5.2. Чувствительность мтз
П
роверка ведется по минимальному значению тока КЗ IK min при повреждении в конце зоны МТЗ, которая должна охватывать защищаемую ЛЭП и резервировать РЗ следующего участка (второго), т.е. линию W2 и трансформаторы, отходящие от шин приемной подстанции В (рис.5.4). Минимальный ток КЗ рассчитывается для реального минимального режима на электростанциях и в сетях, питающих ЛЭП.
Чувствительность МТЗ оценивается коэффициентом чувствительности
(5.7)
Коэффициент чувствительности для защищаемой ЛЭП считается допустимым, если kч ≥ 1,5, при КЗ на резервируемом участке допускается kч ≥ 1,2.
5.3. Выдержки времени защиты
5.3.1. Ступень времени
Для обеспечения селективности выдержки времени МТЗ выбираются по ступенчатому принципу (см. рис.4.1). Разница между временем действия МТЗ двух смежных участков (например, А и В на рис.5.5) называется ступенью времени или ступенью селективности:
(5.8)
Ступень Δt должна быть такой, чтобы при КЗ на каком-нибудь участке сети (например, на wb) МТЗ соседнего участка (т.е. на WA) не успевала сработать.
Чтобы МТЗ ЛЭПA не сработала при КЗ на предыдущем участке, она должна иметь выдержку времени, большую времени отключения на wb:
где tзВ – выдержка времени МТЗ В; tп В – положительная погрешность в сторону замедления реле времени МТЗ В; tB В – время отключения выключателя wb с момента подачи импульса в катушку отключения до разрыва тока КЗ контактами выключателя. Приняв запас tзап и учтя, что МТЗ А может из-за погрешности реле времени снизить выдержку времени на величину tп A (отрицательная погрешность), получим
(5.8a)
Отсюда минимальная ступень времени
(5.9)
Согласно выражению (5.9) выбирается ступень для МТЗ с независимой характеристикой. Что касается МТЗ с зависимой характеристикой, выполняемых с помощью индукционных реле, то они могут продолжать работать по инерции после отключения тока КЗ. Поэтому ступень времени у таких МТЗ должна быть увеличена на время инерционной ошибки реле tи:
(5.10)
Для применяемых в эксплуатации реле и выключателей ступень времени колеблется у МТЗ с независимой выдержкой времени в пределах 0,35-0,6 с, а у МТЗ с зависимой или ограниченно зависимой характеристикой 0,6-1 с. При согласовании с быстродействующей РЗ погрешность ее не учитывается (tп B = 0), и тогда Δt= 0,35 ÷ 0,4с.
5.3.2. Выбор времени действия мтз
Согласование МТЗ с независисимыми характеристиками. Считая, что выдержка времени МТЗВ задана, выдержку времени МТЗА (см. рис.5.4) определяют по выражению
(5.11)
5.3.3. Согласование мтз с зависимыми характеристиками
Выдержки времени МТЗ с зависимой или ограниченно зависимой характеристикой также должны удовлетворять условию (5.11), но, поскольку время действия этих реле зависит от тока, необходимо задавать пределы тока, при которых это условие должно выполняться. Положим, что ЛЭП, показанные на рис.5.5, а, оборудованы МТЗ, имеющей ограниченно зависимую характеристику. Требуется выбрать характеристику МТЗА (рис.5.5, а) и согласовать ее с характеристикой МТЗВ, которая известна. МТЗА должна иметь время на ступень больше МТЗВ при всех КЗ в пределах зоны совместного действия МТЗА и МТЗВ, т.е. на WB. Если при КЗ в точке К1 (начало зоны МТЗВ) ток КЗ, проходящий через МТЗА и МТЗВ, равен IК1, то при всех КЗ за точкой К1, т.е. в зоне работы МТЗВ, токи КЗ будут меньше. Следовательно, условие селективности (5.11) должно выполняться при токе IK1 max и всех токах, меньших его. В случае КЗ на ЛЭПA время действия МТЗА не должно согласовываться с МТЗВ и может быть сколь угодно малым; при этом ток КЗ, проходящий через МТЗА, будет больше IK1 max. Из этих условий вытекает следующий порядок подбора зависимых характеристик:
1) строится исходная характеристика t = f(I) МТЗВ, с которой согласуется МТЗА (рис.5.5, б);
2) определяется максимальное значение токов КЗ IK1 max, проходящих через МТЗА и МТЗВ при повреждении в начале участка, защищаемого МТЗВ (в точке К1) (рис.5.5, а);
3) пользуясь заданной характеристикой МТЗВ, находим ее выдержку времени tB1 при токе IK1 max, т.е. при КЗ в начале защищаемой зоны, в точке К1 (рис.5.5, б);
4) по условию селективности выдержка времени МТЗА при токе IK1 max Должна превышать время tB1 МТЗВ на ступень Δt:
(5.12)
Это условие должно выполняться при токах I ≤ IK1 max;
5) выбранная характеристика МТЗА строится совместно с характеристикой МТЗВ для наглядной проверки выполнения условия (5.12) при токах КЗ, равных и меньших IK1 max. Совместное построение характеристик нескольких МТЗ удобно вести относительно первичных фазных токов, но при этом нужно учитывать схему соединения токовых цепей МТЗ, от которой зависит соотношение между током в реле и током в фазе, т.е. kcx. Если согласуемые МТЗ находятся на разных сторонах силового трансформатора, то их характеристики нужно привести к токам одного напряжения. Выдержка времени МТЗА с независимой характеристикой при согласовании ее с ограниченно зависимой характеристикой МТЗ WB отстраивается по времени (рис.5.5, в) от t‘з В при токе IВ = Iс.з А : tс.з А = t‘с.з В +Δ t. При токах IВ > tс.з А выдержка времени tB уменьшится и, следовательно, селективность будет обеспечена.
Какой коэффициент чувствительности мтз линии в зоне основного действия
Рис. 1. Схема сети: а – расчетная схема; б – токи КЗ; в – диаграмма селективности
Третьей ступенью трехступенчатой токовой защиты является максимальная токовая защита (МТЗ), предназначенная для ближнего и даль него резервирования. Под ближним резервированием понимают дей ствие этой защиты на отключение при отказе первой и второй ступени своего комплекта защиты, если КЗ произошло на защищаемой линии. Если короткое замыкание произошло в точке К1, а МТО1 и ТОВВ1 не сра ботали (например из-за повреждений в их цепях), то должна срабатывать МТЗ1 и подавать управляющий сигнал на отключение выключателя Q 1. Таким образом, она резервирует отказавшие защиты МТО1 и ТОВВ1. При коротком замыкании в точке К3 (в конце линии W 1, т. е. в “мертвой зоне“ защиты А1 ) защита МТО1 в принципе не может с рабатывать. В этом случае на отключение линии W 1 (выключателя Q 1) должна действовать защита ТОВВ1. Ее действие при отказе резервирует зашита МТЗ1, выполняя при этом функцию ближнего резервирования.
При дальнем резервировании защитой МТЗ1 выполняется, например, действие ее на отключение выключателя Q 1 при КЗ в точке К4 в том случае, когда отказал весь второй комплект защит (А4, А5, А6) или по какой-либо причине не отключился выключатель Q 2. Такие случаи иногда имеют место на практике, напри мер, вследствие возможных повреждений механической части выключателя, ошибок персонала и т. д. Ближнее и дальнее резервирование защит повышает надежность релейной защиты и электриче ской системы в целом. Для надежного обеспечения дальнего резервирования МТЗ должна иметь достаточно высокую чувствитель ность при КЗ не только на защищаемом, но и на всем последующем элементе. Следовательно, МТЗ1 должна иметь высокую чувствительность при коротких замыканиях не только при КЗ на всей линии W 1, но и при КЗ на линии W 2 и в нагрузке Н 1. По этой причине ее ток срабатывания отстраивают не от токов коротких замыканий, как это делалось для отсечек, а от токов нормаль ных режимов, которые по величине гораздо меньше токов КЗ. Этот факт обеспечивает более высокую чувствительность МТЗ по сравнению с отсечками (МТО и ТОВВ). Селективность же максимальной токовой защиты обеспечивается соответствующим выбором ее выдержки времени ( t 111 c з1 ).
Выдержка времени максимальных токовых защит нарастает по мере п риближения к источнику питания. Предположим, что известны выдержки времени защит МТЗ, установленных на потребителях (нагрузках Н1, Н2, Н3). Пусть они равны 0,5 с, 1 с и 1с соответственно. Определим выдержки времени МТЗ (т. е. защит А6, А8, А10) . Для этого необходимо предварительно рассмотреть понятие сту пени селективности. Под ним понимают мин имальную разность между выдержками времени защит смежных участков, п ри которой обеспечивается селективность действия этих защит.
Расс мотрим взаимодействие комплектов 1 и 2 защит. Для того, чтобы защита комплекта 1 срабатывала не раньше, чем соответствующая защита комплекта 2, ее выдержка времени должна быть больше выдержки времени за щиты комплекта 2, по крайней мере, на ступень селективности, которую определяют по выражению:
где t п2 – погрешность в сторону замедления реле времени защиты 2; t п1 – погрешность в сторону уменьшения выдержки времени защиты 1; t ов – время отключения выключателя Q 2 с момента подачи сигнала в его цепь управления до момента разрыва тока КЗ контактами выключателя; t зап – время запаса.
Обычно полагают, что Δt = 0,3…0,6 с.
На основе изложенного выше определим, применительно к рассматриваемой схеме, выдержку времени МТЗ2. Она должна быть на ступень селективности (примем Δt = 0,5 с) больше самой большой из выдержек времени защит, y ста новленных на потребителях нагрузок H 2, Н3. С учетом (5) принимаем ее равной t 2 = t 3 + 0,5 с. Вы держку времени МТЗ2 комплекта 2 отстраивают от выдержки времени защиты, установленной на потребителях, питающихся от шин подстанции ПС-3. Полагая t 3 = 2 с, получим t 2 = t 3 + 0,5 = 2 + 0,5 = =2,5 с. О пределим выдержку времени защиты МТЗ1 из условия отстройки ее от защит, установленных на потребителях нагрузки Н1, Н2, Н3. Пусть в ы держка времени МТЗ4 составляет t 4 = 1,2 с. Тогда t 1 =макс < t 2 ; t 4 > + 0,5 = макс <2,5; 1,2>+0,5 = 2,5 + 0,5 = 3,0 с.
Теперь короткое замыкание на каждом последующем элементе (например, на линии W 2) будет отключаться защитой предыдущего элемента (например МТЗ1, установленной на выключателе Q 1) только в том случае, если за щита последующего элемента (ТОВВ2, МТЗ2) отказала в действии или отказал вы ключатель Q 2 . Если же, например, защита МТЗ2 исправна, то она успевает о т ключить вы ключатель Q 2 и разорвать цепь тока КЗ еще до того, как защита МТЗ1 могла бы подействовать на отключение вы ключателя Q 1. После отключения вы ключателя Q 2 ток в сети резко уменьшается, и защита МТЗ1 уже не срабатывает.
Ток срабатывания максимальной токовой защиты определяют следующим образом:
Ксзп = I сзп / I раб макс , Ксзп апв = I сзп апв / I раб макс , (9)
где Котс = 1,1…1,2 – коэффициент отстройки; Кв – коэффициент возврата токовых реле, который принимают равным 0,85 – для реле серии РТ-40; 0,9 – для реле серии РСТ ; Ксзп = 2,0…3,5 – коэффициент самозапуска; I сзп – ток самозапуска, протекающий по защищаемой ЛЭП при самозапуске электродвигателей после отключения КЗ на последующих участках сети; I раб макс – максимальный рабочий ток, проходящий по защищаемой ЛЭП (без учета самозапуска электродвигателей); I сзп апв – ток, протекающий по защищаемой ЛЭП в процессе самозапуска электродвигателей (при автоматическом повторном вклю чении защищаемой ЛЭП); Ксзп апв = =4,0…6,0 – коэффициент самозапуска при наличии АПВ; I 111 сз1 , I 111 сз2 – токи срабатывания МТЗ1 и МТЗ2 соответственно.
Рассмотрим подробно расчетные выражения (6, 7, 8).
Каждое из этих выражений следует использовать для соответствующего расчетного режима, в кото ром необходимо обеспечить правильное действие защиты.
Предположим, что в начале линии W 2 произошло короткое замыкание. П ри этом одновременно должны сработать токовые измерительные реле защит МТЗ1 и МТЗ2. Эти реле одновременно подадут питание в обмотки своих реле времени. В результате этого одновременно начнут работать оба реле времени (начнут отсчет времени в соответствии с выдержками времени, которые установлены на них). Начиная с момента возникновения КЗ напряжение на шинах подстанции ПС-2 резко снижается, и электродвигатели (нагрузка Н1), питающиеся от этой подстанции (через выключатель Q 4) , начинают затормаживаться. После истечения выдержки времени МТЗ вто рого комплекта защиты срабатывает защита МТЗ2. Она отключает выключатель Q 2 и напряжение на шинах ПС-2 во сстанавливается, а затормозившиеся электродвигатели (нагрузка Н1) начинают потреблять повышенный ток, увеличивая свою скорость вращения до номинальной. При этом ток овые реле защиты МТЗ1 должны вернуться в исходное состояние. В противном случае (по истечении своей выдержки времени) защита МТЗ1 неселективно отключит выключатель Q 1.
Для возвращения токового реле (защиты МТЗ1) в исходное состояние (и разрыва цепи питания своего реле времени) необ ходимо обеспечить выполнение условие возврата:
I 111 возвр 1 = Котс I сзп , (10)
где I 111 возвр 1 – ток возврата МТЗ1 в исходное состояние.
Рассмотрим режим, соответствующий выражению (7). П редположим, что КЗ произошло на линии W 1, и она была от ключена своей защитой (например, МТО1 или ТОВВ1). Известно, что возникающие на ЛЭП повреждения (КЗ) с большой вероятностью самоустраняются во время бестоковой паузы, т. е. в течение промежутка времени, при котором ЛЭП обесточена (отключено питание). Через некоторое время, которое обычно составляет доли секунды, такую ЛЭП с помощью устройства автоматического повторного включения (АПВ) вновь вклю чают под напряжение. При этом короткое замыкание самоликвидируется, а на линии (после подключения источника питания) восстанавливается нормальное напряжение и обеспечивается ее нормальное функционирование (снабжение потребителей электрической энергией).
В этом случае за время бестоковой паузы электродвига тели потребителей (нагрузка Н1) успевают затормозиться в большей степени, чем это было в описанном выше режиме. Поэтому, после бестоковой паузы и повторного включения ЛЭП, они будут потреблять больший ток самозапуска I сам апв , чем аналогичный ток при отсутствии АПВ. Поскольку при отключении линии W 1 ее защита автоматически возвращается в исходное состояние (так как ток в цепи становился равным нулю), то возврата то ковых реле в исходное состояние в рассматриваемом случае не требуется. Для того, чтобы МТЗ1 в этом случае не срабатывала, не требуется учета коэффициента возврата реле, а необходимо лишь чтобы при протекании по линии W 1 (и по защите) тока самозапуска I сам апв обеспечивалось условие (7).
Условие (8) выполняет согласование защит смежных участков по чувст вительности. Если при каком-либо удаленном коротком замыкании в сети МТЗ2 не “чувствует” этого КЗ, то его не должна “чувствовать” и МТЗ1 , т. е. ток срабатывания МТЗ1 должен быть больше, чем ток сраба тывания МТЗ2. В противном случае МТЗ1 будет действовать неселективно.
В зависимости режима работы сети в расчетах используют соответствующие выражения (6), (7) или (8). В конечном итоге принимают большее из полученных по этим выражениям значение, которое обеспечивает селектив ность срабатывания защиты во всех возможных режимах работы сети.
Для проверки чувствительности защиты МТЗ используют коэффи циент чувствительности
К 111 ч = I кз мин / I 111 сз , (11)
где I кз мин – м инимальный ток КЗ, протекающий в месте уста новки защиты при КЗ в расчетной точке.
Заметим, что МТЗ выполняет резервные функции:
– по отношению к другим ступеням защиты своего ком плекта (при КЗ на защищаемой линии – ближнее резервирование);
– по отношению к защитам и выключателям смежных (предыдущих) участков сети (при КЗ на соответствующих элементах сети – дальнее резервирование).
В соответствии с этим производят расчет коэффициента чувствительности для двух указанных случаев:
– при металлическом КЗ в конце защищаемой ЛЭП (в точке К3 для МТЗ1 и работе системы в минимальном режиме), при этом Кч должен быть не менее 1,5;
– при металлическом КЗ в конце смежного элемента сети (в точке К8 – в конце присоединения, подключенного выключателем Q 4), при этом Кч должен быть н е менее 1,2.
Если коэффициент чувствительности хотя бы в одном из расчет ных режимов окажется меньше допустимого, то следует применить за щиты технически более совершенные, чем МТЗ (например, MT З с блокировкой по напряжению, дистанционную защиту и т. д.).
Для нормального функционирования защиты необходимо пра вильно установить расчетные параметры реле (уставки). В рассматриваемой за щите ими являются: ток срабатывания измерительного токового реле каждой ступени (т. е. уставки по току) ; время срабатывания реле времени (соответствующих ступеней). Расчет этих уставок приведен выше.
Ток срабатывания реле определяется следующим образом:
где I сз – ток срабатывания защиты (соответствующей ступени); Ксх – коэффициент схемы, равный отношению тока в реле к току во вторичной обмотке соответствующего трансформатора тока (для схемы соединения трансформаторов тока в полную или неполную звезду Ксх = 1);
К I – коэффициент трансформации измерительного трансформаторов тока .
Расчет уставок релейной защиты. Расчёт уставок МТЗ и ТО отходящих линий 10 кВ
Ксзп — коэффициент самозапуска, представляющий собой отношение тока при самозапуске электродвигателей к предаварийному рабочему току; значение его зависит от вида нагрузки и может колебаться в очень широких пределах от 1 до 4;
Iрабmax – максимальное значение рабочего тока (тока нагрузки) защищаемого участка
Время срабатывания защиты tсзвыбирается из следующих условий:
· Обеспечения термической стойкости трансформатора, для чего tсз не должно превышать допустимых значений;
· Обеспечения селективности по отношению к защитам предыдущих и последующих элементов.
По условию селективности для защит с независимыми характеристиками время срабатывания последующей защиты определяется по условию (29) [3, с.85]:
tсз2пред – время срабатывания предыдущей защиты 2;
Dt – ступень селективности, значение которой для микропроцессорных устройств принимается равной 0,3.
Чувствительность МТЗ характеризуется коэффициентом чувствительности Кч, который определяется как отношение минимального двухфазного КЗ в конце защищаемой зоны к току срабатывания защиты.
Согласно [2, с.267] Кч должен быть не менее 1,5.
Ток срабатывания токовой отсечки (ТО) определяем по выражению:
Кн – коэффициент надёжности (1,2-1,3);
I (3) кmaxкл – трёхфазный ток КЗ в конце защищаемой зоны.
Коэффициент чувствительности ТО определяется по выражению:
I (2) кmin – минимальный двухфазный ток КЗ в начале защищаемой зоны;
Iс.о. – ток срабатывания ТО.
Допускается проверка Кч по трёхфазному току КЗ.
1.5.1. Расчёт уставок МТЗ и ТО отходящих линий 10 кВ
Приведём пример расчёта уставок КЛ- №401
По данным Городского РЭС КЛ-№401 питает в нормальном режиме три ТП, ТП-1 мощностью 250 кВА ,ТП-2 мощностью 2x250 кВА и
ТП-3 мощностью 160 кВА.
Максимальный рабочий ток линии определяем по выражению:
åS – сумма мощностей установленных ТП;
Uср – среднее напряжение (10,5 кВ).
Определяем ток срабатывания защиты (МТЗ):
Принимаем Кн = 1,1; Ксзп = 2,5; Кв = 0,96;
Определяем коэффициент чувствительности в основной зоне:
Согласно таблице 1.2.2. двухфазный ток КЗ в конце линии равен 3687.55 А.
Коэффициент чувствительности удовлетворяет заданным требованиям.
Время срабатывания защиты линии принимаем :
tсз = 0,2 с.
Определяем ток срабатывания ТО:
I (3) кmax – максимальное значение тока трёхфазного КЗ;
Кн =1,2 – коэффициент надёжности;
Определяем коэффициент чувствительности:
Коэффициент чувствительности удовлетворяет заданным условиям.
Для остальных отходящих линий 10 кВ, ток срабатывания защит и коэффициент чувствительности определяется аналогично.
Максимальная токовая защита: МТЗ, принцип действия, реализация, схемы, выбор уставок
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:
— ток срабатывания защиты 2РЗ, величина, которую мы и определяем
— 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.
— 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.
— коэффициент возврата максимальных реле тока; для цифровых — 0,96, для механики — 0,65-0,9 (зависит от типа реле)
— 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:
— ток срабатывания защиты 2РЗ
— коэффициент надежности согласования, величина данного коэффициента от 1,1 до 1,4. Для реле РТ-40 — 1,1, для РТВ — 1,3…1,4.
— 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:
— 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.
— 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)
МТЗ с независимой выдержкой времени
МТЗ – основная защита для воздушных линий с односторонним питанием. МТЗ оснащаются не только ЛЭП, но также и силовые трансформаторы, кабельные линии, мощные двигатели напряжением 6, 10 кВ.
Рис. 4.2.1
Расположение защиты в начале каждой линии со стороны источника питания. На рис. 4.2.1 изображено действие защит при в точке К. Выдержки времени защит подбираются по ступенчатому принципу и не зависят от величины тока, протекающего по реле.
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:
— междуфазное напряжение системы в минимальном режиме работы (0,9…0,95), В
— уже знакомый коэффициент надежности = 1,1…1,2
— 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
— собственный емкостной ток фидера
— коэффициент надежности равный 1,2
— коэффициент броска емкостного тока при возникновении ОЗЗ
— 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.
Релейная защита: чувствительность и её коэффициент
В отечественной практике термином «чувствительность» принято обозначать свойство релейной защиты, позволяющее выявлять расчётные виды повреждений и ненормальных режимов энергосистемы в зоне действия релейной защиты.
В ПУЭ [1] понятие, обозначаемое термином «чувствительность» [2] используют для характеристики любых защит, независимо от напряжения электроустановки, но определение понятия, обозначаемого этим термином в данном документе нет.
Если чувствительность некоторых изделий можно определить непосредственно [1], то в релейной защите эту характеристику оценивают косвенно, причём способ оценки зависит от напряжения электроустановки [1].
Здесь необходимо отметить, что во многих других странах оценку чувствительности не производят [3].
Согласно ПУЭ для оценки чувствительности защит в электроустановках напряжением свыше 1000 В применяют коэффициент чувствительности [4, 5, 6].
Значение коэффициента чувствительности для защит, реагирующих на возрастание контролируемой величины, находят как отношение их расчётных значений в пределах защищаемой зоны к уставке срабатывания.
Для токовых защит линии коэффициент чувствительности в общем случае находят по формуле:
где — минимальный ток короткого замыкания для защищаемой линии (обычно – в конце защищаемого участка); — ток срабатывания защиты.
Принято считать, что в общем случае такая защита будет работать правильно, если выполняется соотношение:
Найденное по этой формуле (1) значение коэффициента чувствительности должно быть не меньше нормированного значения, установленного в [1], и которое в зависимости от вида защиты может изменяться от 1,5 до 2,0.
В [3] показано, что при изменении значения коэффициента чувствительности от 1,2 до 1,4 вероятность срабатывания защиты изменяется незначительно, от 0,998 до 1,000.
Рассмотрим теперь, как рекомендуют определять коэффициент чувствительности токовой отсечки в одной из методик расчёта уставок (см. [4], пример 2.1).
Для экономии места исходные данные для расчёта приведены в экспликациях к формулам.
Расчёт начинают с определения пускового тока электродвигателя I пуск эд по формуле:
I пуск эд = k пуск · I ном = 5,7 · 113,2 = 645 А (2)
где k пуск – каталожное значение пускового тока, равное 5,7 для асинхронного электродвигателя серии А4;
I ном – номинальный ток электродвигателя, определенный по известным значениям номинальной мощности, номинального напряжения, коэффициентв полезного действия и мощности или взятый из каталожных данных.
Пусковой ток может быть определён и по приведенному в каталожных данных номинальному току электродвигателя.
Наименьшее значение тока двухфазного КЗ на выводах электродвигателя находим по формуле:
где – = 3500 — значение тока трехфазного КЗ на вводах питания асинхронного электродвигателя в минимальном режиме работы системы (приведено в исходных данных для расчёта).
Ток срабатывания токовой отсечки рассчитывают по формуле:
Коэффициент чувствительности защиты при двухфазном КЗ находим по формуле (1), подставив в неё найденные значения:
На основании выполнений расчётов в методике [4] сделан вывод: «коэффициент чувствительности ТО получился меньше двух».
Можно ли говорить, что уменьшение коэффициента чувствительности всего на 7% (2,00-1,86=0,14; 0,14/2,00=0,07) по сравнению со значением, указанным в ПУЭ, делает данную защиту непригодной?
Отметим, что если в формуле (5) будет использовано расчётное значение = 3031 А, вместо округлённого (3000) расчётное значение коэффициента чувствительности будет всего на 6% (3031/1612 = 1,88) меньше значения, рекомендованного ПУЭ.
Приблизительность такого подхода видна и в том, что в формуле (4) условием несрабатывания ТО при пуске электродвигателя служит выбор множителя, равного 2,5, что и приводит к увеличению расчётного тока и, в конечном итоге, уменьшению коэффициента чувствительности.
Если предположить, а потом опытным путем доказать, что токовая отсечка не будет срабатывать при выборе уставки, равной 2,35 пускового тока электродвигателя, то значение коэффициента чувствительности и при пусковом токе 645 А будет удовлетворять требованиям ПУЭ.
В рассматриваемой методике вместо уменьшения множителя в формуле (4) предложено аналогичное по своей сути действие – уменьшение второго сомножителя путём «уточнения» пускового тока электродвигателя [2].
Отметим, что в любом случае реальный пусковой ток электродвигателя останется неизвестным, а все выводы будут основаны на расчетах, выполненных по каталожным данным электродвигателя.
В методике предложено использовать известную формулу (6) для нахождения пускового тока электродвигателя по найденным расчётным путём сопротивления питающей системы = 0,92 Ом и пускового сопротивления электродвигателя = 5,37 Ом:
Ток срабатывания токовой отсечки при таком значении пускового тока составит:
В этом случае значение коэффициента чувствительности возрастает до:
Если в исходную формулу (5) поставить расчётное значение тока А, то значение коэффициента чувствительности возрастет ещё больше и станет равным 2,18.
После получения искомого результата в методике [4] сделан вывод: «Коэффициент чувствительности ТО получился больше двух, поэтому применять дифференциальную защиту не требуется».
Заключение о таком выводе читатель может сделать самостоятельно.
В электроустановках напряжением до 1000 В для оценки чувствительности токовых защит вместо «коэффициента чувствительности» ПУЭ предусматривает другую характеристику – кратность тока короткого замыкания, задаваемую в процентах по отношению к:
— номинальному току плавкой вставки предохранителя;
— току уставки автоматического выключателя с максимальным расцепителем мгновенного действия;
— номинальному току расцепителя с нерегулируемой обратнозависимой от тока характеристикой;
— току трогания расцепителя с регулируемой обратнозависимой от тока характеристикой.
Значения кратности тока согласно [1] в зависимости от типа аппарата защиты может находится в диапазоне:
Разделив правую и левую часть неравенства на 100%, можно убедиться, что по своей сути это немного видоизменённый способ задания коэффициента чувствительности.
Сказанное выше позволяет сделать такие выводы:
Использование термина «чувствительность релейной защиты», прежде всего является данью традиции, а понятие, обозначаемое этим термином, не имеет стандартизированного определения.
Оценка чувствительности релейной защиты по-разному, в зависимости от напряжения электроустановки, создаёт ложное впечатление о различии понятий, обозначаемых разными терминами:
— «кратность тока короткого замыкания» (используют в электроустановках напряжением до 1000 В);
— «коэффициент чувствительности» (применяют в электроустановках напряжением свыше 1000 В).
Нормирование «коэффициента чувствительности», а тем более проверка этого коэффициента при расчетах уставок защит, во многом обусловлено свойствами применявшихся ранее реле защиты и перенесено на цифровые устройства без достаточных технических обоснований.
Правила устройства электроустановок. М.: Главгосэнергонадзор России, 1998, 608 с.
Чувствительность // [Электронный ресурс «Всё о релейной защите], Режим доступа (Материал первоначально был размещён здесь).
Шалин А. И. Надёжность и диагностика релейной защиты энергосистем. Новосибирск, издательство НГТУ, 2002, 384 с.
Гондуров С. А., С. В. Михалев, М. Г. Пирогов, А. Л. Соловьёв. Релейная защита электродвигателей напряжением 6-10 кВ терминалами БМРЗ. Методика расчёта. С-Петербург, ПЭИПК, 2013, 60 с.
Чернобровов Н. В., Семёнов В. А. Релейная защита энергетических систем. М.: Энергоатомиздат, 1998, 800 м.
Коэффициент чувствительности // [Электронный ресурс «Всё о релейной защите], Режим доступа.
Что такое коэффициент чувствительности защиты?//[Электронный ресурс], Режим доступа.
Например, в метрологии чувствительности средства измерения находят как отношение изменения выходного сигнала к изменению измеряемой величины.
Для получения требуемого значения коэффициента чувствительности пусковой ток не должен превышать 600 А
.