Расчет РЗ линии 6-35кВ с примером

Главная
Релейная защита
Расчет релейной защиты линии 10кВ

Линия электропередач осуществляет транспорт электроэнергии из точки А до точки В. На напряжении 6-35кВ ЛЭП выполняются с компенсированной или изолированной нейтралью. Данное обстоятельство накладывает определенные особенности выполнения устройств РЗА.
Например, в данных сетях допустима длительная (до нескольких часов) работа при однофазном замыкании на землю (ОЗЗ). В данном случае нагрузку переводят на другую линию, после чего происходит отключение. Также возможны варианты, когда защита от ОЗЗ на землю действует только на сигнал, либо вообще отсутствует.

Защита от двухфазных и трехфазных замыканий КЗ обеспечивается установкой комплектов РЗА в двух фазах из трех: фазе А и фазе С. Так как однофазное КЗ не критичное, то при двухфазном или трехфазном КЗ всегда отключится вся линия.

ф.А+В
=> отключится по ф.А линия
ф.А+С
=> отключится по двум фазам
ф.В+С
=> отключится линия по ф.С

Другое дело, если произойдет двойное замыкание на землю. Это когда на двух параллельных линиях замыкается по одной разноименной фазе. В итоге у нас получается, что всего имеем 6 вариантов короткого замыкания:

в 2 случаях отключается одна линия
в 2 случаях другая линия
и еще в 2 случаях происходит отключение сразу 2 линий

Получается, что в 4 вариантах из 6 одна из линий остается в работе. Это является преимуществом данного способа подключения. Другое дело, если при расшиновке фаз, вдруг не туда посадят А и В, или В и С. Тогда варианты станут плачевнее и вероятность аварий увеличится.

Скромный пример, замеряли ток на секции, или на движке каком-то, через клеммник в релейном отсеке. И после пуска и набора нагрузки выявили, что отображается у нас самая настоящая ерунда. В итоге выяснилось, что фаза B и нуль от ТТ были перепутаны местами. Как говорится, выявили дефект к устранению. Для этого и существует наладка, чтобы после монтажа проверить готовность и сдать эксплуатации к безаварийной работе.

Вопрос на засыпку? А почему двойным замыканием на землю не считается вариант двойного замыкания на одноименные фазы?

Теперь перейдем к рассмотрению и беглому рассчету следующих защит: МТЗ, ТО, ОЗЗ. Беглому, так как существует столько нюансов, что люди не один десяток книг на эту тему написали. Защиты могут выполняться, как отдельно на реле, так и в комплексе, как часть микропроцессорного терминала. Для защиты линии может быть использована трехступенчатая токовая защита, где:

1 ступень (токовая отсечка мгновенная) 3I>>>
2 ступень (то с выдержкой времени) 3I>>
3 ступень (мтз) 3I>

У ТО уставка по току самая большая — это грубая защита, а мтз более гибкая и позволяет выполнять функции дальнего резервирования.

МТЗ линии 6-35 кВ

Я уже рассматривал МТЗ, но, повторение — мать ученья. Максимальная токовая защита с выдержкой времени выступает в качестве первой ступени трехступенчатой защиты линии. Для расчета необходимо рассчитать ток срабатывания защиты, ток уставки, выдержку времени и отстроиться от соседних защит.

1) На первом этапе определяем ток срабатывания защиты с учетом токов самозапуска и других сверхтоков, которые протекают при ликвидации КЗ на предыдущем элементе:

в данной формуле мы имеем следующие составляющие:

Iс.з.

— ток срабатывания защиты 2РЗ, величина, которую мы и определяем

kн

— коэффициент надежности, который на самом деле можно считать скорее коэффициентом отстройки для увеличения значения уставки; для микропроцессорных равен 1,05-1,1, для электромеханических 1,1-1,4.

kсзп

— коэффициент самозапуска, его смысл в том, что при КЗ происходит просадка напряжения и двигатели самозапускаются. Если нет двигателей 6(10) кВ, то коэффициент принимается 1,1-1,3. Если нагрузка есть, то производится расчет при условии самозапуска ЭД из полностью заторможенного состояния. Коэффициент самозапуска определяется, как отношение расчетного тока самозапуска к максимальному рабочему току. То есть зная ток самозапуска, можно не узнавать максимальный рабочий ток, хотя без этого знания не получится рассчитать ток самозапуска — в общем, сократить формулу не удастся особо.

kв

— коэффициент возврата максимальных реле тока; для цифровых — 0,96, для механики — 0,65-0,9 (зависит от типа реле)

Iраб.макс.

— максимальный рабочий ток с учетом возможных перегрузок, можно узнать у диспетчеров, если есть телефон и полномочия. Для трансформаторов до 630кВА = 1,6-1,8*Iном, для трансформаторов двухтрансформаторных подстанций 110кВ = 1,4-1,6*Iном.

2) На втором этапе определяем ток срабатывания защиты, согласуя защиты Л1 и Л2:

Iс.з.посл.

— ток срабатывания защиты 2РЗ

kн.с.

— коэффициент надежности согласования, величина данного коэффициента от 1,1 до 1,4. Для реле РТ-40 — 1,1, для РТВ — 1,3…1,4.

kр

— коэффициент токораспределения, при одном источнике питания равен единице. Если источников несколько, то рассчитывается через схемы замещения и сопротивления элементов.

Первая сумма в скобках

— это наибольшая из геометрических сумм токов срабатывания МТЗ параллельно работающих предыдущих элементов.
Вторая сумма
— геометрическая сумма максимальных значений рабочих токов предыдущих элементов, кроме тех, с которыми происходит согласование.

3) На третьем этапе выбираем наибольший из токов, определенных по условиям 1) и 2) и рассчитываем токовую уставку:

kсх

— коэффициент схемы, данный коэффициент показывает во сколько раз ток в реле больше, чем ток I2 трансформатора тока при симметричном нормальном режиме работы; при включении на фазные токи (звезда или разомкнутая звезда) равен 1, при включении на разность фазных токов (треугольник) равен 1,73.

nт

— коэффициент трансформации трансформатора тока.

4) Далее определяется коэффициент чувствительности, который должен быть больше или равен значения, прописанного в ПУЭ.

Отношение минимального тока, протекающего в реле, при наименее благоприятных условиях работы, к току срабатывания реле (уставке). Для МТЗ значение kч должно быть не менее 1,5 при кз в основной зоне защиты и не менее 1,2 при кз в зонах дальнего резервирования.

5) Определяемся с уставкой по времени

Смысл уставок по времени в следующем: если у нас КЗ как на рисунке выше, то сначала должен отключиться выключатель Л1 (находящийся ближе к КЗ), это необходимо, чтобы оставить в работе неповрежденные участки системы.

То есть tс.2рз=tс.1рз+dt

, где дельта t — ступень селективности. Эта величина зависит от быстродействия защит (в частности точности работы реле времени) и времени включения-отключения выключателей.

Если предыдущая РЗ является токовой отсечкой или же РЗ выполнена на электронных (полупроводниковых) реле — dt можно принять 0,3с. Если же в РЗ используются электромеханические реле, то dt может быть 0,5…1,0. Для различных реле эта величина может доходить до нескольких секунд.

Как было написано выше, особенностью МТЗ является накапливание выдержек времени от элемента к элементу. И чем больше величина dt, тем большей будет отдаленная уставка. Для решения этой проблемы следует устанавливать цифровые РЗ (dt=0,15…0,2с) и одинаковые выключатели. Ведь, если выключатели одного типа, то и время срабатывания у всех одинаковое. А если, оно невелико, то и суммарная величина будет мала.

В общем выбор мтз состоит из трех этапов:

несрабатывание 2РЗ при сверхтоках послеаварийных режимов
согласование 2РЗ с 1РЗ
обеспечение чувствительности при КЗ в конце Л1(рабочая зона) и в конце Л2 (зона дальнего резервирования)

Расчет максимальной токовой защиты

Токовые защиты подразделяются на токовые отсечки (ТО) и максимальные токовые защиты (МТЗ). МТЗ и ТО являются наиболее простыми и часто используемыми в электрических сетях среднего и высокого напряжения.

Принцип действия токовых защит (ТЗ)

основан на отключении участка сети, в котором величина тока превышает заданное значение (уставка срабатывания по току).

Селективная работа МТЗ обеспечивается отстройкой ступеней защиты по времени. Для тупиковых линий, как правило, линии до 10 кВ, МТЗ и ТО выполняют функцию основной защиты. В сетях с более сложной конфигурацией ТЗ являются лишь резервными.

Это объясняется сложностью обеспечения селективной работы МТЗ для участков с двухсторонним питанием. В этом случае применяют более сложные направленные защиты.

Работа МТЗ характеризуется двумя параметрами: током и временем срабатывания. При определении тока срабатывания защиты Iсз

, исходным критерием является отстройка от тока нагрузки, а также от возможных кратковременных скачков тока нагрузки, вызванных переходными процессами в сети.

При расчетах уставок срабатывания МТЗ необходимо соблюсти два условия:

1) Защита не должна приходить в действие при токах нагрузки, для чего ток Iсз должен превосходить ток нагрузки:

Iсз>Iн.макс;

2) Защита должна надежно возвращаться в исходное состояние после запуска, для чего должно быть выполнено условие:

Iвоз>kзkнIн.макс;

где Iвоз

– ток возврата реле в исходное состояние.
Iвоз
должен быть больше тока нагрузки в первые моменты времени, после срабатывания защиты; его увеличение после срабатывания объясняется самозапуском двигателей;

kз

– коэффициент запуска. Определяется как отношение пускового тока всех двигателей, оставшихся в работе после аварийного отключения, к максимальному рабочему;

kн

— коэффициент надежности. Учитывает погрешность тока возврата реле и принимается равным 1,1–1,2;

Отношение тока возврата Iвоз

к току срабатывания защиты
Iсз
есть коэффициент возврата
kвоз
.

Окончательно ток срабатывания МТЗ определяется из условия:

Iсз>(kзkнIн.макс)/kвоз;

Расчет МТЗ

. При расчетах уставок необходимо реально оценивать возможное значение
Iн.макс
. Величина
Iн.макс
проверяется при набросах мощности в результате отключения одной из двух параллельных линий, в результате работы АВР на шинах распредустройства.

Следует учитывать, что тяжелый режим работы возникает также при АПВ отключенных участков, когда происходит самозапуск АД.

Выбранный по условию отстройки от нагрузки ток Iсз

, проверяется по условию чувствительности защиты, которая характеризуется коэффициентом чувствительности:

kч=Iк.мин/Iсз;

где Iк.мин

– минимальный ток короткого замыкания (КЗ). Как правило, ток однофазного замыкания на землю, в конце защищаемого участка. Защищаемым участком для МТЗ является линия, примыкающая к шинам, где установлено устройство РЗА, и следующий участок за шинами приемной подстанции.

kч

на основном участке должен быть не менее 1,5; для резервируемого участка не менее 1,2.

Вторым, не менее важным параметром работы МТЗ является время срабатывания tз

. Из условия селективности работы ТЗ на смежных участках, время срабатывания головного участка А должно быть больше времени срабатывания последующего участка В.

Разница во времени срабатывания защит этих участков называется ступенью времени срабатывания или ступенью селективности Δt

Величина Δt

зависит от времени срабатывания выключателя, выдержки времени защит смежного участка и погрешности в сторону замедления работы реле. Для МТЗ с независимой выдержкой времени,
Δt
определяется по выражению:

Δt=tп(в)+tв(в)+tп(а)+tзап;

где tп(в), tп(а)

— погрешности времени срабатывания ТЗ на смежных участках В и А соответственно;

tв(в)

– время отключения выключателя от момента подачи импульса на отключение до момента разрыва дуги КЗ на участке В;

tзап

– время запаса.

Для ТЗ с зависимой и ограниченно зависимой выдержкой времени Δt

определяется по выражению:

Δt=tп(в)+tв(в)+tп(а)+tзап+tи(а);

где tи(а)

– дополнительное время, учитывающее инерционность индукционных реле.

Для МТЗ с независимой характеристикой отключения, время срабатывания определяется:

tз(а)=tз(в)+Δt;

Для защит с зависимой и ограниченно-зависимой характеристиками условие выбора времени срабатывания аналогично вышеприведенному условию, однако ступень селективности имеет некоторый диапазон.

Это объясняется тем, что время срабатывания индукционных реле неоднозначно, и зависит от величины тока КЗ. Согласование зависимых характеристик ТЗ выполняют в следующем порядке:

а) строят характеристику t=f(I)

защиты В, с которой будут согласовывать характеристику защиты А;

б) находят максимальную величину тока КЗ. в начале участка защиты В, который будет проходить через оба смежных участка;

в) по графику t=f(I)

защиты В, находят время срабатывания защиты В при максимальном токе КЗ (см. предыдущий пункт);

г) определяют время срабатывания защиты А по условию:

tз(а)≥tз(в)+Δt;

д) строят характеристику защиты А совместно с характеристикой защиты В. Оценивают селективность на всем промежутке совместной их работы.

Наиболее широкое распространение МТЗ получила в радиальных сетях. Достоинством ТЗ является простота и невысокая стоимость.

К недостаткам можно отнести сравнительно большое время отключения вблизи питающих центров и низкую чувствительность в сетях со сложной конфигурацией, имеющих множество параллельных связей.

Расчет токовой отсечки линии

ТО может выполняться как с выдержкой времени (токовая отсечка с замедлением), так и без нее. При расчете ТО отстраивается от максимального тока короткого замыкания в конце защищаемой линии. ТО трансформатора также отсраивается от броска тока намагничивания. Формулы и более подробно про токовую отсечку написано здесь.

Для предотвращения воздействия сверхтоков и коротких замыканий, которые нельзя отключать с выдержкой времени, используется неселективная ТО без выдержки времени

. Это применимо для защиты синхронных машин от КЗ на шинах, которое может привести к нарушению устойчивости параллельной работы ТГ с энергосистемой и нарушению энергоснабжения. Формула для определения тока срабатывания неселективной ТО:

В вышеприведенной формуле:

Uс.мин

— междуфазное напряжение системы в минимальном режиме работы (0,9…0,95), В

kн

— уже знакомый коэффициент надежности = 1,1…1,2

zс.мин

— сопротивление системы до места установки отсечки, Ом

— коэффициент зависимости остаточного напряжения в месте установки отсечки от удаленности 3ф КЗ, определяется по зависимости графической

Остаточное напряжение — это напряжение, при котором обеспечивается динамическая стойкость работы синхронных генераторов (Uост>0,6) и электродвигателей (Uост>0,5).

Данная неселективная ТО применяется совместно с автоматикой (АВР, АПВ), что обеспечивает быстродействие при отключениях опасных кз. Однако, для совместной работы необходимо выполнить ряд мероприятий:

отстроить ТО от токов намагничивания трансформаторов,
отстроить ТО от кз на шинах НН трансформаторов, находящихся в её зоне действия
согласовать ТО с предохранителями, выключателями и другими устройствами, находящимися в её зоне действия

Защита от однофазных замыканий на землю

При расчетах защиты от ОЗЗ следует знать способ заземления нейтрали и в зависимости от этого производить дальнейшие действия. В сетях 6-35 кВ применяется токовая защита нулевой последовательности. Условия её выбора состоит в определении тока срабатывания защиты и определении коэффициента чувствительности

В данной формуле

Iс.фид.макс

— собственный емкостной ток фидера

kн

— коэффициент надежности равный 1,2

kбр

— коэффициент броска емкостного тока при возникновении ОЗЗ

Iс.сумм

— суммарный емкостной ток сети, который можно определить по формулам ниже:

для изолированной нейтрали:

В сети с изолированной нейтралью допускается работа, если емкостной ток не превышает:

30А для сети 6кВ
20А для сети 10кВ

Если же значение емкостного тока превышает полученное значение, то необходимо компенсировать его с помощью реактора, то есть перейти на другой тип заземления нейтрали.

Данные токов также можно узнать в специализированных организациях. Или же определить экспериментальным путем, что дает наиболее точное и реальное значение.

Расчет уставок и проверка чувствительности МТЗ в сети с односторонним питанием. Выбор схем защит

Задание

Для МТЗ 1 и 2 в сети, изображенной на рис. 3.1:

1) определить токи срабатывания Iсз1 и Iсз2, времена срабатывания tсз1 и tсз2, а также токи срабатывания реле тока Iср1 и Iср2 этих защит,

2) выбрать схему включения реле тока МТЗ 1 и 2 и оценить чувствительность МТЗ 1 и 2.

Рис. 3.1. Схема сети

В расчетах принять коэффициент отстройки kотс=1,2; коэффициент возврата kв= 0,9; коэффициент запуска двигателей нагрузки kз = 1,5; ступень селективности Δt = 0,5 с. Максимальные рабочие токи нагрузок, токи трехфазных КЗ и времена срабатывания МТЗ 3-6 приведены в табл. 3.1. Трансформаторы тока (ТА) выбираются в соответствии со шкалой первичных номинальных токов Iном и коэффициентов трансформации КI (табл. 3.2).

Методические указания

К п. 1). Токи и времена срабатывания МТЗ 1 и 2 выбираются в соответствии с выражениями (2.1) — (2.5), приведенными в методических указаниях к упражнению 2. После определения тока срабатывания защиты рассчитывается ток срабатывания реле Iср, значение которого зависит от схемы соединения вторичных обмоток трансформаторов тока и его коэффициента трансформации:

где kсх(3) коэффициент схемы в симметричном режиме (определяется как отношение тока в обмотке реле к вторичному току ТА); КI — коэффициент трансформации трансформатора тока (определяется как отношение первичного номинального тока Iном к вторичному номинальному току 5 А). Трансформаторы тока для защит следует выбирать с первичными номинальными токами, большими соответствующих максимальных рабочих ТОКОВ (Iраб.maxI и Iраб.max2), т.е.

Значения kсх(3) зависят от схемы соединения ТА и цепей тока защит, варианты выполнения которых приведены на рис. 3.2.

Рис. 3.2. Варианты выполнения схем токовых защит от междуфазных КЗ

К п. 2). В сетях с Uном≤35кВ, в которых не бывает однофазных КЗ, защиты линий целесообразно выполнять с двумя ТA (двухфазные схемы), обычно включаемыми во всей сети в одноименные фазы (А и С). В сетях с Uном≥110кВ, которые работают с глухо заземленными нейтралями трансформаторов (автотрансформаторов), для защит необходимо иметь ТА во всех трех фазах (трехфазные схемы) для обеспечения их работы и при однофазных КЗ.

На практике применяются следующие схемы токовых защит, приведенные на рис. 3.2:

а — неполная звезда (двухфазная с двумя реле тока КА1 и КА2);

б — неполная звезда (двухфазная с тремя реле тока, в которой третье реле тока КАЗ включено на сумму токов двух фаз);

в — полная звезда (трехфазная с тремя реле тока);

г — полный треугольник (трехфазная с тремя реле тока);

д — неполный треугольник (двухфазная с одним реле тока).

Для реализации защит от междуфазных КЗ используют двухфазные схемы. На участке 2 следует рассмотреть возможность использования схемы неполного треугольника (см. рис. 3.2, д), как наиболее простой. В случае недостаточной се чувствительности следует перейти к схеме неполной звезды (см. рис. 3.2, а). Чувствительность защиты 2 оценивается коэффициентом чувствительности

где Iр.min — минимальный ток, протекающий в реле тока при КЗ в конце защищаемого участка (точка К2) и в конце резервируемого участка (точка К4). Минимальное значение тока Iр.min имеет место при двухфазном КЗ, поскольку в месте КЗ имеет место следующие соотношения.

Минимальное значение тока Iр.min имеет место при двухфазном КЗ, поскольку в месте КЗ имеет место следующее соотношение:

При КЗ в точке К2 проверяется чувствительность защиты 2 как основной:

а в точке К4 — как резервной:

Согласно ПУЭ [3] необходимо иметь kч.осн≥1,5 и kч.рез≥1,2.

Если схема неполного треугольника для защиты 2 не удовлетворяет требованиям ПУЭ, следует перейти к схеме неполной звезды (см. рис. 3.2а), коэффициенты чувствительности которой при КЗ в тех же точках будут больше в √3 раз. Это связано с тем, что для этой схемы 1, а значит в соответствии с выражением (3.1) ее ток Iср будет меньше в √3 раз по сравнению со схемой неполного треугольника.

Для схемы защиты 1 головного участка следует рассмотреть схему неполной звезды с двумя реле (см. рис. 3.2а), если ее чувствительность окажется достаточной при КЗ за понижающим трансформатором Т (точка КЗ), или с тремя реле (см. рис. 3.2б) в противном случае. Схема с тремя реле тока при двухфазном КЗ за трансформатором с соединением обмоток Y/Δ-11 в 2 раза более чувствительна, чем схема с двумя реле (см. рис. 1.5, упражнение 1).

Из векторных диаграмм рис. 1.8 и 1.11 следует невозможность использования схемы неполного треугольника для защиты 1. В результате расчета коэффициентов чувствительности защиты 1 при КЗ в точке К1 (как основной) и в точках К2 и К2 (как резервной) выбирается приемлемая схема.

Пример расчета МТЗ I и 2 по варианту а).

1. Определяем Iраб.max 2 и Iраб.max1 :

2. Определяем токи срабатывания МТЗ:

3. Определяем времена срабатывания защит:

4. Выбираем по табл. 3.2 ТА для защит 1 и 2 — KI = 100/5.

5. Принимаем для защиты 2 схему неполного треугольника (kсх(3)=√3) и определяем ток срабатывания реле:

6. Проверяем чувствительность МТЗ 2 в точках К2 и К4:

т.е. МТЗ 2 выполняется по схеме неполного треугольника.

7. Принимаем для защиты 1 схему неполной звезды (kсх(3)= 1) и определяем ток срабатывания реле:

8. Проверяем чувствительность МТЗ 1 в точках Kl, К2 и КЗ:

т.е. МТЗ 1 должна быть выполнена по схеме неполной звезды с тремя реле, у которой

Таблица 3.1