Проектирование релейной защиты участка электрической сети напряжением от 0,4 до 35 кВ

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

Распределительные электрические сети напряжением 6-35 кВ (в ряде случаев до 110 кВ) осуществляют поставку электроэнергии практически всем потребителям: большим и малым промышленным предприятиям, сельскому и коммунальному хозяйству, электрифицированным железным дорогам, газопроводам и нефтепроводам. При этом 75% всех нарушений электроснабжения потребителей происходит именно в распределительных электрических сетях.

Надежность потребителей в этих сетях обеспечивается комплексом технических решений, в том числе сооружений двух или более питающих линий (ЛЭП), установкой на каждой подстанции (ПС) не менее двух понижающих трансформаторов, секционированием ЛЭП и распределительных устройств коммутационными аппаратами, а также путем использования совершенных средств управления, защиты и автоматики (РЗА). [1]

Задание на проектирование

Разработать защиту участка электрической сети, состоящего из нескольких линий электропередач и трансформаторных подстанций с номинальным напряжениями от 0,4 до 35 кВ. Исходными данными служат однолинейные электрические схемы; основные параметры линий электропередач, трансформаторов, электрических нагрузок и их собственных защит.

Таблица 1. Параметры электрической сети

Наименование расчетного параметра	Значение параметра
Мощность трехфазного КЗ на шинах ПС1, МВА	560
Типы выключателей на стороне 35 кВ на стороне 6-10 кВ	выбрать самостоятельно
Напряжение оперативного тока подстанции	ПС1	выбрать самостоятельно
	ПС2
	ПС3
Мощность трансформатора, МВА	Т1	6,3
	Т2	6,3
	Т3	4
	Т4	0,4
	Т5	0,16
	Т6	0,25
Длина линии электропередачи, км	W1	3
	W2	3
	W3	4
	W4	2
	W5	3
	W6	4
Место установки устройства АВР	ПС3
Место установки устройства АПВ	выбрать самостоятельно

Таблица 2. Параметры электрических нагрузок

Нагрузка	Значение параметра
	Мощность S, МВА	Коэффициент самозапуска	Выдержка времени защиты, с
Н1	1,8	2,3	0,8
Н2	1,7	2,0	0,9
Н3	2,0	2,2	0,9
Н4	1,5	2,5	0,8

Рисунок 1 ? Участок электрической сети

Выбор оборудования

Произведем выбор оборудования для участка электрической сети, представленного на рисунке 1.

В таблицах 3 - 6 приведены буквенные обозначения величин:

SНОМ.ТN - номинальная мощность n-го силового трансформатора, МВА;

SНГN - расчетная мощность n-ой нагрузки, МВА;

UНОМ.С - номинальное напряжение сети, кВ;

UНОМ - номинальное напряжение оборудования, кВ;

UНОМ.ВН - номинальное напряжение на высшей стороне (ВН) трансформатора, кВ;

UНОМ.НН - номинальное напряжение на низшей стороне (НН) трансформатора, кВ;

IНОМ - номинальный ток оборудования, А;

IРАБ.MAX - максимальный рабочий ток утяжеленного режима, А;

IПО.К3 - начальное действующее значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ, кА;

IК3.MIN - минимальное значение тока КЗ на отходящем присоединении, кА;

iУД - ударный ток трехфазного КЗ, кА;

IНОМ.ОТКЛ - номинальный ток отключения выключателя, кА;

IНОМ.ВКЛ - номинальный ток включения выключателя, кА;

iПР.СКВ - мгновенное значение предельного сквозного тока трехфазного КЗ, кА;

IТ.СТ - ток термической стойкости, кА;

tОТКЛ - полное время отключения тока КЗ, с;

ТА - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, с;

tТ.СТ - время термической стойкости оборудования, с;

вНОМ - нормированное процентное содержание апериодической составляющей в отключаемом токе;

КСИС.ПЕР = 1,5 - допустимая систематическая перегрузка трансформатора по ГОСТ 14209-97;

КАВ.ПЕР = 1,5 - допустимая аварийная перегрузка трансформатора по ГОСТ 14209-97;

КN = 1 - поправочный коэффициент, учитывающий число проложенных в траншее кабелей;

КИ = 1 - поправочный коэффициент на максимально установившуюся температуру окружающей среды;

КW.ГР = 0,87 - поправочный коэффициент на степень влажности грунта (WГР = 8% ± 12% - глиняная почва);

КПЕР = 1,17 - поправочный коэффициент на перегрузку кабелей СПЭ выше 1 кВ при прокладке в земле.

Таблица 3. Выбор выключателей 35 кВ

Параметры ВВН-СЭЩ-П-35-25/1000		Расчетные данные
UНОМ = 35 кВ	=	UНОМ.РУ = 35 кВ
IНОМ = 1000 А	>>
IНОМ.ОТКЛ = 25 кА	>	IПО.К3** = 9,24 кА
==49,5 кА	>	13,6 кА
IНОМ.ВКЛ = 25 кА	>	IПО.К3** = 9,24 кА
iПР.СКВ = 63 кА	>	iУД = 23,5 кА
IТ.СТ2·tТ.СТ = 252·3 = 1875 кА2·с	>	17,93 кА2·с

Примечания:

IРАБ.MAX* - значение для выключателей вводных ячеек 35 кВ ПС;

IПО.КЗ** - ток трехфазного КЗ на шинах 35 кВ ПС1.

Таблица 4. Выбор выключателей 10 кВ

Параметры ВВУ-СЭЩ-Э3-10-20/1000		Расчетные данные
UНОМ = 10 кВ	=	UНОМ.РУ = 35 кВ
IНОМ = 1000 А	>>
IНОМ.ОТКЛ = 20 кА	>	IПО.К3** = 3,86 кА
==39,6 кА	>	5,9 кА
IНОМ.ВКЛ = 20 кА	>	IПО.К3** = 3,86 кА
iПР.СКВ = 50 кА	>	iУД = 10,1 кА
IТ.СТ2·tТ.СТ = 252·3 = 1875 кА2·с	>	3,13 кА2·с

Примечания:

IРАБ.MAX* - значение для выключателя вводной ячейки 10 кВ трансформатора Т1;

IПО.КЗ** - ток трехфазного КЗ на шинах 10 кВ ПС2.

Таблица 5. Выбор сталеалюминиевого провода 35 кВ

Параметры АС-95/16		Расчетные данные
IДЛ.ДОП' = IДЛ.ДОП • КИ = 330 А	>

Таблица 6. Выбор кабелей 10 кВ

Параметры АПвП-10 3х70(16)		Расчетные данные
UНОМ = 10 кВ	=	UНОМ.С = 10 кВ
	>
IТ.СТ2·tТ.СТ = 6,62·1 = 43,56 кА2·с	>	3,13 кА2·с

Примечания:

IРАБ.MAX* - значение для кабеля, отходящего от РУ-10 кВ ПС2;

IПО.КЗ** - ток трехфазного КЗ на шинах 10 кВ ПС2.

Выбор марки трансформатора произведем по заданной мощности и напряжениям сети. Примем

Т1 и Т2: ТМН-6300/35;

Т3: ТМН-4000/35;

Т4: ТМГ-400/10;

Т5: ТМГ-160/10;

Т6: ТМГ-250/10.

Приведем схему участка электрической сети в Приложении А.

Также для дальнейшего расчета уставок нужно знать коэффициенты трансформации ИТТ. Значение тока на вторичной стороне определяется параметрами выбранного терминала защиты и составляет 5А. Значения токов на первичной стороне, зная максимальные рабочие токи, выберем из ряда стандартных.

Таблица 7. Измерительные трансформаторы тока

Объект	Uном, кВ	Максимальный рабочий ток, А	ИТТ	kтр
W1	35	274	ТОЛ-35-II	400/5
W2		274	ТОЛ-35-II	400/5
W3		170	ТОЛ-35-II	200/5
T1		104	ТОЛ-35-II	200/5
T2		104	ТОЛ-35-II	200/5
T3		66	ТОЛ-35-II	100/5
W4	10	47	ТЛ-10	100/5

Расчет токов короткого замыкания

Произведем расчет токов короткого замыкания в программе РТКЗ Преимуществом программы расчета токов короткого замыкания РТКЗ является то, что для расчета не требуется составлять схему замещения сети, активные и реактивные сопротивления и проводимости сети рассчитываются автоматически, достаточно лишь ввести типы оборудования в максимальном и минимальном режимах работы электрической сети. Для удобства обозначим узловые точки схемы сети, рисунок 2.

Рисунок 2 - Узловые точки схемы сети

Минимальный режим работы линий W1 и W2, линия W3 отключена. Представим полученные результаты расчета в таблице 8.

Таблица 8. Токи короткого замыкания при отключенной линии W3

Номер узла	Iк(3), кА	Iк(1,1), кА	Iк(2), кА	Iк(1), кА	Iуд, кА	Xсум,Ом	Rсум,Ом	Ta,c
1	9,238	9,238	8	0,035923	26,128	2,1875	0	0
2	5,45	5,37	4,65	0,035923	10,92	3,5721	0,9947	0,0114
3	3,876	3,87	3,352	0,010264	9,075	1,4763	0,1984	0,0237
4	2,91	2,758	2,388	0,010264	4,625	1,6526	1,0984	0,0048
5	1,857	1,664	1,441	0,010264	2,673	1,917	2,4484	0,0025
6	1,199	1,045	0,905	0,010264	1,7	2,2696	4,2484	0,0017
7	10,951	10,894	9,434	6,289	20,039	0,0196	0,0077	0,0082
8	3,89	3,871	3,352	2,235	6,823	0,0541	0,0245	0,007
9	6,625	6,512	5,64	3,76	11,154	0,0308	0,0163	0,006
10	5,45	5,37	4,65	0,035923	10,92	3,5721	0,9947	0,0114
11	3,876	3,87	3,352	0,010264	9,075	1,4763	0,1984	0,0237
12	2,655	2,653	2,297	0,010264	6,213	2,1549	0,2906	0,0236

релейный сеть напряжение ток

Максимальный режим работы линии W1 и W3, линия W2 отключена. Представим полученные результаты расчета в таблице 9.

Таблица 9. Токи короткого замыкания при отключенной линии W2

Номер узла	Iк(3), кА	Iк(1,1), кА	Iк(2), кА	Iк(1), кА	Iуд, кА	Xсум,Ом	Rсум,Ом	Ta,c
1	9,238	9,238	8	0,036023	26,128	2,1875	0	0
2	5,45	5,37	4,65	0,036023	10,92	3,5721	0,9947	0,0114
3	3,876	3,87	3,352	0,010292	9,075	1,4763	0,1984	0,0237
4	2,91	2,758	2,388	0,010292	4,625	1,6526	1,0984	0,0048
5	1,857	1,664	1,441	0,010292	2,673	1,917	2,4484	0,0025
6	1,199	1,045	0,905	0,010292	1,7	2,2696	4,2484	0,0017
7	10,951	10,894	9,434	6,289	20,039	0,0196	0,0077	0,0082
8	3,89	3,871	3,352	2,235	6,823	0,0541	0,0245	0,007
9	6,625	6,512	5,64	3,76	11,154	0,0308	0,0163	0,006
10	3,428	3,322	2,877	0,036023	6,11	5,4182	2,3211	0,0074
11	3,487	3,472	3,007	0,010292	7,66	1,627	0,3066	0,0169
12	2,467	2,461	2,131	0,010292	5,516	2,3056	0,3988	0,0184

Максимальный режим работы линии W2 и минимальный линии W3, линия W1 отключена. Представим полученные результаты расчета в таблице 10.

Таблица 10. Токи короткого замыкания при отключенной линии W1

Номер узла	Iк(3), кА	Iк(1,1), кА	Iк(2), кА	Iк(1), кА	Iуд, кА	Xсум,Ом	Rсум,Ом	Ta,c
1	9,238	9,238	8	0,036023	26,128	2,1875	0	0
10	5,45	5,37	4,65	0,036023	10,92	3,5721	0,9947	0,0114
2	3,428	3,322	2,877	0,036023	6,11	5,4182	2,3211	0,0074
3	3,487	3,472	3,007	0,010292	7,66	1,627	0,3066	0,0169
4	2,661	2,519	2,182	0,010292	4,223	1,8033	1,2066	0,0048
5	1,756	1,577	1,366	0,010292	2,534	2,0677	2,5566	0,0026
6	1,158	1,012	0,877	0,010292	1,644	2,4203	4,3566	0,0018
8	3,871	3,851	3,335	2,223	6,785	0,0543	0,0247	0,007
9	6,57	6,455	5,59	3,727	11,053	0,0311	0,0164	0,006
7	10,803	10,741	9,302	6,201	19,714	0,0199	0,0078	0,0081
11	3,876	3,87	3,352	0,010292	9,075	1,4763	0,1984	0,0237
12	2,655	2,653	2,297	0,010292	6,213	2,1549	0,2906	0,0236

Выбор защиты

Релейная защита элементов распределительных сетей должна отвечать требованиям «Правил устройства электроустановок» [2]. Выпишем эти требования. И для каждого элемента рассматриваемой сети выберем типы защит. Полученные результаты отобразим на рисунке 3.

Защита трансформаторов мощностью 6,3 МВА и ниже

Требования ПУЭ.

«3.2.51. Для трансформаторов должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от следующих видов повреждений и ненормальных режимов работы:

1) многофазных замыканий в обмотках и на выводах;

2) однофазных замыканий на землю в обмотке и на выводах, присоединенных к сети с глухозаземленной нейтралью;

3) витковых замыканий в обмотках;

4) токов в обмотках, обусловленных внешними КЗ;

5) токов в обмотках, обусловленных перегрузкой;

6) понижения уровня масла;

8) однофазных замыканий на землю в сетях 3-10 кВ с изолированной нейтралью, если трансформатор питает сеть, в которой отключение однофазных замыканий на землю необходимо по требованиям безопасности (см. 3.2.96).

3.2.53. Газовая защита от повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа, и от понижения уровня масла должна быть предусмотрена: для трансформаторов мощностью 6,3 МВ·А и более;…

Газовую защиту можно устанавливать также на трансформаторах мощностью 1-4 МВ·А.

Газовая защита должна действовать на сигнал при слабом газообразовании и понижении уровня масла и на отключение при интенсивном газообразовании и дальнейшем понижении уровня масла.

Защита от повреждений внутри кожуха трансформатора, сопровождающихся выделением газа, может быть выполнена также с использованием реле давления.

Защита от понижения уровня масла может быть выполнена также в виде отдельного реле уровня в расширителе трансформатора.

Для защиты контакторного устройства РПН с разрывом дуги в масле следует предусматривать отдельное газовое реле и реле давления.

Для защиты избирателей РПН, размещаемых в отдельном баке, следует предусматривать отдельное газовое реле.

Должна быть предусмотрена возможность перевода действия отключающего элемента газовой защиты на сигнал и выполнения раздельной сигнализации от сигнального и отключающих элементов газового реле (различающейся характером сигнала).

…

3.2.54. Для защиты от повреждений на выводах, а также от внутренних повреждений должны быть предусмотрены:

1. Продольная дифференциальная токовая защита без выдержки времени на трансформаторах мощностью 6,3 МВ·А и более,…, а также на трансформаторах мощностью 4 МВ·А при параллельной работе последних с целью селективного отключения поврежденного трансформатора.

Дифференциальная защита может быть предусмотрена на трансформаторах меньшей мощности, но не менее 1 МВ·А, если: токовая отсечка не удовлетворяет требованиям чувствительности, а максимальная токовая защита имеет выдержку времени более 0,5 с;

2. Токовая отсечка без выдержки времени, устанавливаемая со стороны питания и охватывающая часть обмотки трансформатора, если не предусматривается дифференциальная защита.

Указанные зашиты должны действовать на отключение всех выключателей трансформатора.

…

3.2.55. Продольная дифференциальная токовая защита должна осуществляться с применением специальных реле тока, отстроенных от бросков тока намагничивания, переходных и установившихся токов небаланса (например, насыщающиеся трансформаторы тока, тормозные обмотки).

На трансформаторах мощностью до 25 МВ·А допускается выполнение защиты с реле тока, отстроенными по току срабатывания от бросков тока намагничивания и переходных значений токов небаланса (дифференциальная отсечка), если при этом обеспечивается требуемая чувствительность.

Продольная дифференциальная защита должна быть выполнена так, чтобы в зону ее действия входили соединения трансформатора со сборными шинами.

Допускается использование для дифференциальной защиты трансформаторов тока, встроенных в трансформатор, при наличии защиты, обеспечивающей отключение (с требуемым быстродействием) КЗ в соединениях трансформатора со сборными шинами.

…

3.2.59. На трансформаторах мощностью 1 МВ·А и более в качестве защиты от токов в обмотках, обусловленных внешними многофазными КЗ, должны быть предусмотрены следующие защиты с действием на отключение: на понижающих трансформаторах - максимальная токовая защита с комбинированным пуском напряжения или без него...

При выборе тока срабатывания максимальной токовой защиты необходимо учитывать возможные токи перегрузки при отключении параллельно работающих трансформаторов и ток самозапуска электродвигателей, питающихся от трансформаторов.

3.2.60. На трансформаторах мощностью менее 1 МВ·А (повышающих и понижающих) в качестве защиты от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ, должна быть предусмотрена действующая на отключение максимальная токовая защита.

3.2.61. Защиту от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ, следует устанавливать:

1) на двухобмоточных трансформаторах - со стороны основного питания; …

Допускается защиту от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ, предусматривать только для резервирования защит смежных элементов и не предусматривать для действия при отказе основных защит трансформаторов, если выполнение для такого действия приводит к значительному усложнению защиты.

При выполнении защиты от токов, обусловленных внешними многофазными КЗ, по 3.2.59, п. 2, должны также рассматриваться необходимость и возможность дополнения ее токовой отсечкой, предназначенной для отключения с меньшей выдержкой времени КЗ на шинах среднего и низшего напряжений (исходя из уровня токов КЗ, наличия отдельной защиты шин, возможности согласования с защитами отходящих элементов).

…

3.2.66. На понижающих трансформаторах и блоках трансформатор - магистраль с высшим напряжением до 35 кВ и соединением обмотки низшего напряжения в звезду с заземленной нейтралью следует предусматривать защиту от однофазных замыканий на землю в сети низшего напряжения, осуществляемую применением:

1) максимальной токовой защиты от внешних КЗ, устанавливаемой на стороне высшего напряжения, и, если это требуется по условию чувствительности, в трехрелейном исполнении;

2) автоматических выключателей или предохранителей на выводах низшего напряжения;

3) специальной защиты нулевой последовательности, устанавливаемой в нулевом проводе трансформатора (при недостаточной чувствительности защит по п. 1 и 2).

Для промышленных электроустановок, если сборка на стороне низшего напряжения с аппаратами защиты присоединений находится в непосредственной близости от трансформатора (до 30 м) или соединение между трансформатором и сборкой выполнено трехфазными кабелями, допускается защиту по п. 3 не применять.

При применении защиты по п. 3 допускается не согласовывать ее с защитами элементов, отходящих от сборки на стороне низшего напряжения.

Для схемы линия - трансформатор в случае применения защиты по п. 3 допускается не прокладывать специальный контрольный кабель для обеспечения действия этой защиты на выключатель со стороны высшего напряжения и выполнять ее с действием на автоматический выключатель, установленный на стороне низшего напряжения.

Требования настоящего параграфа распространяются также на защиту указанных трансформаторов предохранителями, установленными на стороне высшего напряжения.

3.2.68. Защита от однофазных замыканий на землю по 3.2.51, п. 8, должна быть выполнена в соответствии с 3.2.97.

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

Для подстанций без постоянного дежурства персонала допускается предусматривать действие этой защиты на автоматическую разгрузку или отключение (при невозможности ликвидации перегрузки другими средствами).»

Таким образом, согласно ПУЭ и [4], на трансформаторах мощностью 6,3 МВА и ниже следует устанавливать следующие типы защит:

газовая защита трансформатора (для выявления повреждений внутри кожуха, сопровождающихся выделением газа и понижением уровня масла) и газовая защита РПН;

дифференциальная защита трансформатора для выявления внутренних повреждений и повреждений на выводах;

максимальная токовая защита для выявления внешних КЗ;

максимальная токовая защита для выявления перегрузок.

Защита кабельных линий напряжением 10 кВ

Требования ПУЭ.

«3.2.91. Для линий в сетях 3-10 кВ с изолированной нейтралью (в том числе и с нейтралью, заземленной через дугогасительный реактор) должны быть предусмотрены устройства релейной защиты от многофазных замыканий и от однофазных замыканий на землю.

3.2.92. Защиту от многофазных замыканий следует предусматривать в двухфазном исполнении и включать в одни и те же фазы по всей сети данного напряжения для обеспечения отключения в большинстве случаев двойных замыканий на землю только одного места повреждения.

Защита должна быть выполнена одно-, двух- или трехрелейной в зависимости от требований чувствительности и надежности.

3.2.93. На одиночных линиях с односторонним питанием от многофазных замыканий должна устанавливаться, как правило, двухступенчатая токовая защита, первая ступень которой выполнена в виде токовой отсечки, а вторая - в виде максимальной токовой защиты с независимой или зависимой характеристикой выдержки времени.

3.2.94. На одиночных линиях с двусторонним питанием при наличии или отсутствии обходных связей, а также на линиях, входящих в кольцевую сеть с одной точкой питания, рекомендуется применять те же защиты, что и на одиночных линиях с односторонним питанием (см. 3.2.93), выполняя их при необходимости направленными.

Если ненаправленная или направленная токовая ступенчатая защита не обеспечивает требуемых быстродействия и селективности, допускается предусматривать следующие защиты:

3.2.96. Защита от однофазных замыканий на землю должна быть выполнена в виде:

селективной защиты (устанавливающей поврежденное направление), действующей на сигнал;

селективной защиты (устанавливающей поврежденное направление), действующей на отключение, когда это необходимо по требованиям безопасности; защита должна быть установлена на питающих элементах во всей электрически связанной сети;

устройства контроля изоляции; при этом отыскание поврежденного элемента должно осуществляться специальными устройствами; допускается отыскание поврежденного элемента поочередным отключением присоединений.

3.2.97. Защита от однофазных замыканий на землю должна быть выполнена, как правило, с использованием трансформаторов тока нулевой последовательности. Защита в первую очередь должна реагировать на установившиеся замыкания на землю; допускается также применение устройств, регистрирующих кратковременные замыкания, без обеспечения повторности действия.

Защита от однофазных замыканий на землю, действующая на отключение без выдержки времени по требованиям безопасности (см. 3.2.96), должна отключать только элемент, питающий поврежденный участок; при этом в качестве резервной должна быть предусмотрена защита, выполняемая в виде защиты нулевой последовательности с выдержкой времени около 0,5 с, действующая на отключение всей электрически связанной сети - системы (секции) шин или питающего трансформатора.»

Таким образом, согласно ПУЭ и [4], на кабельных линиях напряжением 10 кВ в сети с изолированной нейтралью следует устанавливать следующие типы защит:

ступенчатая токовая защита (1 ст. - токовая отсечка, 2 ст. - МТЗ) для выявления междуфазных замыканий;

устройство контроля изоляции для выявления однофазных замыканий на землю.

Защита воздушных линий напряжением 35 кВ

Требования ПУЭ.

«3.2.98. Для линий в сетях 20 и 35 кВ с изолированной нейтралью должны быть предусмотрены устройства релейной зашиты от многофазных замыканий и от однофазных замыканий на землю.

3.2.99. Защиту от многофазных замыканий следует предусматривать в двухфазном двухрелейном исполнении и включать в одни и те же фазы по всей сети данного напряжения для обеспечения отключения в большинстве случаев двойных замыканий на землю только одного места повреждения. В целях повышения чувствительности к повреждениям за трансформаторами с соединением обмоток звезда-треугольник допускается выполнение трехрелейной защиты.

Защиту от однофазных замыканий на землю следует выполнять, как правило, с действием на сигнал. Для осуществления защиты допускается использовать устройство контроля изоляции.

3.2.100. При выборе типа основной защиты следует учитывать требования обеспечения устойчивости работы энергосистемы и надежной работы потребителя аналогично тому, как это учитывается для защиты линий напряжением 110 кВ (см. 3.2.108).

3.2.101. На одиночных линиях с односторонним питанием от многофазных замыканий должны быть установлены преимущественно ступенчатые защиты тока или ступенчатые защиты тока и напряжения, а если такие защиты не удовлетворяют требованиям чувствительности или быстроты отключения повреждения (см. 3.2.108), например на головных участках, - дистанционная ступенчатая защита преимущественно с пуском по току. В последнем случае в качестве дополнительной защиты рекомендуется использовать токовую отсечку без выдержки времени.

Для линий, состоящих из нескольких последовательных участков, в целях упрощения допускается использование неселективных ступенчатых защит тока и напряжения в сочетании с устройствами поочередного АПВ.

3.2.103. На коротких одиночных линиях с двухсторонним питанием, когда это требуется по условию быстроты действия, допускается применение продольной дифференциальной защиты в качестве основной. При этом длина кабеля, прокладываемого специально для этой защиты, не должна превышать 4 км. Для контроля исправности вспомогательных проводов защиты следует предусматривать специальные устройства. В дополнение к продольной дифференциальной защите в качестве резервной должна быть применена одна из защит по 3.2.102.»

Таким образом, согласно ПУЭ и [4], на кабельных линиях напряжением 10 кВ в сети с изолированной нейтралью следует устанавливать следующие типы защит:

трехступенчатая токовая защита (1 ст. - токовая отсечка, 2 ст. - МТЗ) для выявления междуфазных замыканий;

устройство контроля изоляции для выявления однофазных замыканий на землю.

Рисунок 3. Типы защит устанавливаемые на элементах распределительной сети

Расчет уставок защит

Расчет уставок защит трансформаторов Т4, Т5, Т6

Расчет проведем согласно алгоритму приведенному в [4].

Трансформаторы 10/0,4 кВ мощностью до 0,4 МВА подключаются к электрической сети через предохранители. Произведем выбор предохранителей, таблицы 11-13.

Таблица 11. Выбор предохранителя FU1

Параметры ПТК 102-10-50-12,5		Расчетные данные
Uном = 10 кВ	=	Uном.с = 10 кВ
Iном=50 А	>
Iоткл=12,5 кА	>	Iпо.кз=2,91 кА

Таблица 12. Выбор предохранителя FU2

Параметры ПТК 101-10-31,5-12,5		Расчетные данные
Uном = 10 кВ	=	Uном.с = 10 кВ
Iном=31,5 А	>
Iоткл=12,5 кА	>	Iпо.кз=1,857 кА

Таблица 13. Выбор предохранителя FU3

Параметры ПТК 101-10-31,5-12,5		Расчетные данные
Uном = 10 кВ	=	Uном.с = 10 кВ
Iном=31,5 А	>
Iоткл=12,5 кА	>	Iпо.кз=1,199 кА

Расчет уставок защиты линий W4-W6

Как было указано в п. 4.3 для выявления междуфазных замыканий на магистральной линии 10 кВ W4-W6 в начале линии на ПС2 устанавливается ступенчатая токовая защита, выполним её на основе терминала ТОР 200 Л. Первая ступень - селективная токовая отсечка без выдержки времени срабатывания, а вторая - МТЗ.

Для выявления однофазных замыканий на землю необходимо предусмотреть устройство контроля изоляции.

Расчет проведем по рекомендациям по расчету уставок устройства ТОР 200 Л, [5] и примеру расчета приведенному в [4].

Первая ступень МТЗ, используемая в качестве токовой отсечки

Условие	Расчет условия		Значение тока срабатывания	Уставка
Отстройка от максимального тока при внешнем КЗ		<	3201 А	160 А
Отстройка от броска тока намагничивания трансформаторов присоединений		<

Оценку протяженности зоны, контролируемой первой ступенью защиты, произведем графическим методом.

Построим график зависимости токов КЗ от расстояния до места КЗ и определим зону контролируемую первой ступенью защиты, рисунок 4

Рисунок 4. Зависимость тока короткого замыкания от места замыкания

Таким образом, зона действия токовой отсечки на магистрально линии W4-W6 составляет всего 15,6%, поэтому применение первой ступени МТЗ в качестве токовой отсечки неэффективно. Но для линии W4 зона действия составляет 70%.

Вторая ступень МТЗ

Условие	Расчет условия		Значение тока срабатывания	Уставка
Отстройка от максимального тока нагрузки с учетом самозапуска двигательной нагрузки		<	144 А	7,2 А
Условие ограничения контролируемой зоны в пределах магистральной линии		<

Найдем выдержку времени на срабатывание максимальной токовой защиты, обеспечивающуюся селективность срабатывания максимальной токовой защиты, при полученном значении тока срабатывания МТЗ (79,2 А) по времятоковой характеристике предохранителей ПКТ-10 представленной на рисунке П2.1 в [4].

При минимальном коэффициенте чувствительности (1,2) значение тока срабатывания будет равно 100 А, а выдержка времени срабатывания, согласующую работу МТЗ и предохранителя, составит 6 с.

Ток срабатывания второй ступени защиты определим по условию ограничения контролируемой зоны в пределах магистральной линии W4-W6.

При полученном значении, 144 А, расчетное время срабатывания предохранителей FU2 и FU3 составит 0,7 с. Поэтому с целью обеспечения селективности второй ступени защиты и предохранителей, можно выбрать время срабатывания второй ступени 1,2 с (ступень селективности 0,5 с).

Расчет уставок защит трансформаторов Т1, Т2, Т3

Расчет выполним на основе рекомендаций по расчету уставок устройства ТОР 200 Т и примера расчета в [4]. Значения коэффициентов примем равными рекомендуемым.

Расчет уставок защиты трансформатора Т1

Расчет и выбор уставок дифференциального органа с торможением.

Расчет проведем в относительных величинах, согласно [6]

Формула расчета	Значение в о.е.	Уставка в %
		17,25
		50
	3,876
		133,7
	2	200
		50

Полученные результаты отобразим на тормозной характеристике дифференциальной защиты трансформатора, рисунок 5.

Рисунок 5. Тормозная характеристика дифференциальной защиты трансформатора Т1

Расчет максимальной токовой защиты трансформатора

Условие	Расчет условия		Значение тока срабатывания	Уставка
Отстройка от максимального тока нагрузки с учетом самозапуска двигательной нагрузки		<	356 А	8,9 А
Согласование с токовыми защитами присоединения		<
		<
		<
Коэффициент чувствительности
Время срабатывания				0,5

Расчет уставок защиты трансформатора Т2

Расчет и выбор уставок дифференциального органа с торможением.

Расчет проведем в относительных величинах, согласно [6]

Формула расчета	Значение в о.е.	Уставка в %
		17,25
		50
	3,876
		133,7
	2	200
		50

Расчет максимальной токовой защиты трансформатора

Условие	Расчет условия		Значение тока срабатывания	Уставка
Отстройка от максимального тока нагрузки с учетом самозапуска двигательной нагрузки		<	356 А	8,9 А
Согласование с токовыми защитами присоединения		<
Коэффициент чувствительности
Время срабатывания				0,5

Расчет уставок защиты трансформатора Т3

Расчет и выбор уставок дифференциального органа с торможением.

Расчет проведем в относительных величинах, согласно [6]

Формула расчета	Значение в о.е.	Уставка в %
		17,25
		50
	5,31
		183,2
	2	200
		110,6

Расчет максимальной токовой защиты трансформатора

Условие	Расчет условия		Значение тока срабатывания	Уставка
Отстройка от максимального тока нагрузки с учетом самозапуска двигательной нагрузки		<	208 А	10,4 А
Согласование с токовыми защитами присоединения		<
Коэффициент чувствительности
Время срабатывания				0,5

Расчет уставок защиты линии W3

В зависимости от режима работы линия W3 передает мощность в различных направлениях. Поэтому установим защиту на каждой из сторон. Вводится она будет по входному логическому сигналу.

Произведем расчет уставок ступенчатой токовой защиты на основе терминала ТОР 200 Л, согласно [5].

Расчет комплекта МТЗ линии W3, устанавливаемого на ПС2

Расчет первой ступени МТЗ (ТО) линии W3

Условие	Расчет условия		Значение тока срабатывания	Уставка
Отстройка от максимального тока внешнем КЗ		<	3770,8 А	942,7
Отстройка от броска тока намагничивания трансформаторов присоединений ПС		<
Коэффициент чувствительности
Время срабатывания				0,05

Расчет второй ступени МТЗ линии W3

Условие	Расчет условия		Значение тока срабатывания	Уставка
Отстройка от максимального тока нагрузки с учетом самозапуска двигательной нагрузки		<	589 А	14,7 А
Согласование с токовыми защитами присоединения		<
		<
Коэффициент чувствительности
Время срабатывания				1

Расчет третьей ступени МТЗ (сигнальная) линии W3,

Условие	Расчет условия		Значение тока срабатывания	Уставка
Отстройка от максимального тока в нагрузочном режиме		<	195 А	4,9 А
Коэффициент чувствительности
Время срабатывания				1

Расчет комплекта МТЗ линии W3, устанавливаемого на ПС3

Уставки защиты примем аналогичными уставкам п. 5.4.3.

Расчет уставок защиты линии W1

Произведем расчет уставок ступенчатой токовой защиты на основе терминала ТОР 200 Л, согласно [5].

Расчет первой ступени МТЗ (ТО) линии W1

Условие	Расчет условия		Значение тока срабатывания	Уставка
Отстройка от максимального тока внешнем КЗ		<	5995 А	74,9
Отстройка от броска тока намагничивания трансформаторов присоединений ПС		<
Коэффициент чувствительности
Время срабатывания				0,05

Расчет второй ступени МТЗ линии W1

Условие	Расчет условия		Значение тока срабатывания	Уставка
Отстройка от максимального тока нагрузки с учетом самозапуска двигательной нагрузки		<	1044А	12,9 А
Согласование с токовыми защитами присоединения		<
		<
Коэффициент чувствительности
Время срабатывания				1

Расчет третьей ступени МТЗ (сигнальная) линии W1

Условие	Расчет условия		Значение тока срабатывания	Уставка
Отстройка от максимального тока в нагрузочном режиме		<	315 А	3,9 А
Коэффициент чувствительности
Время срабатывания				1

Расчет уставок защиты линии W2

Произведем расчет уставок ступенчатой токовой защиты на основе терминала ТОР 200 Л, согласно [5].

Расчет первой ступени МТЗ (ТО) линии W2

Условие	Расчет условия		Значение тока срабатывания	Уставка
Отстройка от максимального тока внешнем КЗ		<	5995 А	74,9
Отстройка от броска тока намагничивания трансформаторов присоединений ПС		<
Коэффициент чувствительности
Время срабатывания				0,05

Расчет второй ступени МТЗ линии W2

Условие	Расчет условия		Значение тока срабатывания	Уставка
Отстройка от максимального тока нагрузки с учетом самозапуска двигательной нагрузки		<	1707А	21,3 А
Согласование с токовыми защитами присоединения		<
		<
		<
Коэффициент чувствительности
Время срабатывания				1

Расчет третьей ступени ...