номинальная мощность трансформатора, МВА. 3.2.1. Определение сопротивления трансформатора ЦТП и тока к.з. на ступени напряжения 10,5 кВ Сопротивление трансформатора: 5,5 10,52 xтр    3,79 Ом; 100 1,6 Результирующее сопротивление до точки К4: x x  x  0,62  3,79  4,41 Ом; рез.к4 рез.к3 тр 118 r r  0,66 Ом; рез.к4 рез.к3 z рез.к4  x2  r2  4,412  0,66 2  4,46 Ом; рез.к4 рез.к4 Ток к.з.: U ср 103 10,5 103 ( 3 ) I    1360,4 А. к4 3z 3  4,46 рез.к4 3.2.2. Определение сопротивления трансформатора ЦТП и тока к.з. за трансформатором на напряжении Uн=0,4 кВ Сопротивление трансформатора на ступени напряжения 0,4 кВ: 5,5 0,42 xтр    0,0055 Ом. 100 1,6 Так как определение тока к.з. будет осуществляться в точке К4 за трансформатором, то все ранее рассчитанные результирующие сопротивления нужно пересчитать на низшую ступень напряжения U=0,4 кВ. Только после этого определяется результирующее сопротивление в точке К4: U2 ср.2 0,4 2 x x   0,62   0,00089 Ом; рез.к3 рез.к3 U 2 10,52 ср.1 U2 ср.2 0,4 2 r r   0,66   0,00096 Ом; рез.к3 рез.к3 U 2 10,52 ср.1 x  x  x  0,00089  0,0055  0,0064 Ом; рез.к4 рез.к3 тр r  r  0,00096 Ом; рез.к4 рез.к3 z  x2  r2  0,0064 2  0,00096 2  0,0065 Ом; рез.к4 рез.к4 рез.к4 Ток к.з.: 119 U ср 103 0,4 103 ( 3 ) I    35711 А. к4 3z 3  0,0065 рез.к4 Производим расчёт-проверку величины тока к.з., приведённого к напряжению 10,5 кВ через коэффициент трансформации (kН=10,5/0,4=26,25): (3) 2 35711 I  к4   1360,4 кА. к.з.(10,5) 26,25 k н I Сравнивая ток Iк.з. с полученным ранее в п.3.2.1, видим, что погрешность не превышает 10%, то есть расчёт выполнен правильно. 4. Выбор автоматического выключателя напряжением до 1000 В Автоматические выключатели (автоматы) предназначены для автоматического отключения электрических цепей при коротком замыкании или ненормальных режимах (перегрузках, исчезновении или снижении напряжения), а также для нечастого включения и отключения токов нагрузки. Отключение выключателя при перегрузках и коротких замыканиях выполняется встроенным в выключатели автоматическим устройством, которое называется максимальным расцепителем тока, или сокращенно - расцепителем. Выключатели по заказу могут поставляться следующими дополнительными устройствами: нулевым или минимальным расцепителям, отключающим выключатель при снижении напряжения соответственно (0,1-0,35)Uном и до (0,35-0,7)Uном (напряжение срабатывания не регулируется); независимым расцепителем (электромагнитом отключения) для дистанционного отключения выключателя; электродвигательным или электромеханическим приводом для дистанционного управления выключателем; свободными вспомогательными контактами, а выключатели серии ВА - также сигнальными контактами автоматического отключения; выдвижным устройством с вставными контактами главных вспомогательных цепей - для выключателей выдвижного исполнения. Различают нетокоограничивающие и токоограничивающие выключатели. Нетокоограничивающие выключатели не ограничивают ток короткого замыкания в цепи, и он достигает максимального ожидаемого значения. Токоограничивающие выключатели ограничивают знание тока короткого 120 замыкания с помощью быстрого введения в цепь дополнительного сопротивления электрической дуги (в первый же полупериод, до того, как ток короткого замыкания значительно возрастет) и последующего быстрого отключения короткого замыкания, при этом ток короткого замыкания, при этом ток короткого замыкания не достигает ожидаемого расчетного максимального значения. Токоограничение начинается с некоторого значения тока, определяемого характеристикой токоограничения. При малых токах короткого замыкания контакты не отбрасываются, а отключение производиться также электромагнитным расцепителем. Номинальным током (Iном) и напряжением (Uном) выключателя называют значения тока и напряжения, которые способны выдерживать главные токоведущие части выключателя в длительном режиме. Номинальный ток расцепителя Iн.р может отличаться от номинального тока выключателя, поскольку в выключатель могут быть встроены расцепители с меньшим номинальным током. Предельной коммутационной способностью выключателя (ПКС) называют максимальное значение тока, которое выключатель способен включить и отключить и сколько раз, оставаясь в исправном состоянии. Обычно заводские испытания на ПКС выполняют в цикле О-пауза-ВО-паузаВО, где О - операция отключения цепи короткого замыкания данным выключателем после ее включения вспомогательным аппаратом, ВО - операция включения и отключения цепи короткого замыкания данным выключателем. Некоторые аппараты дополнительно испытывают на наибольшую включающую способность. Испытания выполняют в цикле В, что означает включение цепи данным выключателем и автоматическое отключение вспомогательным. Одноразовой ПКС (ОПКС) называют наибольшее значение тока, которое выключатель может отключить один раз. После этого дальнейшая работа выключателя не гарантируется, может потребоваться его капитальный ремонт или замена. Значения ПКС и ОПКС соответствуют ожидаемому току короткого замыкания, который возникает в цепи при отсутствии данного выключателя и токоограничения. Автоматические выключатели могут иметь следующие защитные характеристики: - зависимую от тока характеристику времени срабатывания; такие выключатели имеют только тепловой расцепитель; применяются редко вследствие недостаточной предельной коммутационной способности и быстродействия; 121 - не зависимую от тока характеристику времени срабатывания; такие выключатели имеют только токовую отсечку, выполненные с помощью электромагнитного или полупроводникового расцепителя, действующего без выдержки или с выдержкой времени; - ограниченно зависимую от тока двухступенчатую характеристику времени срабатывания; в зоне токов перегрузки выключатель отключается с зависимой от тока выдержкой времени; в зоне токов короткого замыкания выключатель отключается токовой отсечкой с не зависимой от тока заранее установленной выдержкой времени (для селективных выключателей) или без выдержки времени (для неселективных выключателей); выключатель имеет тепловой и электромагнитный (комбинированный) расцепитель, либо двухступенчатый электромагнитный выключатель АВМ), либо полупроводниковый расцепитель; - трехступенчатую защитную характеристику. В зоне токов перегрузки выключатель отключается с зависимой от тока выдержкой времени, в зоне токов короткого замыкания - с независимой, заранее установленной, выдержкой времени (для селективной отсечки), а при близких коротких замыканиях - без выдержки времени (зона мгновенного срабатывания); зона мгновенного срабатывания предназначена для уменьшения длительности воздействия токов при близких коротких замыканиях. Так выключатели имеют полупроводниковый расцепитель и применяются для защиты вводов в КТП и отходящих линий. Расчётными токами продолжительного режима работы цепи, в которую включён выключатель QF2, являются наибольший ток нормального режима (Iнорм) и наибольший ток ремонтного или послеаварийного режима (Iр.max). Выбор производится на основании выполнения следующих условий: Iн.а  I р.max ; U н.а  U сети; где Iн.а – номинальный ток автоматического выключателя; U н.а – номинальное напряжение автоматического выключателя; I р.max  1,4  Iн.тр  1,4  Sн.тр 1600  1,4   3233 А. 3 U н 3  0,4 122 Выбираем автоматический выключатель типа ВА75-47 [2, П.1, табл. 7] со следующими техническими параметрами: I  4000 А - номинальный ток автоматического выключателя; н.а I н.р  (2520; 3200; 4000) А - номинальный ток расцепителя автоматиче- ского выключателя; I н.т.р.  1,25  (2520; 3200; 4000)  (3150; 4000; 5000) А - ток уставки теплового (полупроводникового) расцепителя; I н.э.р.  (2; 3; 5; 7)  (2520; 3200; 4000)  (5040, 7560, 12600, 17640; 6400, 9600, 16000, 22400; 8000, 12000, 20000, 28000) А; I - токи уставки (кратности токов) электромагнитного расцепителя н.э.р. выбранного автоматического выключателя. Принимаем автоматический выключатель с I н.а  4000 А; Iн.р  4000 А; I н.т.р.  5000 А; I н.э.р.  (8000, 12000, 20000, 28000) А. Для построения в дальнейшем карты селективности необходимо перевести все параметры автоматического выключателя, выбранного на напряжение 0,4 кВ, на сторону более высокого напряжения (10,5 кВ) через соответствующий коэффициент трансформации силового трансформатора: U 10500 n  н1   26,25. тр U 400 н2 Для получения значений параметров автоматического выключателя произведём перерасчёт токов выбранного выключателя через рассчитанный коэффициент трансформации: I н.а I  I н.т.р. I н.э.р.1 I н.э.р.2 I н.р н.э.р.3  4000  152,4 А; 26,25 5000  190,5 А; 26,25  8000  304,8 А; 26,25  12000  457 А; 26,25  20000  761,9 А; 26,25 123 I н.э.р.4  28000  1066,7 А. 26,25 5. Расчёт и выбор видов релейной защиты радиальных линий электропередач: - максимальной токовой защиты (МТЗ); - токовой отсечки (ТО). Расчёт МТЗ и ТО заключается в выборе: 1) тока срабатывания МТЗ и ТО; 2) тока срабатывания реле МТЗ и ТО; 3) характеристик срабатывания токовых реле (зависимой или независимой); 4) времени срабатывания реле времени (если это необходимо). Уставки по току МТЗ должны обеспечивать: а) несрабатывание защиты на отключение защищаемой линии при послеаварийных перегрузках; б) согласование действия (по току и по времени) с защитами питающих и отходящих линий; в) необходимую чувствительность при всех видах к.з. в основной защищаемой зоне и в зоне резервирования [11]. В курсовой работе условие несрабатывания защиты при выборе тока срабатывания учитывается исходя из режима работы, характеризующегося отключением близкого трехфазного к.з. на отходящем элементе. Ток срабатывания МТЗ определяется в данном случае по формуле: Iс.з.  kн  kс.з.  I р.max ; где: kн - коэффициент надёжности, обеспечивающий надежную отстройку защиты путем учета погрешности реле с необходимым запасом; kн =1,11,2 (для реле типа РТ-40, РТ-80). Наибольшее применение как наиболее дешевые и простые в эксплуатации находят реле тока типа РТ. Максимальное реле тока типа РТ-40 основано на электромагнитном принципе действия (П-образный шихтованный сердечник и Г-образный якорь) и имеет две обмотки возбуждения, которые могут соединяться последовательно или параллельно в зависимости от требуемого тока срабатывания. Диапазон уставок тока срабатывания от 0,05 до 200 А. 124 Время срабатывания не более 0,1 с при токе, равном 1,2 тока срабатывания, и не более 0,03 с при токе, равном 3-кратному току срабатывания; kс.з. - коэффициент самозапуска двигателей: kс.з.  2,5  3 - при наличии самозапускающихся электродвигателей; kс.з.  1 - если нет самозапускающихся электродвигателей; I р.max - максимальный рабочий ток, А; Расчёт тока срабатывания токовых отсечек осуществляется по формуле [11, стр. 26]: I с.ТО  kн  Iк.з.max , где: kн - коэффициент надёжности, для реле типа РТ-40: kн  1,2 1,3 (для линий); kн  1,3 1,4 (для трансформаторов); Iк.з.max - максимальное значение тока короткого замыкания в конце защищаемой линии, А. 5.1. Расчёт защиты участка РУ-ЦТП 5.1.1. Определение тока срабатывания МТЗ на линии l2 Из пункта 2.1: I р.max  129,3 A. Iс.з.  1,2  3 129,3  465,6 А; где kс.з.  3, так как на ЦТП имеется двигательная нагрузка. Определяем ток срабатывания реле по формуле [1]: k I Iс.р.  сх с.з. kв  n Т где: nТ - коэффициент трансформации трансформатора тока; kсх - коэффициент схемы соединения трансформаторов тока (ТТ). Для схем соединения трансформаторов тока в полную и неполную звезду kсх  1 ; для схем соединения ТТ в треугольник и на разность токов двух фаз kсх  3 при трехфазном к.з. или в нормальном режиме; 125 kв - коэффициент возврата: kв  0,8  0,95 (из паспортных данных для РТ-40 или по [1]); Принимаем схему соединения ТТ в неполную звезду, тогда kсх  1. Выбираем трансформатор тока ТОЛ-10 [П.1, табл. 5] с Iн.ТТ  150 A, (I  I р.max  129,3 А), I  5 А - номинальный вторичный ток. н.ТТ н2 I 150 1 465,6  19,4 А.  30 и, соответственно, Iс.р.  Тогда n  н1  T I 0,8  30 5 н2 Выбираем реле типа РТ-40/20 (П.1, табл. 4) с током уставки I уст  20 А. Чувствительность защиты определяем через коэффициент чувствительности: 3 (3) 3 I 1360,4 к4 к.з.min 2 2 kч     1,96, Iс.з. I уст  n 20  30 T I где I к.з.min - ток двухфазного к.з. в минимальном режиме работе питающей системы (режим, при котором значение тока к.з. будет ми- 3 (3)   I ). к.з.min 2 к4 При оценке чувствительности основных защит необходимо исходить из того, что должны обеспечиваться наименьшие коэффициенты их чувствительности. Для МТЗ с пуском и без пуска напряжения, направленных и ненаправленных, а также токовых одноступенчатых направленных и ненаправленных защит, включенных на составляющие обратной или нулевой последовательностей kч  1,5 [8]. нимальным) ( I Так как полученное значение kч  1,5, то защита удовлетворяет требованию чувствительности и принимается к установке. 5.1.2. Определение тока срабатывания токовой отсечки на линии l2 Ток срабатывания токовой отсечки определяется по току к.з. за трансформатором: I (3)  1360,4 А (п. 3.2.1): к4 126  kн  I к.з.max  1,2 1360,4  1632,5 А, с.ТО где I к.з.max  I (3)  1360,4 А. к4 Определяем ток срабатывания реле токовой отсечки: I I k I 11632,5  сх с.ТО   68 А. с.р.ТО kв  n 0,8  30 Т Выбираем реле типа РТ-40/100 (П.1, табл. 4) с током уставки I уст  69 А. Определим чувствительность защиты: 3 (3) 3 I  7158,7 к2 к.з.min 2 2 kч     3. Iс.з. I уст  n 69  30 T I Для токовых отсечек без выдержки времени, устанавливаемых на линиях и выполняющих функции дополнительных защит, коэффициент чувствительности должен быть около 1,2 при к.з. в месте установки защиты в наиболее благоприятном по условию чувствительности режиме [8]. Так как kч  3  1,2, то токовая отсечка удовлетворяет требованию чувствительности и принимается к установке. 5.1.3. Графическое определение зоны действия токовой отсечки на линии l2 выключателя Q4 Токовая отсечка устанавливается в начале линии на РУ и защищает полностью линию W2 и частично трансформатор, что определяется графически по следующим параметрам IК2 = 7,2 кА, Iк3 = 6,7 кА, Iк4 = 1,36 кА, IСТО = 1,6 кА (рис. 52). 127 РУ ЦТП К2 К3 l2 К4 0,115 км Iк.з.(3), кА 7,5 Iк2 Iк3 6 4,5 3 IсТО 1,5 Iк4 Зона действия токовой отсечки l(x) Рис. 52. Графическое определение зоны действия токовой отсечки 5.2. Расчёт защиты участка ГПП-РУ 5.2.1. Определение тока срабатывания МТЗ на линии l1 выключателя Q2 Из пункта 2.2: I р.max  I макс.РУ  300 A; Iс.з.  kн  kс.з.  I р.max  1,1 3  300  990 А. Определяем ток срабатывания реле по формуле: k I Iс.р.  сх с.з. kв  n Т Принимаем схему соединения трансформаторов тока в неполную звезду, тогда kсх  1. 128 Выбираем трансформатор тока ТПЛМ-10 I  400 A, ( I  I р.max  400 А). н.ТТ н.ТТ [П.1, табл. 5] с I 400  80. Определяем коэффициент трансформации: nT  н1  I 5 н2 1 990  15,5 А. Ток срабатывания реле равен: Iс.р.  0,8  80 Выбираем реле типа РТ-40/20 [П.1, табл. 4] с током уставки I уст  16 А. Чувствительность защиты определяем через коэффициент чувствительности: 3 (3) 3 I  7158,7 kч  к.з.min  2 к2  2  4,8. Iс.з. I уст  n 16  80 T I Так как kч  4,8  1,5, то защита удовлетворяет требованию чувствительности и принимается к установке. 5.2.2. Определение тока срабатывания токовой отсечки на линии l1 Ток срабатывания токовой отсечки определяется по току к.з. в конце защищаемой линии I (3)  7158,7 А (п. 3.1.1): к2 I с.ТО  kн  I к.з.max  1,2  7158,7  8590,4 А, где I к.з.max  I (3)  7158,7 А. к2 Определяем ток срабатывания реле токовой отсечки: I k I 1 8590,4  сх с.ТО   134,2 А. с.р.ТО kв  n 0,8  80 Т Выбираем реле типа РТ-40/200 [П.1, табл. 4] с током уставки I уст  135 А. Определим чувствительность защиты: 129 3 (3) 3 I 18000 к1 к.з.min 2 2 kч     1,4. Iс.з. I уст  n 135  80 T I Так как k  1,4  1,2, то токовая отсечка удовлетворяет требованию ч чувствительности и принимается к установке. Графическое определение зоны действия токовой отсечки представлено на рис. 53. Рабочая и мертвая зоны действия ТО определяются из условия подобия ABE и DCE. В соответствии с условием подобия можно записать: AB AE  , DC DE где AB  I3  I(3)  18000  7158,7  10841,3 A; к1 к2 DC  I  I(3)  8590,4  7158,7  1431,7 A; с.ТО к2 AE  3,5 км ; . DE  AE  AD  3,5  l раб Т.о. длина зоны действия ТО при трехфазном к.з. равна: AE(AB  DC) 3,5(10841,3  1431,7) l    3,04 км. раб AB 10841,3 Длина мертвой зоны ТО при трехфазном к.з. составляет: lм.з  AE - l  3,5  3,04  0,46 км. раб В процентном соотношении рабочая зона действия ТО составляет 86,9%, а мертвая – 13,1%. 130 ГПП РУ К1 К2 l1 3,5 км Iк.з.(3), кА 20 Iк1 B 16 12 IсТО 8 Iк2 A C D E 4 Зона действия токовой отсечки l(x) Рис. 53. Графическое определение зоны действия токовой отсечки 5.3. Расчёт защиты секционного выключателя QB-1 Через секционный выключатель QB-1 протекает ток утяжеленного режима: I СВ1  0,7  I макс.РУ  0.7  300  210 А. Определим ток срабатывания МТЗ: Iс.з.  1,2  3  210  756 А. Ток срабатывания реле определяется по наибольшему из полученных токов: I k 756 1 Iс.р.  с.з. сх   15,8 А. kв  n 0,8  60 Т 131 Выбирается трансформатор тока типа ТОЛ-10 [П.1, табл. 5] с I 300 I  300 A и коэффициент трансформации равен: n  н1   60. н.ТТ T I 5 н2 Принимается реле типа РТ-40/20 [П.1, табл. 4] с током уставки I уст  16 А. Определяем коэффициент чувствительности: 3 (3) 3 I  7158,7 к2 к.з.min 2 2 kч     6,5. Iс.з. I уст  n 16  60 T I Так как k  1,5, то защита удовлетворяет требованию чувствительноч сти и принимается к установке. 6. Построение карты селективности выбранной защиты Карта селективности работы защит строится на основании рассчитанных токов к.з. и выбранных токов уставок защит на всех участках от ГПП до ЦТП, включая выводы трансформатора ЦТП до и выше 1 кВ. Построение карты селективности производится в билогарифмическом масштабе, для чего берём логарифмы всех параметров выключателя и определённых ранее токов срабатывания защит, тока срабатывания токовой отсечки и токов к.з. [2]. Для построения карлы селективности возможно использовать логарифмы чисел или удобно воспользоваться масштабом измерений: M  I l 210 x   49,4 мм, (3) lg 18000 lg( I ) к1 где l - длина оси х (мм). x Рассчитаем логарифмы чисел и мм через выбранный масштаб измерений: lg( I с.з.РУЦТП )  lg 465,6  M  132 мм; I lg( I с.з.ГППРУ )  lg 990  M  148 мм; I 132 )  lg 756  M  142 мм; I с.з.СВ-1 lg( I )  lg1632,5  M  159 мм; I с.ТОРУ ЦТП lg( I )  lg8590,4  M  194 мм; I с.ТОГПП РУ lg( Iн.т.р.)  lg190,5  M  113 мм; I lg( I lg( I )  lg304,8  M  123 мм; I н.э.р.1 lg( I )  lg 457  M  131 мм; I н.э.р.2 lg( I )  lg761,9  M  142 мм; I н.э.р.3 lg( I )  lg1066,7  M  149 мм; I н.э.р.4 lg( I )  lg18000  M  210 мм; I к1 lg( I )  lg 7158,7  M  190 мм; I к2 lg( I )  lg 6694,8  M  189 мм; I к3 lg( I )  lg1360,4  M  155 мм. I к4 При построении карты селективности рекомендуется принять следующую последовательность: а) в верхней части листа наносится расчетная схема участков сети от ГПП до ЦТП, на которой указываются параметры каждого участка выбранной релейной защиты и токи к.з. в конце каждого участка сети; б) на осях координат (x и у) карты наносится логарифмическая шкала токов и времени в масштабе M (lg I ), M (lg t ) ; в) строится характеристика автоматического выключателя, выбранного на стороне 0,4 кВ ЦТП, но с приведенными токами параметров выключателя на напряжение выше 1 кВ. В соответствии с тем, что селективность МТЗ должна быть обеспечена соответствующей выдержкой времени (ступенью селективности: t=0,20,5, принимаем t=0,5 c), для каждой защиты необходимо определить эту выдержку времени. За исходную величину принимается собственное время срабатывания принятого к установке автоматического выключателя типа ВА75-47: t  0,1 с. с.ср Определяем: 133 t  0,1  0,5  0,6 с - время срабатывания МТЗ участка сети РУ-ЦТП; 1 t  t  t  0,6  0,5  1,1с - время срабатывания МТЗ секционного 2 1 выключателя QВ-1; t  t  t  1,1  0,5  1,6 с - время срабатывания МТЗ выключателя 3 2 участка сети ГПП-РУ. Автоматические выключатели типа ВА-75 - 47 имеют две части характеристики: зависимую (время отключения зависит от тока) - обычно в автоматических выключателях для защиты от перегрузок, и независимую (электромагнитная), работающую в зоне токов к.з. Построение карты селективности осуществляется следующим образом: а) строится зависимая часть характеристики автомата, которая слева (малые токи) ограничивается током отключения теплового расцепителя I  190,5 А. По оси токов откладывается значение MlgI (в нашем случае н.т.р. lgI =2,28). Через эту точку на оси проводится прямая, параллельная оси времени у, вверх до пересечения с горизонтальной прямой на высоте 100 с. Точка пересечения вертикальной и горизонтальной линии определяет характерную точку 1 (левой части характеристики). Затем берется значение тока, равное току электромагнитного расцепителя при минимальной уставке срабатывания I н.э.р.1  304,8 А, и его логарифм (lg(I н.э.р.1 )  2,48). и через эту точку на оси х проводится вторая вертикальная линия до горизонтальной линии на высоте 4 с. В точке пересечения получаем другую точку (правой части) характеристики (точку 2). Соединив точки 1 и 2, получим зависимую характеристику автоматического выключателя типа ВА - 75 - 47. б) строится независимая часть характеристики автомата, ограничивающаяся слева током I , а справа током к.з. в точке н.э.р.1 (3) (3)  1,36 кА ( lg( I к4 )  3,13 ) . Величина токов к.з. откладывается по оси тоК4: I к4 ков (оси х) в виде утолщенной вертикальной линии до высоты, соответствующей времени отключения этого тока релейной защитой этого участка; в) откладывается характеристика МТЗ участка от РУ до ЦТП. Ее получаем в виде горизонтальной линии от точки Iс.з.РУЦТП  465,6 А ( lg( I с.з.РУЦТП )  2,7 ) по оси токов на высоте от оси х, равной логарифму 134 времени действия МТЗ на этом участке. Время действия МТЗ на этом участке принимается на ступень больше времени действия автоматического выключателя, то есть t  0,1  0,5  0,6 с, где 0,1 с - время отключения токов к.з. 1 автоматическим выключателем; 0,5 с - ступень выдержки; г) строится характеристика токовой отсечки в виде горизонтальной линии от точки значения тока срабатывания отсечки I с.ТОРУ  ЦТП  1632,5 А (lg( I с.ТОРУ ЦТП )  3,2) по оси токов на высоте, равной времени срабатывания ТО (примерно 0,08-0,1 с). Линия характеристики ТО проводится до значения тока к.з. в конце защищаемого участка I к3  6,7 кА (lg( I к3 )  3,83) . Характеристики МТЗ этого участка (РУ - ЦТП) и ТО, как правило, совмещаются. Характеристика МТЗ - прямая на высоте t  0,6 с от тока срабатывания 1 МТЗ, равном I I с.ТОРУЦТП с.з.РУЦТП , проводится до тока срабатывания токовой отсечки , опускается на уровень 0,1 с и проводится до тока к.з. I к3 на вводе в ЦТП. Таким образом, МТЗ может работать на всем протяжении участка от шин РУ до шин 0,4 кВ ЦТП, а токовая отсечка работает на этом участке от шин РУ только до ввода 10 кВ в ЦТП; д) строится характеристика МТЗ секционного выключателя на РУ – QВ1. Ее построение аналогично построению на участке РУ-ЦТП. Откладывается значение тока I с.з.СВ-1  756 А (lg(Iс.з.СВ-1)  2,88) . Время действия этой защиты берется на ступень Δt больше времени действия предыдущей защиты t  t  t  0,6  0,5  1,1 с. От полученной точки проводится прямая до то2 1 ка к.з. в точке К2 - I к2  7,16 кА (lg(I к2 )  3,86) . МТЗ на секционном выключателе QВ1 является резервной защитой при отказе токовых отсечек на линиях. При к.з. на шинах ГПП, ЦТП, секционных выключателях устанавливаются продольные дифференциальные защиты шин с tд.з.=0. Схемы дифференциальных защит в курсовой работе не рассматриваются; е) строится характеристика МТЗ участка ГПП - РУ. На оси токов отI  990 кладывается ток срабатывания защиты А с.з.ГПП  РУ (lg( I с.з.ГППРУ )  3) . Время действия защиты принимается на ступень больше предыдущей: t  t  t  1,1  0,5  1,6 с. От полученной точки на пересече3 2 135 нии линий I I к2 с.з.ГППРУ  7,16 кА (lg(I к2 и t 3 проводится горизонтальная прямая до тока )  3,86) ; ж) строится характеристика токовой отсечки в виде горизонтальной линии от точки значения тока срабатывания отсечки I с.ТОГПП  РУ  8590,4 А (lg( I с.ТОГПП - РУ )  3,93) по оси токов на высоте, равной времени срабатыва- ния ТО (примерно 0,08-0,1 с). Линия характеристики ТО проводится до значения тока к.з. в конце защищаемого участка Iк1  18 кА (lg( I к3 )  4,255) . Карта селективности строится на листе стандартного формата миллиметровой бумаги или обычного стандартного формата (рис. 6.1) (карта селективности построена с использованием логарифмов чисел). На рис. 54 приведена полная схема защиты цехового трансформатора. 136 t, с 1 100 . 1 Iк4 2 4 . 2,1 t3=1,6 с 5 1,6 Iс.з.ГПП-РУ Iк1 t2=1,1 с 4 Iк2 1,1 Iс.з.QВ-1 t1=0,6 с 2 0,6 Iк3 Iс.з.РУ-ЦТП tс.ср=0,1 с 6 3 1 - характеристика выключателя ВА75-47 2 - характеристика МТЗ участка РУ-ЦТП 3 - характеристика ТО участка РУ-ЦТП 4 - характеристика МТЗ QВ-1 5 - характеристика МТЗ участка ГПП-РУ 6 - характеристика ТО участка ГПП-РУ 0,1 Iн.э.р1 Iс.з.ТОРУ-ЦТП Iс.з.ТОГПП-РУ I 0,01 2,28 2,48 2,7 2,9 3 3,1 3,2 3,83 3,86 Рис. 54. Карта селективности действия выбранных защит (МТЗ и ТО) 137 4,26 lgI 6-10 кВ КА3 Q КА1 КА2 КА5 КА4 КА6 ТА1 + ТА2 2 КА1 КТ1 КТ1 КА7 ТА3 QF 0,4 кВ КL1 1 КА2 КА3 КА4 KSG - КН1 КТ2 КА5 КА6 КТ2 КН1 КН2 КSG.1 КSG.2 КН2 1 КH3 КA7 КT3 КT3 КH4 КН3 КH4 КL1.1 SQ YAT1 КL1.2 SQF YAT2 1 Рис.55. Схема защиты цехового трансформатора: реле КА1, КТ1 – однофазная однорелейная МТЗ трансформатора от перегрузки, действующая на сигнал; КА2, КА3 – двухфазная, двухрелейная ТО без выдержки времени, установленная со стороны питания, от междуфазных КЗ в трансформаторе, действующая на его отключение; КА4, КА5, КА6 – двухфазная, трехрелейная МТЗ трансформатора от внешних КЗ, установленная со стороны питания (реле КА4, КА5 включены на фазные токи, реле КА6 – на сумму фазных токов для повышения надежности срабатывания защиты); КА7 – МТЗ нулевой последовательности, установленная в нейтрали трансформатора, от однофазных КЗ в цепи 0,4 кВ; KSG – газовая защита масляного трансформатора, реагирующая на витковые замыкания, пробои изоляции на корпус и на понижение уровня масла, но не реагирующая на КЗ на выводах трансформатора. 7. Заключение В курсовой работе приведёны: 1) Расчет и выбор кабельных линий. Типы и сечения выбранных кабельных линий составляют: а) на участке РУ-ЦТП - кабель тина ААБ-10-350; б) на участке ГПП-РУ - АСБ-10-3185. 2) Рассчитаны токи короткого замыкания. Значения токов трехфазногок.з. в различных точках составляют: Iк1=18 кА, Iк2=7,16 кА, Iк3=6,7 кА, Iк4=1,36 кА. 3) Для МТЗ выбраны реле типа РТ-40 с различными значениями токов уставки каждого из участков: а) участок РУ-ЦТП: для МТЗ: реле РТ-40/20, с I уст  20 A; для ТО: реле РТ-40/100, с I уст  69 A; б) участок ГПП-РУ: для МТЗ: реле РТ-40/20, с I уст  16 A; для ТО: реле РТ-40/200, с I уст  135 A; в) QВ-1: для МТЗ: реле РТ-40/20, с I уст  16 A; 4) Для токовых отсечек на участках РУ-ЦТП и ГПП-РУ построены графики определения зоны их действия. 5) Для включения и отключения, а также защиты силового трансформатора на стороне 0,4 кВ выбран выключатель типа ВА75-47 со следующими техническими данными: Iн.а  Iн.р  4000 А; Iн.т.р.  5000 А; I  2  Iн.р  8000 А. н.э.р.1 6) Построена карта селективности действия защит проектируемого участка и приведена полная схема защиты цехового трансформатора. 7) Пример выполнения курсовой в программе «Mathcad11» представлен в приложении 2. 139 Приложение 1 Таблица 1 Основные расчетные данные трехфазных кабелей с медными жилами Длительно допустимая токовая нагрузка, А Сечение Напряжение, жилы, при прокВ при промм2 кладке на кладке в конструктраншее циях 6 10 Потери в одном кабеле при полной нагрузке, кВт/км Длина кабеля на 1% потери напряжения, м 10 80 55 41 310 16 105 65 46 370 25 135 90 47 445 35 160 110 49 524 50 200 145 52 600 70 245 175 59 690 95 295 215 61 790 120 340 250 64 865 150 390 290 66 935 185 440 325 70 1020 240 510 375 72 1150 16 95 60 38 535 25 120 85 37 650 35 150 105 43 730 50 180 135 44 860 70 215 165 45 1010 95 265 200 49 1120 120 310 240 53 1210 150 355 270 54 1320 185 400 305 58 1440 240 460 350 60 1570 140 Таблица 2 Основные расчетные данные трехфазных кабелей с алюминиевыми жилами Длительно допустимая токовая нагрузка, А Сечение Напряжение, жилы, при прокВ при промм2 кладке на кладке в конструктраншее циях 6 10 Потери в одном кабеле при полной нагрузке, кВт/км Длина кабеля на 1% потери напряжения, м 10 60 42 40 185 16 80 50 45 220 25 105 70 50 260 35 125 85 51 310 50 155 110 54 360 70 190 135 59 410 95 225 165 61 470 120 260 190 64 510 150 300 225 67 560 185 340 250 69 600 240 390 290 70 680 16 75 46 36 400 25 90 65 39 510 35 115 80 42 560 50 140 105 44 660 70 165 130 44 780 95 205 155 50 860 120 240 185 54 930 150 275 210 56 1010 185 310 235 57 1100 240 355 270 58 1250 141 Таблица 3 Активные и индуктивные сопротивления трехжильных кабелей с поясной изоляцией Номинальное сечение жил, мм2 10 16 25 35 50 70 95 120 150 185 240 Активное сопротивление жил при t=20С, Ом/км Индуктивное сопротивление, Ом/км, при номинальном напряжении, кВ алюминиевых медных 6 10 20 3,1 1,94 1,24 0,89 0,62 0,443 0,326 0,258 0,206 0,167 0,129 1,84 1,15 0,74 0,52 0,37 0,26 0,194 0,153 0,122 0,099 0,077 0,11 0,102 0,091 0,087 0,083 0,08 0,078 0,076 0,074 0,073 0,071 0,122 0,113 0,099 0,095 0,09 0,086 0,083 0,081 0,074 0,077 0,075 0,135 0,129 0,119 0,116 0,11 0,107 0,104 0,101 Таблица 4 Технические данные реле РТ-40 Реле Диапазон уставок, А РТ-40/0,2 РТ-40/0,6 РТ-40/2 РТ-40/6 РТ-40/10 РТ-40/20 РТ-40/50 РТ-40/100 РТ-40/200 0,05-0,2 0,15-0,6 0,5-2 1,5-6 2,5-10 5-20 12,5-50 25-100 50-200 Соединение катушек последопаралвательное лельное Ток срабатывания, А 0,05-0,1 0,1-0,2 0,15-0,3 0,3-0,6 0,5-1 1-2 1,5-3 3-6 2,5-5 5-10 5-10 10-20 12,5-25 25-50 25-50 50-100 50-100 100-200 142 Потребляемая мощность при токе минимальной уставки, ВА 0,2 0,2 0,2 0,5 0,5 0,5 0,8 1,8 8 Таблица 5 Трансформаторы тока Тип Uн, кВ ТШ-0,5 ТНШ-0,66 0,5 0,66 Вариант исполнения 0,5/Р 3 ТНШЛ-0,66 0,66 0,5 3 1 0,5 0,5 1/Р 0,5/Р ТНШ-0,66 0,66 ТЛМ-6 6 ТОЛК-6 6 1 ТПЛМ-10 10 Р; 0,5/Р Р/Р ТПОЛ-10 10 ТОЛ-10 10 8; 0,5/Р Р/Р 0,5/Р Р/Р 0,5/Р ТЛ-10 10 0,5/Р/Р Iном, А 14000 1600; 2500 800; 1000; 1500; 2000; 3000; 4000; 5000 100; 150; 200; 300; 400; 600; 800; 1000 300; 400 600; 800; 1000; 1500 20; 30; 40; 50; 80; 100; 150; 200; 300; 400; 600 5; 10; 15; 20; 30; 40; 50; 75; 100; 150; 200; 300; 400 600; 800; 1000; 1500 30; 50; 100; 150; 200; 300; 400; 600; 800; 1000; 1500 50; 100; 150; 200; 300; 400; 600; 800; 1000; 1500; 2000; 3000 143 Sн, ВА измер. защит. обм. обм. 20 - 5 5 5 10 10 10 15 15 30 - 10 15 10 15 10 15 10 15 20 30 Таблица 6 Параметры трансформаторов № Тип Sн, МВА Uвн, кВ Uнн, кВ Uкз, % Рхх, кВт Ркз, кВт 1 2 3 4 5 6 ТМ-25/10 ТМ-40/10 ТМ-63/10 ТМ-100/10 ТМ-160/10 ТСЗ-160/10 0,025 0,04 0,063 0,1 0,16 0,16 6, 10 6, 10 6, 10 6, 10 6, 10 10 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 4,5 4,5 4,5 4,5 4,5 5,5 0,135 0,19 0,265 0,365 0,565 0,7 0,6 0,88 1,28 1,97 2,65 2,7 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 ТМ-250/10 ТСЗ-250/10 ТМ-400/10 ТСЗ-400/10 ТМ-630/10 ТСЗ-630/10 ТМ-1000/10 ТСЗ-1000/10 ТМ-1600/10 ТСЗ-1600/10 0,25 0,25 0,4 0,4 0,63 0,63 1 1 1,6 1,6 6, 10 10 6, 10 10 10 10 10 10 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 4,5 5,5 4,5 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5 0,82 1 1,05 1,3 1,56 2 2,45 3 3,3 4,2 3,7 3,8 5,5 5,4 7,6 8,5 12,2 11,2 18 16 17 18 19 ТМ-2500/10 ТМ-4000/10 ТМ-6300/10 2,5 4 6,3 10 10 10 0,4 0,4 0,4 5,5 5,5 6,5 4,6 6,4 9 25 33,5 46,5 10 6, 10 Таблица 7 Основные технические данные автоматических выключателей Тип Uн, кВ ВА13-29 0,66 ВА19-29 0,38 ВА22-27 0,38 ВА51-25 0,38 Уставка срабатывания расцепитеНоминальля Номинальные токи расный ток, цепителя, Iн.р, А в зоне Iн.а, А в зоне перек.з. грузки 0,6; 0,8; 1; 1,25; 1,6; 2; 2,5; 3,15; 4; 5; 6,3; 8; 10; 63 6; 12 3; 6; 12 12,5; 16; 20; 25; 31,5; 40; 50; 63 0,6-63 0,6-63 6; 12 2-10 6,3; 10; 16; 20; 25; 31,5; 40 6; 12 2-10 40 0,3-25 0,3-4 (ВА51-25) 1,2; 7; 10; 144 (ВА51Г25) 0,66 ВА51 0,66 100; 160 6,3-100 (для 100 А) 80-160 (для 160 А) ВА51-35 0,66 250 80; 100; 125; 200; 250 ВА51-37 0,66 400 250; 300; 400 250 16; 20; 25; 31,5; 40; 50; 63; 80; 100; 125; 160; 200; 250 1,35 1,2; 1,25; 1,35 1,25 1,2; 1,25; 1,35 1,2; 1,25; 1,35 630 400; 500; 630 1,25 10 630 250; 320; 400; 500; 630 1,25 10 0,38 0,66 1000 630; 800; 1000 (для полупров.) 250; 400; 630; 1000 (для электромагн.) 1,25 0,66 1600 1000; 1280; 1600 1,25 ВА56-43 0,66 1600 1600 1,25 ВА75-45 0,66 2500 1575; 2000; 2500 1,25 ВА75-47 0,66 4000 2520; 3200; 4000 1,25 ВА74-40 0,66 800 130; 190; 260; 375; 500; 625; 800 1,21 ВА74-43 0,66 1600 1250; 1600 1,21 ВА74-45 0,66 3000 2000; 3000 1,21 ВА74-48 0,66 5500 4000; 5500 1,21 ВА81-41 ВА83-41 ВА85-41 0,66 1000 250; 400; 630; 1000 1,25 ВА57-37 0,66 ВА51-39 0,38 0,66 0,38 0,66 ВА52-39 ВА53-41 ВА55-41 ВА56-41 ВА53-43 ВА55-43 5-25 (ВА51Г25) 145 14 3; 7; 10 12 10 12 2; 3; 5; 7 2; 4; 6 2; 3; 5; 7 2; 3; 5; 7 2; 3; 5; 7 2; 3; 5; 7 2; 2,5; 3; 3,5; 4 4,5; 5; 5,5; 6 6,5; 7; 7,5; 8 6,5; 7; 7,5; 8 2; 3; 5; 7 Приложение 2 Номинальная мощность трансформатора ЦТП: Количество трансформаторов ЦТП: Sнтр  1600 кВА nT  2 Напряжение к.з. трансформатора ЦТП: Uкз  5.5 Номинальное напряжение на стороне ВН: Uн  10 Cреднее напряжение на стороне ВН: Uср  10.5 Среднее напряжение на стороне НН: Uн1  0.4 кВ % кВ Длина линии между ГПП-6(10) кВ и РУ-6(10) кВ: кВ l1  3.5 Длина линии между РУ-6(10) кВ и ЦТП-6(10)/0,4 кВ: l2  0.115 км Ток нормального режима работы линий, питающей РУ: Трехфазный ток на шинах ГПП: Материал жил кабеля: Ik1  18000 Медные жилы: м=1 км Iнорм.РУ  150 А Алюминиевые жилы: м=2 Стальные жилы: м=3 м  2 Выбор кабелей на участках РУ-ЦТП и РУ-ГПП Токовая нагрузка линии l2 между РУ и ЦТП: Iнтр  Sнтр 3 Uн Iнтр  92.4 А Максимальное значение тока трансформатора, работающего с перегрузкой: Iрmax  Iнтр if nT  2 1.4Iнтр otherwise Iрmax  129.3 А Длительно допустимая токовая нагрузка: Iдл.доп.ал.6кВ  ( 60 80 105 125 155 190 225 260 300 340 390 ) A Iдл.доп.ал.10кВ  ( 75 90 115 140 165 205 240 275 310 355 ) A Iдл.доп.мед.6кВ  ( 80 105 135 160 200 245 295 340 390 440 510 ) A Iдл.доп.мед.10кВ  ( 95 120 150 180 215 265 310 355 400 460 ) 146 A А Iдл.доп.  Uн  10.5 Iдл.доп.ал.10кВ if 1 м 2 Uн  6.3 Iдл.доп.ал.6кВ if otherwise 1 м 2 Iдл.доп.  1 1 2 75 90 3 4 5 6 7 8 9 10 115 140 165 205 240 275 310 355 j  cols Iдл.доп.   j  10 n  1  j   i 1 Iдл.доп. ( i  n)  Iдл.доп. i n i  rows Iдл.доп.   Iдл.доп Iдл.доп.  Iрmax  n 1 while Iдл.доп. ( 1  n)  Iрmax n n 1 Iдл.доп. ( 1  n)   Iдл.доп Iдл.доп.  Iрmax  140   n Iдл.доп.  Iрmax  А n 1 while Iдл.доп. ( 1  n)  Iрmax n n 1   n Iдл.доп.  Iрmax  4 n Сечение кабеля на участке между (РУ-ЦТП): 2 s6кВ  ( 10 16 25 35 50 70 95 120 150 185 240 ) мм s10кВ  ( 16 25 35 50 70 95 120 150 185 240 ) мм s2  2 s6кВ if Uн  6.3 s10кВ otherwise s2  1 1 2 16 25 s2 ( i  n)  s2 i n s2  50 3 35   4 50 5 70 6 95 7 8 9 10 120 150 185 240    50 s2 i  n Iдл.доп.  Iрmax 2 мм 147    s2  s2 i  n Iдл.доп.  Iрmax Удельное индуктивное сопротивление: x06кВ  ( 0.11 0.102 0.091 0.087 0.083 0.08 0.078 0.076 0.074 0.073 0.071 ) x010кВ  ( 0.113 0.099 0.095 0.09 0.086 0.083 0.081 0.074 0.077 0.075 ) x02  x06кВ if Uн  6.3 x010кВ otherwise x02  1 1 2 3 0.113 0.099 0.095 x02 ( i  n)  x02 i n Ом x02  0.09 км 4 0.09 5 6 7 8 9 10 0.086 0.083 0.081 0.074 0.077 0.075      0.09 x02 i  n Iдл.доп.  Iрmax    x02  x02 i  n Iдл.доп.  Iрmax Наибольший рабочий ток каждой линии, питающей РУ в нормальном режиме: Рабочий ток, протекащий по линии l1 между РУ и ГПП: Iнорм.РУ  150 А Наибольший рабочий ток линии в ремонтном или послеаварийном режиме: Iмакс.РУ_ГПП  2 Iнорм.РУ Iмакс.РУ_ГПП  300 А Длительно допустимая токовая нагрузка:   Iдл.доп Iдл.доп.  IрРУ_ГПП  n 1 while Iдл.доп. ( 1  n)  Iмакс.РУ_ГПП n n 1 Iдл.доп. ( 1  n)   Iдл.доп Iдл.доп.  Iмакс.РУ_ГПП  310   n Iдл.доп.  IрРУ_ГПП  А n 1 while Iдл.доп. ( 1  n)  Iмакс.РУ_ГПП n n 1 n   n Iдл.доп.  Iмакс.РУ_ГПП  9 Сечение кабеля на участке между (ГПП-РУ): s1  s6кВ if Uн  6.3 s10кВ otherwise 148 s1  1 1 2 16 3 25 4 35 5 50 6 70 95 7 8 9 10 120 150 185 240   s1 ( i  n)  s1 i n    185 s1 i  n Iдл.доп.  Iмакс.РУ_ГПП    2 s1  s1 i  n Iдл.доп.  Iмакс.РУ_ГПП s1  185 мм Удельное индуктивное сопротивление: x06кВ  ( 0.11 0.102 0.091 0.087 0.083 0.08 0.078 0.076 0.074 0.073 0.071 ) x010кВ  ( 0.113 0.099 0.095 0.09 0.086 0.083 0.081 0.074 0.077 0.075 ) x01  x06кВ if Uн  6.3 x010кВ otherwise x01  1 1 2 3 4 0.113 0.099 0.095 0.09 5 6 7 8 9 10 0.086 0.083 0.081 0.074 0.077 0.075   x01 ( i  n)  x01 i n    0.077 x01 i  n Iдл.доп.  Iмакс.РУ_ГПП    x01  x01 i  n Iдл.доп.  Iмакс.РУ_ГПП Ом км x01  0.077 Расчет сопротивлений и токов КЗ Сопротивление системы: 3 zc  Uср10 3 Ik1 zc  0.337 xc  zc Ом xc  0.337 Ом Удельная проводимость кабельных линий в зависимости от материала проводника:   32 if 1  м  2 м   32 53 if м  1 2 Ом мм 10 if 2  м  3 Индуктивное сопротивление участка ГПП-РУ: x1  x01 l1 x1  0.27 Ом Активное сопротивление участка ГПП-РУ: r1  1000l1  s1 r1  0.591 r1  2.194 x1 Ом Результирующее сопротивление до точки К 2: xрезк2  xc  x1 xрезк2  0.606 rрезк2  r1 Ом 149 rрезк2  0.591 Ом zрезк2  2 2 xрезк2  rрезк2 zрезк2  0.847 Ом 3 Ток к.з. в точке К 2: Uср10 Ik2  Ik2  7158.67 3 zрезк2 A Индуктивное сопротивление участка РУ-ЦТП: x2  x02 l2 x2  0.01 Ом Активное сопротивление участка РУ-ЦТП: r2  1000l2  s2 r2  0.072 r2  6.944 x2 Ом Результирующее сопротивление до точки К 3: xрезк3  xрезк2  x2 zрезк3  xрезк3  0.617 Ом 2 2 xрезк3  rрезк3 rрезк3  rрезк2  r2 rрезк3  0.663 Ом zрезк3  0.906 Ом 3 Ток к.з. в точке К 3: Ik3  Uср10 Ik3  6694.833 3 zрезк3 A Сопротивление трансформатора : 2 Uкз Uср xтр10.5   3 100 S нтр 10 xтр10.5  3.79 Ом Результирующее сопротивление до точки К 4: xрезк4  xрезк3  xтр10.5 zрезк4  2 xрезк4  4.406 Ом 2 xрезк4  rрезк4 Ток к.з. в точке К 4: Ik4  zрезк4  4.456 Uср10 rрезк4  rрезк3 rрезк4  0.663 Ом Ом 3 3 zрезк4 Ik4  1360.424 A Сопротивление трансформатора на ступени напряжения 0,4 кВ : 2 Uкз Uн1 xтр0.4   3 100 S нтр 10 xтр0.4  0.0055 Результирующее сопротивление до точки К 150 Ом 4 на ступени напряжения 0,4 кВ: x'резк3  xрезк3 r'резк3  rрезк3 2 Uн1 x'резк3  0.00089 Ом 2 Uср 2 Uн1 r'резк3  0.00096 2 Uср Ом xрезк4  x'резк3  xтр0.4 xрезк4  0.0064 Ом rрезк4  r'резк3 rрезк4  0.001 Ом zрезк4  2 2 xрезк4  rрезк4 zрезк4  0.0065 Ом Ток к.з. в точке К 4 на ступени напряжения 0,4 кВ: 3 Ik4  Uн1 10 Ik4  35711.1384 A 3 zрезк4 Коэффициент трансформации : Uср kтранс  Uн1 kтранс  26.25 Ток к.з. в точке К 4 на ступени напряжения 10,5 кВ: Ik4 Ik4  kтранс Ik4  1360.424 А Выбор автоматического выключателя Рабочий максимальный ток: Iрmax  1.4  Sнтр 3 Uн1 Iрmax  3233.162 А Номинальный ток автоматического выключателя: Iн.ав  ( 25 40 63 100 160 250 400 630 1000 1600 2500 3000 4000 5500 )  j  cols Iн.ав    j  14 n  1  j i  rows Iн.ав  Iн.а Iн.ав  Iрmax   i  1 Iн.ав ( i  n)  Iн.ав i n n 1 while Iн.ав ( 1  n)  Iрmax n n 1   Iн.а  Iн.а Iн.ав  Iрmax Iн.ав ( 1  n) 151 Iн.а  4000 А Номинальный ток расцепителя автоматического выключателя: Iнр  Iн.а Iнр  4000 A Ток уставки теплового (полупроводникового) расцепителя: Iн.т.р  1.36Iнр if Iн.а  100 1.25Iнр if 100  Iн.а  5500 1.21Iнр if Iн.а  5500 Iн.т.р  5000 A Токи уставки электромагнитного расцепителя: Iнэр1  3 Iнр if Iн.а  100 7 Iнр if Iн.а  100 3 Iнр if 160  Iн.а  250 7 Iнр if 160  Iн.а  250 12 Iнр if 250  Iн.а  400 12 Iнр if 250  Iн.а  400 10 Iнр if 400  Iн.а  630 10 Iнр if 400  Iн.а  630 2 Iнр if 630  Iн.а  800 3 Iнр if 630  Iн.а  800 2 Iнр if 800  Iн.а  4000 3 Iнр if 800  Iн.а  4000 6.5 Iнр if 4000  Iн.а  5500 7 Iнр if 4000  Iн.а  5500 Iнэр1  8000 Iнэр3  Iнэр2  Iнэр2  12000 A A 10 Iнр if Iн.а  100 Iнэр4  10 Iнр if Iн.а  100 10 Iнр if 160  Iн.а  250 10 Iнр if 160  Iн.а  250 12 Iнр if 250  Iн.а  400 12 Iнр if 250  Iн.а  400 10 Iнр if 400  Iн.а  630 10 Iнр if 400  Iн.а  630 3.5 Iнр if 630  Iн.а  800 4 Iнр if 630  Iн.а  800 5 Iнр if 800  Iн.а  4000 7 Iнр if 800  Iн.а  4000 7.5 Iнр if 4000  Iн.а  5500 8 Iнр if 4000  Iн.а  5500 Iнэр3  20000 Iнэр4  28000 A A Токи выключателя, пересчитанные на напряжение выше 1 кВ: Iн.а Iн.а  kтранс Iн.а  152.381 A Iнр  Iн.а 152 Iнр  152.381 А Iн.т.р Iн.т.р  kтранс Iн.т.р  190.476 A Iнэр1 Iнэр1  kтранс Iнэр1  304.762 A Iнэр2 Iнэр2  kтранс Iнэр2  457.143 A Iнэр3 Iнэр3  kтранс Iнэр3  761.905 A Iнэр4 Iнэр4  kтранс Iнэр4  1066.667 A Расчет защиты участка РУ-ЦТП Максимальная токовая защита (МТЗ): Коэффициент надежности: kн  1.2 Коэффициент самозапуска электродвигателей: Коэффициент возврата: kсз  3 kв  0.8 Максимальное значение тока трансформатора, работающего с перегрузкой: Iрmax  1.4Iнтр Iрmax  129.3 А Ток срабатывания защиты: IсзРУ_ЦТП  kн kсзIрmax Коэффициент схемы: IсзРУ_ЦТП  465.575 А kсх  1 Номинальный первичный ток трансформатора тока: I н.ТТ  (10 20 30 50 75100 150 200 300 400 600 800 1000 1500 2000 3000 4000 5000)  j  cols Iн.ТТ   j  19 n  1  j i  rows Iн.ТТ   Iн.1ТТ.РУ_ЦТП Iн.ТТ  Iрmax   i 1 Iн.ТТ ( i  n)  Iн.ТТ i n n 1 while Iн.ТТ ( 1  n)  Iрmax n n 1 Iн.ТТ ( 1  n)   Iн.1ТТ.РУ_ЦТП  Iн.1ТТ.РУ_ЦТП Iн.ТТ  Iрmax Iн.1ТТ.РУ_ЦТП  150 Номинальный вторичный ток трансформатора тока: 153 А Iн.2ТТ.РУ_ЦТП  5 А Коэффициент трансформации трансформатора тока: Iн.1ТТ.РУ_ЦТП nTРУ_ЦТП  Iн.2ТТ.РУ_ЦТП nTРУ_ЦТП  30 Ток срабатывания реле: IсзРУ_ЦТПkсх Iс.р.РУ_ЦТП  kв nTРУ_ЦТП Iс.р.РУ_ЦТП  19.399 A Ток уставки:   Iуст.РУ_ЦТП  ceil Iс.р.РУ_ЦТП Iуст.РУ_ЦТП  20 A Коэффициент чувствительности: Ik4 Ik4 3 3  if   1.5 2 nTРУ_ЦТП Iуст.РУ_ЦТП 2 nTРУ_ЦТП Iуст.РУ_ЦТП kч.МТЗ  error otherwise kч.МТЗ  1.964 Токовая отсечка (ТО): Коэффициент надежности: kн  1.2 Ток срабатывания ТО: Iс.то.РУ_ЦТП  kн Ik4 Iс.то.РУ_ЦТП  1632.509 А Ток срабатывания реле ТО: Iс.р.то.РУ_ЦТП  Iс.то.РУ_ЦТПkсх kв nTРУ_ЦТП Iс.р.то.РУ_ЦТП  68.021 A Ток уставки:   Iуст.то  ceil Iс.р.то.РУ_ЦТП Iуст.то  69 A Коэффициент чувствительности: kч.то.РУ_ЦТП  Ik2 Ik2 3 3  if   1.2 2 nTРУ_ЦТП Iуст.то 2 nTРУ_ЦТП Iуст.то error otherwise kч.то.РУ_ЦТП  2.995 154 Расчет защиты участка ГПП-РУ Максимальная токовая защита (МТЗ): Коэффициент надежности: kн  1.1 Коэффициент самозапуска электродвигателей: Коэффициент возврата: kсз  3 kв  0.8 Ток срабатывания защиты: IсзГПП_РУ  kн kсзIмакс.РУ_ГПП IсзГПП_РУ  990 А Номинальный первичный ток трансформатора тока:   Iн.1ТТ.ГПП_РУ Iн.ТТ  IнагрРУ  n 1 while Iн.ТТ ( 1  n)  Iмакс.РУ_ГПП n n 1 Iн.ТТ ( 1  n)   Iн.1ТТ.ГПП_РУ  Iн.1ТТ.ГПП_РУ Iн.ТТ  Iмакс.РУ_ГПП Iн.1ТТ.ГПП_РУ  400 Номинальный вторичный ток трансформатора тока: Iн.2ТТ.ГПП_РУ  5 А Коэффициент трансформации трансформатора тока: Iн.1ТТ.ГПП_РУ nTГПП_РУ  Iн.2ТТ.ГПП_РУ nTГПП_РУ  80 Ток срабатывания реле: IсзГПП_РУkсх Iс.р.ГПП_РУ  kв nTГПП_РУ Iс.р.ГПП_РУ  15.469 А Ток уставки:   Iуст.МТЗ  ceil Iс.р.ГПП_РУ Iуст.МТЗ  16 А Коэффициент чувствительности: kч.МТЗ.ГПП_РУ  Ik2 Ik2 3 3  if   1.5 2 nTГПП_РУIуст.МТЗ 2 nTГПП_РУIуст.МТЗ error otherwise kч.МТЗ.ГПП_РУ  4.843 155 А Токовая отсечка (ТО): Коэффициент надежности: kн  1.2 Ток срабатывания ТО: Iс.то.ГПП_РУ  kн Ik2 Iс.то.ГПП_РУ  8590.404 А Ток срабатывания реле ТО: Iс.р.то.ГПП_РУ  Iс.то.ГПП_РУkсх kв nTГПП_РУ Iс.р.то.ГПП_РУ  134.225 А Ток уставки:   Iуст.ТО  ceil Iс.р.то.ГПП_РУ Iуст.ТО  135 А Коэффициент чувствительности: kч.то.ГПП_РУ  kч.то.ГПП_РУ  Ik1 3  2 nTГПП_РУIуст.ТО kч.то.ГПП_РУ  1.443 Ik1 Ik1 3 3  if   1.2 2 nTГПП_РУIуст.ТО 2 nTГПП_РУIуст.ТО error otherwise kч.то.ГПП_РУ  1.443 Расчет защиты секционного выключателя QВ-1 Ток, протекающий через секционный выключатель QВ-1: IQВ1  0.7Iмакс.РУ_ГПП IQВ1  210 Коэффициент надежности: kн  1.2 A Коэффициент самозапуска электродвигателей: Коэффициент возврата: kсз  3 kв  0.8 Ток срабатывания защиты: IсзQВ_1  kн kсзIQВ1 IсзQВ_1  756 156 А Номинальный первичный ток трансформатора тока:   Iн.1ТТ.QВ_1 Iн.ТТ  IQВ1  n 1 while Iн.ТТ ( 1  n)  IQВ1 n n 1 Iн.ТТ ( 1  n)  Iн.1ТТ.QВ_1  Iн.1ТТ.QВ_1 Iн.ТТ  IQВ1  Iн.1ТТ.QВ_1  300 Номинальный вторичный ток трансформатора тока: А Iн.2ТТ.QВ_1  5 А Коэффициент трансформации трансформатора тока: Iн.1ТТ.QВ_1 nTQВ_1  Iн.2ТТ.QВ_1 nTQВ_1  60 Ток срабатывания реле: IсзQВ_1kсх Iс.р.QВ_1  kв nTQВ_1 Iс.р.QВ_1  15.75 А Ток уставки:  Iуст.QВ_1  ceil Iс.р.QВ_1  Iуст.QВ_1  16 А Коэффициент чувствительности: Ik2 Ik2 3 3  if   1.5 2 nTQВ_1 Iуст.QВ_1 2 nTQВ_1 Iуст.QВ_1 kч.QВ_1  error otherwise kч.QВ_1  6.458 Построение карты селективности Длина оси: lx  210 мм Масштаб логарифмической шкалы токов: Логарифмы токов: IсзРУ_ЦТП  465.575 А IсзГПП_РУ  990 А IсзQВ_1  756 А lx MI  log Ik1   MI  49.351 мм   log IсзГПП_РУ MI  147.836 мм log IсзQВ_1 MI  142.057 мм log IсзРУ_ЦТП MI  131.667 157 мм   log Iс.то.ГПП_РУ MI  194.146 log Iн.т.р  MI  112.511 мм log Iнэр1  MI  122.585 мм log Iнэр2  MI  131.275 мм log Iнэр3  MI  142.223 мм log Iнэр4  MI  149.435 мм log Ik1 MI  210 мм log Ik2 MI  190.238 мм log Ik3 MI  188.802 мм log Ik4 MI  154.649 мм Iс.то.РУ_ЦТП  1632.509 А log Iс.то.РУ_ЦТП MI  158.556 мм Iс.то.ГПП_РУ  8590.404 А мм Iн.т.р  190.476 A Iнэр1  304.762 A Iнэр2  457.143 A Iнэр3  761.905 A Iнэр4  1066.667 A Ik1  18000 A Ik2  7158.67 A Ik3  6694.833A Ik4  1360.424 A Ступень селективности: t  0.5 c Время срабатывания автоматического выключателя: tcp  0.1 c Время срабатывания МТЗ участка сети РУ-ЦТП: t1  tcp  t t1  0.6 c Время срабатывания МТЗ секционного выключателя QВ-1: t2  t1  t t2  1.1 c Время срабатывания МТЗ выключателя участка сети ГПП-РУ: t3  t2  t t3  1.6 c Время зависимой части характеристики автоматического выключателя: t1.1  100 c t1.2  4 c 158 Список литературы 1. Андреев В.А. Андреев В. А Релейная защита и автоматика систем электроснабжения: Учебник для вузов / В.А. Андреев – М.: Высшая школа, 2006 г. - 639 с. 2. Чернобровов Н.В., Семенов В.А. Релейная защита энергетических систем. – М.: Энергоатоиздат, 1998. – 800 с. 3. Шабад М. А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. — СПб.: ПЭИПК, 2008. 4. Векторные диаграммы в схемах релейной защиты и автоматики. - М.: НЦ ЭНАС, 2007. - 574 c. 5. Дорохин Е.Г. Основы эксплуатации релейной защиты и автоматики. Книга 2. Оперативное обслуживание устройств РЗА и вторичных цепей / Е.Г. Дорохин. - М.: Советская Кубань, 2012. - 432 c. 6. Микки Спиллейн. Общие требования к системам противоаварийной и режимной автоматики, релейной защиты и автоматики, телеметрической информации и технологической связи в ЕЭС России. - М.: Энергия, 2014. - 859 c. 7. Гуревич В. И. Электрические реле: устройство, принцип действия и применения : настольная книга инженера.- Москва: Солон-Пресс, 2011. - 688 с. 8. Гуревич В.И. Микропроцессорные реле защиты. Устройство, проблемы, перспективы. — Москва: Инфра-Инженерия, 2011. — 336 с. 9. Шабад М.А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. – СПб.: ПЭИПК, 2010. – 350 с. 10.Овчаренко Н.И. Автоматика энергосистем. - М.: Издательский дом МЭИ, 2009г., 476 с., ил. Учебник для вузов, 3-е изд., испр. Под ред. чл.корр. РАН, д.т.н., проф. А.Ф. Дьякова. 159 11.Дьяков А.Ф. Микропроцессорная автоматика и релейная защита электроэнергетических систем: учеб. пособие для вузов / А.Ф. Дьяков, Н.И. Овчаренко. – М.: Издательский дом МЭИ, 2008. – 336 с. 12.Киреева Э.А. Релейная защита и автоматика электроэнергетических систем: учебник для студ. сред. проф. образования / Э.А. Киреева, С.А. Цырук. – М.: Издательский центр «Академия», 2010. – 288 с. 13.Булычев А.В. Релейная защита электрических систем. Примеры и задачи с решениями: учеб. Пособие. / А.В. Булычев, А.А. Наволочный, Н.Д. Поздеев –Вологда, ВоГТУ,2007. –154с. 14. Басс Э.И. Релейная защита электроэнергетических систем: Учебное пособие для студ. вузов / Э.И. Басс, В.Г. Дорогунцев, под ред. А.Ф. Дьякова. – М.: Издательский дом МЭИ, 2002. – 296 с. 15.Федосеев А.М. Релейная защита электроэнергетических систем: Учебное пособие для вузов. –2-е изд./ А.М. Федосеев, М.А. Федосеев – М.: Энергоатомиздат,1992. – 528 с. 16.Карпов Ф.Ф., Козлов В.И. Справочник по расчёту проводов и кабелей. М.: Энергия, 1969 г. 17.Правила устройства электроустановок (ПУЭ). - 7-е изд. - М.: Энергоатомиздат, 2014 г. 160