Выбор токовой отсечки трансформатора
3-1. Токовая отсечка и максимальная токовая защита одиночных линий 35 и 110 кВ
Основные условия расчета. Основные условия расчета максимальных токовых защити токовых отсечек, изложенные в Главе 1, справедливы и для линий 35 и 110 кВ без ответвлений и с ответвлениями. В выражении (1-1), коэффициент самозапуска kсзп определяется по суммарному току самозапуска нагрузки всех трансформаторов, подключенных к защищаемой линии и ко всем следующим (по направлению тока) линиям того же напряжения. Для этого в расчетной схеме все нагрузки, подключаемые к каждому трансформатору, представляются сопротивлениями обобщенной или бытовой нагрузки, приведенными к рабочей максимальной мощности трансформатора. Высоковольтные двигатели учитываются отдельно.
В условии согласования чувствительности защит число n может обозначать также количество параллельно работающих трансформаторов 35 (110) кВ, подключенных к рассматриваемой линии. Наибольшую трудность представляет согласование по току и времени токовых защит линии 35 кВ и предохранителей трансформаторов ответвлений подобно тому, как это имеет место на ВЛ 6 и 10 кВ. Имеются особенности в согласовании по чувствительности максимальных токовых защит линий с предыдущими максимальными токовыми защитами трансформаторов, имеющими пуск по напряжению (пример 3).
Условия (1-11) и (1-12) выбора селективных и неселективных токовых отсечек также сохраняются. Отсечки с выдержкой времени 0,4-1 С широко применяются на линиях 35 кВ. В ряде случаев они позволяют существенно уменьшить время срабатывания и линейных защиту и защит трансформаторов 110, 220 кВ, питающих линии 35 кВ.
Пример 1. Выбираются уставки трехступенчатой токовой защиты 5 одиночной ВЛ 35 кВ JI1 (рис. 3-1). Защита выполнена на аналоговых реле.
Решение. Рассчитываются токи трехфазного КЗ в точках К1-К9. Точки К2 и КЗ расположены на серединах линий Л1 и Л2, соответственно. Для упрощения расчетов сопротивление питающей системы принято неизменным. Все токи приведены к напряжению 35 кВ.
Рассчитывается селективная отсечка без выдержки времени (3-1) по следующим условиям.
а) По условию (1-11) отстройки от трехфазного короткого замыкания в точке КЗ, т.е. в месте ответвления Б к трансформатору, защищенному плавкими
предохранителями, например типа ПСН-35, Ic.о.5-1 >= kн * I (3) к3 =1,2*1020 = 1220 А, где kн = 1,2-1,3 при выполнении отсечки с реле типа РТ-40.
б) По условию отстройка от бросков тока намагничивания всех трансформаторов 35 кВ, питающихся по линии Л1
Определяется коэффициент чувствительности токовой отсечки при КЗ в месте ее установки в наиболее благоприятном по условию чувствительности режиме: при трехфазном КЗ kч= 1 500/1 220 = 1,23 > 1,2, при двухфазном КЗ kч=1,06. Наряду с этим определяется зона действия отсечки (рис. 3-1,6), которая составляет около 35 % длины линии при трехфазных КЗ. Отсечка является достаточно эффективной.
Проверяется возможность выполнения неселективной отсечки без выдержки времени, отстроенной от КЗ в конце защищаемой линии Л1, ток срабатывания которой по условию (1-11)
Убеждаемся, что при этом отсечка надежно отстроена от бросков тока намагничивания трансформаторов и от тока КЗ за трансформатором подстанции Б на ответвлении. Проверяется возможность успешного АПВ линии при КЗ в трансформаторе подстанции Б, для чего определяется время плавления (tпл) плавкой вставки с
Iвс.ном =75 А предохранителя типа ПСН-35 при расчетном токе, равном Iс.о/(1,3-1,4)=800 А. По типовым характеристикам ПСН-35 tпл= 0,04 с. Общее время отключения линии при действии отсечки не менее 0,1 с, следовательно, при необходимости неселективная отсечки может быть использована в сочетании с АПВ линии. Зона действия неселективной отсечки охватывает 55% длины линии.
Рассчитывается ток срабатывания отсечки 5-2 с выдержкой времени 0,5 с по условию согласования чувствительности с мгновенными защитами 2 и 5, а также с предохранителями 4 предыдущих элементов.
а) При согласовании чувствительности с отсечкой 3 трансформатора учитывается ток нагрузки неповрежденных элементов (двух трансформаторов подстанций Б и Г по
Если трансформатор оборудован дифференциальной защитой, то ток срабатывания отсечки с tc.o = 0,5 С выбирается по условию отстройки от КЗ за трансформатором.
б) Отсечка 2 на линии ./72 выполнена на индукционном реле типа РТ-85 и имеет ток срабатывания, выбранный по условию отстройки от КЗ за трансформатором подстанции Г (точка 767): Ic.o2>= kнIк7 = 1,6 • 190 = 305 А. По условию согласования с этой отсечкой, так же с учетом нагрузки, как и в п. «а», ток срабатывания отсечки Л1
в) Плавкая вставка с Iвс.ном = 75 А предохранителя 4 типа ПСН-35 при токе Iрасч = 490 А/1,3 обеспечивает отключение КЗ в трансформаторе подстанции Б через t = tпл +tгор = 0,2 + 0,15 = 0,35 с.
Для создания необходимой ступени селективности следует либо увеличить время срабатывания отсечки 5-2 до t >= 0,9 с, либо увеличить ее ток срабатывания. Принимается tc.o 5-2 = 0,9 с при Ic.o 5-2= 490 А (рис. 3-2). Коэффициент чувствительности, определенный при двухфазном КЗ в конце линии Л1 более 1,5.
Рассчитывается максимальная токовая защита 5-3. Для выбора тока срабатывания по условию (1-1) необходимо определить значение коэффициента kсзп. Если среди потребителей питаемых подстанций нет промышленных предприятий и крупных механизированных ферм, птицефабрик и т. д., то можно, по аналогии с расчетом
Сравнивая уставки второй и третьей ступеней максимальной защиты линии JI1, можно отметить, что эти ступени дополняют друг друга: отсечка 5-2 ускоряет отключения КЗ на линии, а максимальная защита 5-3, имея меньший ток Iс.з, выполняет функции резервной защиты. Защиту б (рис. 3-2) можно выбрать с tс.з6 = 1,4 с (вместо 2,7 с), если согласовать ее по току со второй ступенью защиты 5 (490 А).
Производится расчетная проверка трансформаторов тока защиты 5 в объеме§ 1-5.
а) Проверка на 10 % - ную погрешность до дешунтирования ЭО. Определяется кратность k10 при токе срабатывания той ступени, которая надежно защищает всю линию: k10 = 1,1 • 490/150 = 3,6. По кривой предельных кратностей для трансформаторов тока типа ТВД-35 МКП при nT = 150/5 определяется значение zн.доп =1,2 Ом. Для двух последовательно включенных обмоток zн.доп = 2,4 Ом. Фактическая расчетная нагрузка трансформаторов тока для двухфазной схемы защиты (неполная звезда) zн.расч = 2rпр + zр.ф + zp.o6p + rпер = 2 • 0,29 + 0,215 + 0,005 + 0,1= 0,9 Ом. Сопротивление реле, включенных в фазный провод, складывается из сопротивлений промежуточного реле РП-341, токового реле времени РВМ-12 (0,1 Ом каждое) и трех токовых реле РТ-40 (для запаса принимается утроенное сопротивление реле третьей
Расчетная проверка надежной работы контактов реле РТ-40 при КЗ в начале линии показали, что реле всех ступеней защиты 5 будут работать надежно.
Пример 2. В этом примере без подробного расчета показываются возможности использования токовых отсечек без выдержки и с выдержкой времени для общего снижения уставок по току и по времени защит в сети 35 кВ (рис. 3-3, а). При небольших уставках по току целесообразно использовать максимальные защиты с зависимой характеристикой на реле РТ-85, которые значительно проще выполняются, чем защиты с независимой характеристикой, на переменном оперативном токе и, кроме того, более удачно сочетаются с плавкими предохранителями трансформаторов 35 кВ.
На карте селективности (рис. 3-3, 6) построена расчетная характеристика плавкой вставки с Iвс.ном = 50 А предохранителя ПСН-35 (сдвинутая вправо на 20 % по отношению к заводской защитной характеристике). Ступень селективности между характеристиками 7 и 2 обеспечивается при всех практически возможных токах КЗ на стороне 35 кВ трансформатора. Однако при малых токах КЗ, в случаях повреждения внутри трансформатора иногда может иметь место неселективная работа защиты линии 35 кВ. Селективность действия защит 2, 3, 4 обеспечивается при всех возможных значениях токов КЗ (рис. 3-3, б). При согласовании уставок защит 3 и 2, а также 4 и 3 учтены токи нагрузки неповрежденных элементов соответствующих подстанций, как и в предыдущем примере.
Выбор токовой отсечки трансформатора
Расчет параметров срабатывания максимальных токовых защит главным образом состоит из выбора тока срабатывания измерительных органов защиты и выдержки времени логического элемента задержки, т.е. уставок по току и по времени. Для токовых отсечек чаще всего выбирается только уставка по току, но иногда — и уставка по времени.
Выбранные уставки по току и по времени должны обеспечивать правильную работу защиты, отвечающую требованиям селективности, чувствительности, быстродействия и надежности [1].
При выборе уставок может выявиться непригодность предварительно принятой схемы и даже типа релейной защиты. Например, при недостаточной чувствительности максимальной токовой защиты трансформатора или линии к удаленным КЗ может потребоваться дополнительная установка пускового органа напряжения или вообще замена этого типа защиты на другой — дистанционный. Возможны случаи, когда в результате выбора уставок максимальной токовой защиты выявляются возможности обеспечения ее чувствительности только при условии преднамеренного ограничения сверхтоков перегрузки, например недопущения одновременного включения большого числа асинхронных двигателей, предусмотрев их поочередный пуск с помощью специальной автоматики.
Таким образом, выбор уставок защиты является очень ответственным делом. И чем проще устройство защиты, тем более сложным и трудоемким может оказаться выбор ее параметров срабатывания. Поэтому при расчетах релейной защиты интенсивно используются современные электронно-вычислительные машины (ЭВМ).
В распределительных электрических сетях простой конфигурации напряжением до 35 кВ, а иногда и 110 кВ, где в основном и применяются простые максимальные токовые защиты, для расчета уставок можно использовать как правило, персональные ЭВМ, называемые микро-ЭВМ, а в настоящее время — персональными ЭВМ (ПЭВМ).
В диалоге с ЭВМ можно быстро произвести расчеты токов короткого замыкания для различных режимов работы электроустановки, выполнить несколько вариантов выбора параметров срабатывания какой-либо защиты, при необходимости усложняя ее схему, заменяя дешевые электромеханические реле более дорогими полупроводниковыми реле с лучшими характеристиками. Практически одновременно решаются вопросы пуска и самозапуска электродвигателей нагрузки, производится выбор электродвигателей, которые предварительно, перед действием устройства АВР, должны отключаться, а также выбираются параметры срабатывания устройств АВР, определяющие очередность их действий. Далее производится расчетная проверка измерительных трансформаторов тока, которая также может оказаться многовариантной и привести к необходимости замены трансформаторов тока и изменения ранее выбранных типов и параметров срабатывания устройств защиты.
Для составления прикладных программ ЭВМ, так же как и для обычных расчетов параметров срабатывания максимальных токовых защит и токовых отсечек, используются известные, проверенные много летней практикой расчетные условия 3. В этом параграфе они приводятся в общем виде, а конкретизируются — в следующих применительно к особенностям защищаемых элементов.
Выбор тока срабатывания максимальной токовой защиты.
Ток срабатывания максимальной токовой защиты выбирается в амперах по условию (7) несрабатывания защиты при сверхтоках послеаварийных перегрузок, по условию (8) согласования чувствительности защит защищаемого последующего и предыдущих элементов, а также по условию (2) обеспечения необходимой чувствительности защиты ко всем видам КЗ в основной зоне и в зонах дальнего резервирования (рис. 1).
По первому из этих условий ток срабатывания максимальной токовой защиты I с.з выбирается по выражениям:
(7)
(7а)
где k н — коэффициент надежности отстройки (табл. 7); k в — коэффициент возврата максимальных реле тока или комплектных устройств того же назначения (табл. 7); k сзп — коэффициент самозапуска, равный отношению максимального значения тока при самозапуске нагрузки I сзп к максимальному реальному значению рабочего тока защищаемого элемента I раб.max т. е. .
Значения коэффициентов в Выражениях (7) и (8) выбора тока срабатывания максимальной токовой защиты
Тип (серия) реле тока
Максимальные значения тока самозапуска и коэффициента самозапуска при значительной доле электродвигательной (моторной) нагрузки определяются расчетом для конкретных условий, но обязательно при наиболее тяжелом условии пуска полностью заторможенных электродвигателей. Для нагрузок жилищно-коммунального (бытового) сектора, а также для большинства нагрузок в сельской местности, где преобладают осветительные и электронагревательные устройства при относительно небольшой доле мелкомоторной нагрузки, коэффициент самозапуска, как правило, не рассчитывается, а принимается в пре делах 1,2—1,5.
Максимальное значение рабочего тока защищаемого элемента I раб.max определяется с учетом его максимально допустимой перегрузки. Например, для трансформаторов 10 и 6 кВ мощностью до 630 кВ*А допускается длительная перегрузка до 1,6—1,8 номинального тока, для трансформаторов двухтрансформаторных подстанций 110 кВ — до 1,4—1,6 номинального тока. Для некоторых элементов перегрузка вообще не допускается (кабели напряжением выше 10 кВ, реакторы). Значения допустимых максимальных нагрузок определяют диспетчерские службы.
По условию согласования чувствительности защит последующего (защищаемого) и предыдущих элементов ток срабатывания после дующей защиты выбирается по выражению
, (8)
где k н.с — коэффициент надежности согласования, значения которого приведены в табл. 7, причем большие из них относятся к тем случаям, когда защиты предыдущих элементов выполнены на реле прямого действия типа РТВ; k р — коэффициент токораспределения, который учитывается только при наличии нескольких источников питания, а при одном источнике питания равен 1 (рис. 26); - наибольшая из геометрических сумм токов срабатывания максимальных токовых защит параллельно работающих предыдущих элементов ( n ); при разнице между углами фазового сдвига напряжения и тока для всех предыдущих элементов n не более 50° допустимо арифметическое сложение вместо геометрического; - геометрическая сумма максимальных значений рабочих токов всех предыдущих элементов ( N ), за исключением тех, с защитами которых производится согласование ( n ); при примерно однородной нагрузке допустимо арифметическое сложение вместо геометрического, что создает некоторый расчетный запас.
Например, для каждой из предыдущих линий 2—7 (рис. 26) значения рабочего тока I раб.max = 100 А; ток срабатывания у защит линий 5—7, работающих параллельно ( n = 3), одинаков: I с.з = 300 А. Тогда ток срабатывания максимальной токовой защиты последующей линии 1 по условию (8) при k н.с = 1,3 должен быть
Установив такой ток срабатывания защиты последующей линии 1, можно быть уверенным в том, что ее измерительные органы сработают лишь при таких значениях тока КЗ, при которых обеспечивается срабатывание защит предыдущих элементов. При этом учитывается возможность распределения тока К3 по двум или трем параллельно работающим предыдущим линиям или трансформаторам. Параллельная работа более чем трех элементов осуществляется очень редко.
Рис. 26. Схема электрической сети с параллельно работающими предыдущими элементами 3, 4 и 5—7, поясняющая условие (8) согласования чувствительности максимальных токовых защит последующих и предыдущих элементов.
Правила [1] требуют выполнять согласование чувствительности защит во всех случаях, когда возможно действие защиты последующего элемента (линия 1 на рис. 26) из-за отказа вследствие недостаточной чувствительности защиты предыдущего элемента. Надо отметить, что в распределительных электрических сетях, где в основном и применяются максимальные токовые защиты, весьма вероятны отказы защит из-за недостаточной чувствительности при К3 в зонах дальнего резервирования. Например, при удаленных КЗ на линиях при отказе собственной защиты или выключателя (линия 8 на рис. 26) или при этих же условиях при КЗ в трансформаторах, в электродвигателях, за реакторами и т. п., когда значения токов КЗ невелики и близки к токам срабатывания защит последующих элементов (линий 5—7 на рис. 26) и эти защиты находятся на грани срабатывания.
Наиболее тяжелыми условия согласования чувствительности максимальных токовых защит оказываются при параллельно работающих предыдущих элементах, при разнотипных времятоковых характеристиках согласуемых защит (в том числе и плавких предохранителей), а также при выполнении на предыдущих элементах дистанционных защит [5].
Из полученных по выражениям (7) и (8) значений токов срабатывания защиты выбирается наибольшее, а затем по выражению (1) определяется ток срабатывания реле. Для защит, выполненных на токовых реле с плавной регулировкой тока срабатывания (например, РТ-40), полученное значение I ср принимается за уставку по току. Для защит и реле со ступенчатой регулировкой тока срабатывания (4) подбирается ближайшее большее значение уставки по току.
Чувствительность защиты определяется по выражению (2). Минимальные значения тока в реле I р min выбираются при самых неблагоприятных условиях: наибольшем сопротивлении питающей энергосистемы (минимальный режим) и наибольшем сопротивлении до места КЗ на защищаемом элементе (основная зона на рис. 1) и в зонах дальнего резервирования.
Для выбора минимального значения тока в реле рассматриваются все виды КЗ. Например, для двухфазной схемы максимальной токовой защиты (рис. 5) из табл. 1 видно, что при КЗ на защищаемых линиях минимальное значение тока в реле следует рассчитывать при двухфазных КЗ. А при тех же видах КЗ за трансформаторами со схемами соединения обмоток Y /∆-11 или ∆/ Y 0-11 важно учесть схему выполнения защиты: для двухрелейной схемы (реле РТ1, РТ2 на рис. 5) расчетное значение , а для трехрелейной — и, следовательно, чувствительность защиты повышается в 2 раза и получается одинаковой при трехфазном и всех видах двухфазных КЗ. Здесь надо отметить, что чувствительность защиты оценивается по наибольшему из вторичных токов, проходящих в измерительных реле защиты, хотя бы и в одном из трех реле, поскольку все реле самостоятельно действуют на логическую часть защиты (включены по схеме ИЛИ, рис. 5,8).
Ток срабатывания реле в выражении (2) рассчитывается по выражению (1). Значения коэффициента схемы указаны ранее при рассмотрении различных схем выполнения максимальных токовых защит. Для защит линий, выполненных по схеме неполной или полной звезды (рис. 5 и 7), с включением реле на фазные токи расчет коэффициента чувствительности защиты может производиться по первичным токам КЗ и срабатывания защиты (первичному):
Для оценки чувствительности защит трансформаторов лучше пользоваться выражением (1).
Для защит, выполненных на реле прямого действия типа РТМ и РТВ (рис. 11), необходимо оценивать чувствительность с учетом действительного значения токовой погрешности f измерительных трансформаторов тока (если f ≥10%). Примеры расчета приведены в работе [5].
Для защит, выполненных по схеме с дешунтированием электромагнитов отключения ЭО (рис. 12, 13), дополнительно проверяются чувствительность ЭО и невозможность возврата защиты после дешунтирования ЭО при действительных значениях токовой погрешности в этом режиме, если они превышают 10%. Примеры расчета приведены в работе [5].
Увеличение чувствительности максимальной токовой защиты может быть достигнуто применением более совершенных реле (табл. 7) и уменьшением значений тока самозапуска моторной нагрузки. Используется также автоматическое секционирование линий электропередачи
с помощью выключателей с защитой с целью уменьшения длины защищаемых зон [5].
Выбор времени срабатывания и времятоковой характеристики максимальной токовой защиты.
Выдержка времени максимальных токовых защит вводится для замедления действия защиты с целью обеспечения селективности действия защиты последующего элемента по отношению к защитам предыдущих элементов. Для этого выдержка времени (или время срабатывания) защиты t с.з последующей линии Л2 (рис. 1) выбирается большей, чем у защит предыдущих элементов: линии Л1 и трансформатора подстанции В.
В свою очередь, выдержка защиты линии Л3 должна быть больше, чем у защит линии Л2 и трансформатора подстанции Б. При этом выборе выдержек времени обеспечивается селективное (избирательное) отключение в первую очередь ближайшего к месту КЗ выключателя. Тем самым предотвращаются дополнительные излишние отключения неповрежденных элементов.
Недостатками максимальных токовых защит является накопление выдержек времени, особенно существенное для головных элементов в многоступенчатых электрических сетях (рис. 1). Для преодоления этого недостатка используются реле времени с повышенной точностью работы (электронные), максимальные реле тока с обратнозависимыми времятоковыми характеристиками различной формы, сочетание максимальных токовых защит и токовых отсечек.
После выбора выдержек времени максимальных токовых защит по условию селективности необходимо в ряде случаев проверять термическую стойкость защищаемого элемента, т.е. допустимость прохождения максимального тока КЗ в течение выбранного времени действия защиты. Это объясняется тем, что термическое воздействие электрического тока прямо пропорционально времени его прохождения. При недопустимо длительном прохождении большого сверхтока может произойти опасный перегрев токоведущих частей и изоляции и разрушение защищаемого элемента, например перегорание проводов воздушных линий электропередачи малого сечения, повреждение электрических кабелей и т. п. Следует учитывать и дополнительное время прохождения тока КЗ после АПВ линии на устойчивое неустранившееся повреждение [5].
Выбор времени срабатывания максимальных токовых защит с независимой от тока выдержки времени.
По условию селективности время срабатывания (уставка по времени) защиты последующего элемента выбирается в секундах, по выражению
, (10)
где tc .з.посл — время срабатывания максимальной токовой защиты предыдущего элемента, т. е. более удаленного от источника питания (рис. 27, а); ∆ t — ступень селективности.
Значения ступени селективности для защит с независимой от тока выдержкой времени определяются в основном точностью реле времени [2]. У электромеханических реле времени с часовым механизмом серий РВ-100 и РВ-200 точность работы снижается с увеличением диапазона уставок по шкале [7]. Поэтому для максимальных токовых защит следует использовать реле времени со шкалой 0,25—3,5 с, а при возможности — со шкалой 0,1—1,3 с (§ 5). При этом значение ступени селективности можно уменьшить до 0,4 с. При использовании реле времени этих серий с более широкой шкалой (до 9 с) ступень селективности увеличивается до 0,5—0,6 с. Такая же ступень селективности принимается при установке реле времени типов РВМ-12 и РВМ-13.
При выполнении защиты с электронными реле времени РВ-01 минимальная ступень селективности может быть принята равной 0,3 с.
Рис. 27. Схема электрической сети (а) и карты селективности (б, в), поясняющие условия выбора ступеней селективности между защитами последующего и предыдущего элементов.
Выбор времятоковых характеристик максимальных токовых защит с реле РТ-80, РТВ и им подобных.
Времятоковые характеристики защит последующего и предыдущего элементов выбираются такими, чтобы была обеспечена ступень селективности ∆ t при одном из следующих значений тока КЗ:
а) при максимальном значении тока КЗ в начале предыдущего элемента, если и на последующем 2 и на предыдущем 1 элементах выполнены защиты с обратнозависимым от тока времятоковыми характеристиками (рис. 27, 6)
б) при токе КЗ, равном току срабатывания защиты 2 последующего элемента, если эта защита выполнена с независимым от тока временем срабатывания, а защита 1 предыдущего элемента имеет обратнозависимую от тока времятоковую характеристику (рис. 27, в).
Значения ступеней селективности в первом случае (рис. 27, б) принимаются примерно равными 0,7 с для реле РТВ и примерно равными 0,6 с для реле РТ-80, если при максимальном значении тока К3 в начале защищаемого элемента реле обеих защит работают в независимой части характеристики или близко к ней. При согласовании характеристик защит с реле РТВ в зависимой части, т.е. при малых кратностях токов КЗ, рекомендуется увеличивать значение ступени селективности до 1 с.
Во втором случае (рис. 27, в) значение ступени селективности можно несколько уменьшить.
Опыт использования полупроводниковых реле и защит с обратно зависимой от тока времятоковой характеристикой еще невелик. Рекомендуемые ступени селективности находятся в пределах 0,4—0,5 с. При больших кратностях тока КЗ значение ступени селективности может быть снижено до 0,3 с, а при малых (2—З) — должно быть увеличено до 0,6 с.
Выбор характеристик максимальных токовых защит с обратно зависимой времятоковой характеристикой производится аналитическим или графическим способом [5].
Выбранное по условию селективности время срабатывания защиты проверяется по условию обеспечения термической стойкости защищаемого элемента, особенно в тех случаях, когда защищается понижающий трансформатор, кабельная линия или воздушная линия с про водами малых сечений. Примеры проверки приведены в работе [5].
Выбор токовой отсечки трансформатора
Токовая отсечка, селективная без выдержки времени.
Токовая отсечка защищает только часть обмотки трансформатора или часть линии электропередачи (рис. 1). Из этого определения и происходит, по-видимому, название “отсечка”, т.е. защита, охватывающая только часть элемента — отсек.
Селективность токовой отсечки мгновенного действия обеспечивается выбором ее тока срабатывания I с.о большим, чем максимальное значение тока КЗ при повреждении в конце защищаемой линии электропередачи (точки К3 и К5 на рис. 28) или на стороне НН защищаемого понижающего трансформатора (точка К3 на рис. 29):
Значения коэффициента надежности k н для токовых отсечек без выдержки времени, установленных на линиях электропередачи и понижающих трансформаторах, приведены в табл. 8. Расчетные условия для токовых отсечек, установленных на генераторах и электродвигателях, рассмотрены в § 10.
Значения коэффициента надежности k н для токовых отсечек линий и трансформаторов.
Значения k н для токовых отсечек
РТ-80, ИТ-80 (электромагнитный элемент)
При определении максимального значения тока КЗ при повреждении в конце линии электропередачи напряжением 35 кВ и ниже рассматривается трехфазное КЗ при работе питающей энергосистемы в максимальном режиме, при котором электрическое сопротивление энергосистемы является минимальным. Для линий 110 кВ и выше максимальное значение тока КЗ в выражении (11) может соответствовать однофазному КЗ на землю. При этом виде короткого замыкания на землю (фаз А или С) запускаются реле токовой отсечки, включенные на токи этих фаз (РТ4, РТ5 на рис. 7).
Определение максимального значения тока трехфазного КЗ за трансформатором с регулированием напряжения необходимо производить при таком положении регулятора напряжения, которое соответствует наименьшему сопротивлению трансформатора.
Кроме отстройки токовой отсечки от максимального значения тока КЗ по условию (11), необходимо обеспечить ее несрабатывание при бросках тока намагничивания (БТН) силовых трансформаторов. Эти броски тока возникают в момент включения под напряжение ненагруженного трансформатора и могут в первые несколько периодов превышать номинальный ток трансформатора в 5—7 раз. Однако выбор тока срабатывания отсечки трансформатора по условию (11), как правило, обеспечивает и отстройку отсечки от бросков тока намагничивания.
При расчете токовой отсечки линии электропередачи, по которой питается несколько трансформаторов, необходимо в соответствии с условием (11) обеспечить несрабатывание отсечки при КЗ за каждым из трансформаторов на ответвлениях от линии (если они имеются) и дополнительно проверить надежность несрабатывания отсечки при суммарном значении бросков тока намагничивания всех трансформа торов, подключенных как к защищаемой линии, так и к предыдущим линиям, если они одновременно включаются под напряжение. Условие отстройки отсечки от БТН бросков тока намагничивания трансформа торов имеет вид
где — сумма номинальных токов всех трансформаторов, которые могут одновременно включаться под напряжение по защищаемой линии; k н — коэффициент надежности, значение которого зависит от времени срабатывания токовой отсечки; например, при выполнении отсечки на реле РТМ, собственное время срабатывания которых может составлять всего лишь один период (20 мс), следует принимать наибольшее значение k н ≥ 5, а при выполнении отсечки по схеме с промежуточными реле (рис. 5 или 13) принимается меньшее значение k н ≈ 3 - 4, поскольку суммарное время срабатывания максимального реле тока и промежуточного реле этих схем составляет около 5 периодов (100 мс) и значение бросков тока намагничивания за это время заметно снижается.
На линиях 10 и 6 кВ с трансформаторами на ответвлениях, которые защищаются плавкими предохранителями (например, типа ПКТ-10), в условии (11) значение должно соответствовать току трехфазного К3 за наиболее мощным из трансформаторов. Далее следует определить время плавления вставок предохранителей этого трансформатора при расчетном токе КЗ, равном току срабатывания отсечки, выбранному из условий (11) и (12). Для учета допускаемого стандартом разброса времятоковых характеристик плавких предохранителей ПКТ следует значение этого тока уменьшить на 20%: . Если время плавления t пл ≤ 0,1 с, то отсечка с таким током срабатывания может быть использована, но при условии, что эащищаемая линия имеет устройство автоматического повторного включения (АП В). Если t пл ≥ 0,1 с, то следует либо увеличить ток срабатывания отсечки до такого значения, при котором обеспечивается расплавление вставок предохранителей до момента отключения защищаемой линии, т.е. не более 0,1 с, либо увеличить время срабатывания отсечки.
Чувствительность токовых отсечек оценивается коэффициентом чувствительности, требуемые значения которых указаны в Правилах [1], а также величиной (протяженностью) защищаемой части линии электропередачи. Коэффициент чувствительности определяется по выражениям (2) и (9).
Для токовых отсечек, устанавливаемых на понижающих трансформаторах и выполняющих функции основной быстродействующей токовой защиты (при отсутствии дифференциальной защиты), чувствительность определяется по току наиболее неблагоприятного вида повреждения — как правило, двухфазного К3 на выводах ВН трансформатора (точка К2 на рис. 29) в минимальном, но реально возможном режиме работы энергосистемы. Значение коэффициента чувствительности должно быть около 2,0 [1]. Такие же требования существуют для токовых отсечек на блоках линия — трансформатор (рис. 29).
Для токовых отсечек без выдержки времени, устанавливаемых на линиях электропередачи и выполняющих функции дополнительных защит (рис. 28), коэффициент чувствительности должен быть около 1,2 при КЗ в месте установки отсечки в наиболее благоприятном по условию чувствительности режиме [1].
Коэффициент чувствительности токовых отсечек, выполненных на реле прямого действия типа РТМ (рис. 11, а), должен проверяться с учетом действительного значения токовой погрешности трансформаторов тока, если оно превосходит 10%. Для токовых отсечек, выполненных на переменном оперативном токе с дешунтированием электромагнитов отключения ЭО (рис. 12 или 13), чувствительность определяется как для режима до дешунтирования ЭО, так и для режима после дешунтирования ЭО, если после дешунтирования ЭО токовая погрешность трансформаторов тока превышает 10%. Это необходимо для того, чтобы убедиться в невозможности возврата дешунтирующих реле из-за уменьшения тока, хотя для конкретных дешунтирующих реле типа РТ-85 и РП-341 возврат маловероятен даже при максимально возможных значениях токовой погрешности 70—80% из-за низких значений коэффициента возврата этих реле. Кроме того, должны быть определены коэффициенты чувствительности для электромагнитов отключения (или включения) и, при необходимости, для реле времени типа РВМ-12 (РВМ-13) и промежуточных реле типа РП-341.
Для оценки эффективности токовой отсечки, установленной на линии электропередачи, полезно определить зону действия отсечки в процентах от всей длины линии. Протяженность зоны действия отсечки зависит от характера изменения расчетных значений тока при перемещении точки КЗ вдоль защищаемой линии. По нескольким значениям тока КЗ строится кривая спада тока (рис. 28). Могут быть построены две кривые: для трехфазных КЗ в максимальном режиме работы энергосистемы и для двухфазных КЗ в минимальном режиме. Кривые достаточно точно строятся по трем значениям токов: при КЗ в начале, середине и в конце линии, далее проводится горизонтальная прямая, ордината которой соответствует большему значению тока срабатывания отсечки, выбранному по выражениям (11) и (12). Абсцисса точки пересечения горизонтальной прямой с кривой спада тока КЗ соответствует длине зоны действия отсечки в выбранном режиме работы питающей энергосистемы и при выбранном виде КЗ. Приведенный пример построения кривых тока КЗ (первичного) и определения зоны действия отсечки по первичному значению ее тока срабатывания является правильным лишь при условии, что погрешность трансформаторов тока не превышает 10%. С увеличением погрешности трансформаторов тока зона действия отсечки уменьшается.
Как видно из примера графического определения зон действия отсечек (рис. 28), протяженность этих зон может быть весьма значительной: примерно 70% длины линии Л1 и около 50% длины линии Л2. Надо отметить, что Правилами [1] длина зоны действия отсечки не регламентируется.
Отсечка с выдержкой времени на линиях электропередачи.
Небольшая выдержка времени в пределах от 0,3 до 0,8 с позволяет задержать срабатывание отсечки последующей линии (Л1 на рис. 28) при КЗ на предыдущей линии Л2 для того, чтобы успела сработать мгновенная отсечка поврежденной линии Л2. для отсечки с небольшой выдержкой времени можно выбрать значительно меньшее значение тока срабатывания по сравнению с током срабатывания мгновенной отсечки по следующим причинам:
а) ток срабатывания по выражению (11) выбирается из условия отстройки от токов при КЗ в более удаленных точках, например при КЗ в конце зоны действия мгновенной отсечки предыдущей линии Л2 (рис. 28), при КЗ за трансформатором приемной подстанции или трансформатором на ответвлении защищаемой линии, имея в виду, что трансформаторы оборудованы быстродействующими защитами;
б) значения коэффициента надежности из этого же выражения (11) принимаются значительно меньшими, чем указано в табл. 8, так как можно не учитывать апериодическую составляющую тока КЗ, которая за время срабатывания замедленной отсечки практически полностью затухает; в распределительных сетях, где находят применение такие отсечки, значения коэффициента надежности в этом выражении (11) можно принимать в пределах 1,1—1,2 независимо от типа реле;
в) не требуется выполнения условия (12) отстройки отсечки от бросков тока намагничивания трансформаторов, поскольку эти токи быстро затухают;
г) на линиях с трансформаторами на ответвлениях при выполнении защиты трансформаторов с помощью плавких предохранителей (на пример, типа ПКТ-10 или ПСН-35) и при КЗ в трансформаторе селективность между плавкими предохранителями и токовой отсечкой питающей линии можно обеспечить благодаря замедлению действия отсечки.
Для выполнения выдержек времени токовых отсечек могут использоваться как реле времени, так и специальные промежуточные реле с замедлением при срабатывании (§ 5).
Неселективная токовая отсечка без выдержки времени.
Применяется в тех случаях, когда требуется мгновенное отключение таких КЗ, которые приводят к аварии, если их отключать с выдержкой времени. Например трехфазное КЗ у шин электростанции или подстанции с синхронными электродвигателями может вызвать значительное понижение напряжения на зажимах генераторов и синхронных электродвигателей. Если быстро не отключить такое КЗ, произойдет нарушение синхронной параллельной работы этих электрических машин с энергосистемой, что приведет к расстройству энергоснабжения, а возможно, и к повреждению электрооборудования.
Большую опасность для электрооборудования представляет термическое воздействие сверхтоков КЗ. Как известно, степень термического воздействия электрического тока прямо пропорциональна значению тока (в квадрате) и времени его прохождения. Если по каким-либо причинам нельзя уменьшить значение тока КЗ до такого, при котором можно без опасений отключать поврежденный элемент с выдержкой времени селективной максимальной токовой защиты, то необходимо уменьшить время отключения КЗ. Одним из наиболее простых и дешевых способов быстрого отключения КЗ является использование неселективных токовых отсечек без выдержки времени в сочетании с устройствами автоматики (АПВ, АВР), которые полностью или частично ликвидируют отрицательные последствия работы неселективных отсечек.
Ток срабатывания неселективной токовой отсечки, предназначенной для обеспечения устойчивой параллельной работы синхронных электрических машин, выбирается из условия ее надежного срабатывания в тех зонах, где трехфазные КЗ вызывают снижение напряжения в месте установки отсечки ниже допустимого значения остаточного напряжения U ост (рис. 30, а). Значение тока срабатывания неселективной отсечки (в амперах) определяется по выражению
(13)
где с U с. min — междуфазное напряжение (ЭДС) питающей энергосистемы в минимальном режиме ее работы, может приниматься в пределах 0,9— 0,95 номинального, В; Z с. min — сопротивление энергосистемы (в минимальном режиме ее работы) до места установки отсечки, Ом; k 0 — коэффициент, отражающий зависимость остаточного напряжения U ост в месте установки рассчитываемой отсечки от удаленности трехфазного КЗ ( Z к = k 0 Z с. min ), определяется по зависимости U *ост = f ( k 0 ), приведенной на рис. 30, б; k н — коэффициент надежности, принимаемый равным 1,1—1,2. Значения остаточного напряжения U *ост необходимые для обеспечения параллельной работы синхронных электрических машин и различных категорий потребителей, определяются для конкретных случаев службами (группами) электрических режимов; в приближенных расчетах принимают, что для обеспечения динамической стойкости синхронных генераторов необходимо обеспечить U *ост ≥ 0,6; синхронных электродвигателей — не менее 0,5 [1].
Для обеспечения успешного действия устройства АПВ (или АВР) после срабатывания неселективной токовой отсечки необходимо выполнить несколько условий, дополнительных к условию (13), в том числе:
а) выполнить согласование чувствительности и времени срабатывания неселективной отсечки с плавкими предохранителями, автоматическими выключателями или быстродействующими защитами всех элементов, питающихся по защищаемой линии и расположенных в зоне действия неселективной отсечки; это необходимо для того, чтобы при КЗ на любом из этих элементов плавкие вставки предохранителей сгорели бы раньше или защита сработала бы раньше или хотя бы одновременно со срабатыванием неселективной отсечки; при этом время гашения электрической дуги в плавких предохранителях может не учитываться, так как она погаснет после отключения линии;
б) обеспечить отстройку неселективной отсечки от бросков тока намагничивания трансформаторов по условию (12);
в) обеспечить отстройку неселективной отсечки от КЗ на шинах низшего (среднего) напряжения каждого из трансформаторов, включенных в зоне действия неселективной отсечки, а если это невозможно, то выполнить согласование чувствительности и времени срабатывания неселективной отсечки с защитными устройствами всех элементов низшего (среднего) напряжения.
Применяются и другие способы ускорения отключения опасных повреждений, например так называемое “ускорение действия защиты по напряжению прямой последовательности”. Для этой цели используется реле напряжения, включенное через фильтр напряжения прямой последовательности, например, типа РНФ-2.
Реле напряжения настраивается таким образом, что замыкает свои контакты при снижении напряжения прямой последовательности в месте установки защиты ниже 0,5—0,6 номинального. При этом максимальная токовая (или дистанционная) защита линии действует помимо основной выдержки времени либо мгновенно, либо с очень небольшим замедлением. Эти мероприятия применяются как дополняющие работу основных быстродействующих селективных защит линий электропередачи, сборных шин и других элементов электроустановок [3].
Читайте также: