содержание      ..      1       2         ..

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО РАСЧЕТУ УСТАВОК РЗА ОБОРУДОВАНИЯ (Версия 3.0) - часть 1

3. КОЭФФИЦИЕНТЫ ОТСТРОЙКИ И СТУПЕНИ СЕЛЕКТИВНОСТИ

3.1. Принятые допущения и ограничения

При расчете коэффициентов отстройки и ступеней селективности не учитываются:

• изменение характеристик срабатывания реле от оперативного тока;

• разброс характеристик срабатывания реле времени от температуры;

• разброс характеристик срабатывания реле тока по времени, так как данный

параметр не декларируется в документации производителей.

• погрешность реле из-за неточности выставления времени срабатывания по шкале.

1. Если для реле нет данных по минимальному времени срабатывания, то принимаем

это значение равное 0.

2. Время горения дуги принимается равным 13 мс на основании протоколов.

3. Трансформаторы тока имеют класс точности 10P и при токах КЗ работают с

предельной измерительной погрешностью в 10 %. В соответствии с ГОСТ 7746

отклонение погрешности может быть положительным и отрицательным.

4. Согласование с реле с зависимой характеристикой осуществляется в независимой

части работы характеристики.

3.2. Коэффициенты отстройки по току

Относительная погрешность сквозного канала измерения тока определяется по формуле:

ε_I = ε_Iд + ε_Iр + ε_Iд·ε_Iр

где:

εIд - относительная погрешность измерения тока: ТТ, датчик Роговского и т.п.

εIр - относительная погрешность защитного элемента реле

Составляющей εIд·εIр для дальнейших расчетов пренебрегаем ввиду малого значения.

Таблица 3.1. Относительные погрешности измерения тока

№

Наименование

Погрешность измерения тока, А

εI при температуре 20 °С

1

Rec15

(2-0,015х(t¹-20))хIср/100

0,02

2

Rec35

0,015хIср+1

0,035

3

КРУ Etalon

0,02хIср+1

0,04

4

Smart ретрофит

0,05хIср

0,05

Таблица 3.2. Относительные погрешности измерения тока для ТТ и реле

№

Измеритель

εIд

εIр

εI= εIд·εIр

1

ТТ+РТ-40

0,1

0,05

0,15

2

ТТ+РТ-8X (РТ-9X)

0,1

0,05

0,15

3

ТТ+РТВ

0,1

0,14

0,25

4

ТТ+МПЗ

0,1

0,03

0,13

¹ Температура, при которой нужно определить погрешность

В расчетах применяется относительная погрешность измерения тока, представленная в

таблице 3.3.

Таблица 3.3. Относительные погрешности измерения тока для расчетов

№

Наименование

εI, о.е.

1

Rec15, КРУ Etalon, Smart ретрофит, Rec35

0,05

2

Выключатель, управляемый внешним реле (кроме РТВ)

0,15

3

Выключатель, управляемый внешним реле РТВ

0,25

4

Предохранитель

0,2 (±20%)

5

Аппарат 0,4 кВ

0,2²

Таблица 3.4. Погрешности измерения тока нулевой последовательности

№

Наименование

Погрешность измерения тока, А

1

Rec15

(0,5-0,015х(t-20))хIср/100

2

Rec35

0,01хIср+0,5

3

КРУ Etalon

0,1

4

Smart ретрофит

0,01хIср+0,25

3.3. Ступень селективности по времени

Рис.3.1. Выбор ступени селективности по времени

Ступень селективности между двумя последовательными защитными устройствами

рассчитывается по формуле:

∆t ≥ (tрт2 - tрт1) + (∆tрв+2 + ∆tрв-1) +(tоткл2 + tд) + tв1 ,

где:

∆t - отстройка по времени между В1 и В2;

tрт2 - время срабатывания нижестоящего токового защитного элемента В2;

tрт1 - время срабатывания вышестоящего токового защитного элемента В1;

∆tрв-1

- погрешность набора выдержки времени В1 в минус

(зависит от времени

срабатывания tср1);

∆tрв+2 - погрешность набора выдержки времени В2 в плюс (зависит от времени срабатывания

tср2);

tоткл2 - время отключения B2;

tд - время дуги. Рекомендуемое значение tд = 13 мс;

tв1 -время возврата токового защитного элемента В1.

² Погрешность 0,2 следует принимать в случае отсутствия информации о погрешности аппарата 0,4 кВ

Если согласовываются по времени устройства, у которых токовые защитные элементы

идентичны (имеют одинаковую зависимость времени срабатывания от кратности тока),

формула принимает следующий вид:

∆t ≥ (∆tрв+2 + ∆tрв-1)+(tоткл2 + tд) + tв1_мах.

Таблица 3.5. Временные параметры реле

Значение, с

№

КРУ

Etalon,

Параметр

Обозн.

РТ-8X, РТ-

п/п

РТ4X+ЭВ, РВ

МПЗ

Rec15

Smart ретрофит,

9X или РТВ

Rec35

Минимальное

1

время

tрт_min

Нет данных

Нет данных

0,005

0,005

0,005

срабатывания

Максимальное

2

время

tрт_max

0,1

0,1

0,045

0,045

0,045

срабатывания

Погрешность

3

набора выдержки

∆tрв

времени, с

±0,06с для

1,3с

3.1

независимая ВТХ

±0,12с для

±0,1с

±(0,03хtср)

±(0,01хtср)

+(0,001хtср)

3,5с

±0,25 для 5 с

±0,6

кратность 2

±0,12

Не

кратность 3

3.2

зависимая ВТХ

±(0,07хtср)

±(0,03хtср)

+(0,01хtср)

применимо

±0,05

кратность 4

±0,03

кратность 5

Максимальное

4

tв_мах

0,035

0,040

0,050

0,045

0,045

время возврата

tср - уставка по времени токового защитного элемента.

Для расчетов принимаем, что погрешность набора времени реле ЭВ, РВ можно представить

в виде формулы ±(0,05·tср).

Параметры реле, которые используются для расчетов, приведены в таблице 3.6.

Таблица 3.6. Временные параметры реле для расчета

Значение, с

№

Обозн.

РТ-8X,

Параметр

РТ4X+ЭВ,

КРУ Etalon, Smart

п/п

РТ-9X

МПЗ

Rec15

РВ

ретрофит, Rec35

или РТВ

Минимальное

1

время

tрт_min

0³

0

0,005

0,005

0,005

срабатывания

Максимальное

время

2

tрт_max

0,1

0,1

0,04

0,04

0,04

срабатывания

I/Iср=1,2

Погрешность

3

набора выдержки

времени, с

3.1

независимая ВТХ

∆tрв-

-(0,05·tср)

-0,220

-(0,03хtср)

-(0,01хtср)

-(0,001хtср)

∆tрв+

+(0,05·tср)

+0,220

+(0,03хtср)

+(0,01хtср+0,01)

+(0,001хtср)

3.2

зависимая ВТХ

в минус

∆tрв-

Не

Не

-(0,07хtср)

-(0,03хtср)

-(0,01хtср)

примени

рассма-

в плюс

∆tрв+

+(0,07хtср)

+(0,03хtср)

+(0,01хtср)

мо

триваем

Максимальное

время возврата

4

токового

tв_мах

0,035

0,040

0,04

0,04

0,04

защитного

элемента

Под временем отключения будем подразумевать время с момента

подачи команды

управления до момента размыкания главных контактов. Для выключателей и реклоузеров TEL

это время может быть вычислено по формуле:

t_откл = t_сигн+ t_о

где:

tсигн

- время с начала выдачи команды отключения защитным элементом до появления

импульса отключения на электромагнитах.

tо

- собственное время отключения коммутационного модуля.

Таблица 3.7. Времена отключения защитных устройств

№

Наименование

tсигн, с

tо

tоткл = tсигн+ tо

1

Rec15

0,012

0,015

0,027

3

- если минимального времени срабатывания мы не знаем, то принимаем его равное 0.

Таблица 3.7. Времена отключения защитных устройств

№

Наименование

tсигн, с

tо

tоткл = tсигн+ tо

2

Rec35

0,011

0,008

0,019

3

КРУ Etalon

0,011

0,010

0,021

4

СВ15_LD1

0,012

0,015

0,027

5

СВ15_LD8, СВ15_Shell2

0,012

0,008

0,020

6

Выключатели 10, 35 кВ сторонних

производителей (кроме масляного 10 кВ)

Не применимо

0,060

0,060

7

Масляные выключатели 10 кВ

Не применимо

0,1

0,1

8

АВ 0,4 кВ

0

0,030

0,030

Для последующих расчетов сведем все защитные устройства к трем типам.

Таблица 3.8. Параметры выключателей для расчётов

№

Наименование

tоткл

1

Rec35, КРУ Etalon, CB15_LD8, CB15_Shell2

0,021

2

CB15_LD1, Rec15

0,027

3

Выключатели 10, 35 кВ сторонних производителей (кроме

0,060

масляного 10 кВ)

4

Масляные выключатели 10 кВ

0,1

5

АВ 0,4 кВ

0,030

Выделим основные варианты применения оборудования и рассчитаем для них

максимальные ступени селективности с округлением до 0,05.

Варианты применения:

1. Согласование реклоузеров Rec15 между собой на ВЛ10. tmax=1;

2. Согласование КРУН и Rec15 на ВЛ10. tmax=1;

3. Согласование ячейки КРУ Etalon с Rec15 на ВЛ10. tmax=1;

4. Согласование ячеек КРУ Etalon между собой tmax=2,5;

5. Согласование ячейки КРУ Etalon с Rec35 на ВЛ35. tmax=4;

6. Согласование реклоузеров Rec35 между собой на ВЛ35 и ОРУ35. tmax=4c.

Таблица 3.9. Рекомендованные ступени селективности для расчетов

Вышестоящий аппарат

КРУ Etalon,

Нижестоящий

Smart

РТ-8X

аппарат

Rec15

МПЗ

РСТ-40

РТ-40

РТВ-I

РТВ-IV

ретрофит,

РТ-9X

Rec35

Rec15

0,1

0,15⁴

0,15

0,15

0,15

0,25

0,25

0,35

Rec35, Sec10, VCB

0,1

0,1

0,15

0,15

0,15

0,25

0,25

0,35

МПЗ

0,15

0,15

0,2

0,3

0,3

0,7

0,7

0,55

РСТ-40

0,15

0,15

0,3

0,4

0,4

0,7

0,7

0,55

РТ-40

0,25

0,25

0,4

0,4

0,4

0,8

0,8

0,65

РТВ-I

0,15

0,15

0,3

0,3

0,3

0,8

0,8

0,55

РТВ-IV

0,25

0,25

0,4

0,4

0,4

0,8

0,8

0,65

РТ-8X

0,2

0,2

0,35

0,35

0,35

0,75

0,75

0,6

3.4. Коэффициент возврата

Для расчетов принимаем следующие коэффициенты возврата:

Таблица 3.10. Рекомендованные коэффициенты возврата для расчетов

Защитный аппарат

Коэффициент возврата (Кв)

Rec15

0,95

Rec35, Sec10, VCB

0,95

МПЗ

0,9

РСТ-40

0,9

РТ-40

0,8

РТВ-I

0,65

РТВ-IV

0,65

РТ-8X

0,8

⁴ Если Rec35 является вышестоящим аппаратом, а нижестоящим Rec15, при малых значениях уставок

по времени (до 1 с) и при малых кратностях (менее 6 крат) тока срабатывания, допустимо принимать

ступень селективности не менее 0,1 с. В противном случае, ступень селективности должны быть

увеличена не менее чем до 0,11 с.

4. РАСЧЕТ ТОКОВ НАГРУЗКИ И ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Расчет нагрузочных токов производится в TELARM

(Программное обеспечение для

проектирования электрических сетей) или в аналогичном программном продукте. При расчете

выставляется режим, обеспечивающий максимальные значения токов нагрузки.

Расчет токов короткого замыкания производится в TELARM или аналогичном программном

продукте.

Для каждого коммутационного аппарата выполняется расчёт токов КЗ в основной и каждой

резервной зоне:

Основная зона - участок электрической сети до нижеследующих защитных аппаратов

относительно источника питания;

Резервная зона - участки электрической сети, которые соответствуют основным зонам

нижестоящих коммутационных аппаратов.

Для расчета токов короткого замыкания в схемах с двумя параллельно подключенными

источниками питания необходимо использовать схему замещения. Исходную схему приводят

к эквивалентной схеме посредством последовательных преобразований. Используются

правила сложения последовательно и параллельно соединенных сопротивлений, а также

замена нескольких источников энергии одним эквивалентным источником.

Зоны действия показаны относительно аппарата 1. Уровни напряжений и элементы сети не

показаны, так как на распределение зон действия защит это не влияет. Стрелочками показано

направление потока мощности.

Перечень точек, для которых необходимо выполнить расчет токов КЗ, приведен в таблице

4.

Рис.4.1. Иллюстрация основной и резервных зон

Режим работы для расчета максимальных токов КЗ:

1. Режим работы системы - MAX

2. Уровень напряжения источника

- номинальное напряжение обмотки НН

трансформатора.

3. Iнагр=0.

Режим работы для расчета минимальных токов КЗ:

1. Режим работы системы - MIN

2. Уровень напряжения

источника

- номинальное напряжение обмотки НН

трансформатора.

3. Iнагр=0.

Таблица 4.1. Точки КЗ

№ п/п

Тип защиты

Режим работы

Тип КЗ

Точка КЗ

Основная зона, в месте установки аппарата для

1

ТО

МАКС

К⁽³⁾

которого выполняется расчет.

Основная зона, в местах установки нижестоящих

2

ТО

МАКС

К⁽³⁾

защитных аппаратов

3

ТО

МИН

К⁽²⁾

Выводы ВН защищаемого трансформатора,

В конце зоны основных быстродействующих защит

4

ТОВ

МАКС

К⁽³⁾

нижестоящих аппаратов.

Основная зона, наиболее удаленная точка

5

МТЗ, ТОВ

МИН

К⁽²⁾

относительно рассчитываемого аппарата.

Резервная зона, наиболее удаленная точка

относительно рассчитываемого аппарата.

6

МТЗ

МИН

К⁽²⁾

Количество точек КЗ соответствует количеству зон

резервирования.

Резервная зона за понижающим трансформатором.

К⁽²⁾

7

МТЗ

МИН

Количество точек КЗ соответствует количеству зон

К⁽¹⁾

резервирования.

8

МТЗ

МИН

IКЗ 100мс

Резервная зона за понижающим трансформатором.

5. ИДЕОЛОГИЯ ПОСТРОЕНИЯ РЗА РЕШЕНИЙ «ТАВРИДА

ЭЛЕКТРИК»

При описании идеологии построения РЗА приняты следующие условные обозначения

•

«+» защита обязательна к применению;

•

«+/-» применение защиты определяются дополнительными условиями, например,

местом установки.

5.1. Защита воздушной (кабельной) линии 35кВ

Таблица 5.1. Состав РЗА для защиты воздушной (кабельной) линии 35кВ

Защита/

Целевая авария/режим

Назначение

Примени-

Методики

автоматика

мость

расчета

МТЗ1

Междуфазное КЗ на ВЛ в

Отключение повреждений с

+

Ток

основной зоне

АПВ

срабатывания:

Секция 1:

п. 6.1.1.4

п. 6.1.1.5

Секция 2:

п. 6.1.1.2,

Время

срабатывания:

Секция 1:

п. 6.1.2.2

Секция 2:

п. 6.1.2.1

МТЗ2

Междуфазное КЗ на ВЛ в

Отключение повреждений с

+

Ток

основной зоне

ускорением в цикле АПВ

срабатывания:

п. 6.1.1.6

Время

срабатывания:

п. 6.1.2.3

МТЗ3

Междуфазное КЗ в

Отключение повреждений

+

Ток

резервной зоне

без АПВ

срабатывания:

Резервирование

п. 6.1.1.5

нижестоящих защит

Время

срабатывания:

п. 6.1.2.2.

АПВ

na

Устранение неустойчивых

+/-

Время

повреждений, либо для

срабатывания:

устранения неселективного

п. 6.2

действия РЗА

ОЗЗ

ОЗЗ на линии 35 кВ

Сигнализация о

+/-

Импедансная:

повреждении/ Отключение

6.3.2

поврежденного участка

Таблица 5.1. Состав РЗА для защиты воздушной (кабельной) линии 35кВ

Защита/

Целевая авария/режим

Назначение

Примени-

Методики

автоматика

мость

расчета

ЗОФ I2

Нижестоящие обрывы фаз

Отключение повреждений в

+/-

Ток и время

нижестоящей сети по I2

срабатывания:

п. 6.9.3

ЗОФ U2

Вышестоящие обрывы фаз

Отключение повреждений в

+/-

Напряжение и

вышестоящей сети по U2

время

срабатывания:

п. 6.9.2

5.2. Защита трансформатора 35/10(6) кВ

Таблица 5.2. Состав РЗА для защиты трансформатора

Защита/

Целевая авария/режим

Назначение

Применим-

Методики

автоматика

ость

расчета

ДЗТ

Межвитковые замыкания и

Отключение повреждений

+/-

Рассчитывается в

короткие замыкания внутри

без АПВ

соответствии с

силового трансформатора и

методиками

на ошиновке

производителя

ГЗ

Межвитковые замыкания

Отключение повреждений

+

Рассчитывается в

внутри силового

без АПВ

соответствии с

трансформатора

методиками

производителя

МТЗ1

Межфазные замыкания в

Отключение повреждений

+

Ток

трансформаторе и ошиновке

без АПВ

срабатывания:

п. 6.1.1.5

Время

срабатывания:

п. 6.1.2.2

МТЗ3⁵

Межфазные замыкания в

Отключение повреждений

+/-

Ток

трансформаторе и ошиновке

без АПВ

срабатывания:

п. 6.1.1.1, 6.1.1.2

Время

срабатывания:

п. 6.1.2.1

ЛЗТ

Межвитковые замыкания

Отключение повреждений

+

Ток и время

внутри силового

без АПВ

срабатывания:

трансформатора и на

п. 6.4

ошиновке

Перегруз

Длительное протекание

Работа на сигнал или

+

Реализуется на

сверхтоков, значение

отключение

сигналах

которых выше длительно

пользователя

допустимого тока

п.6.5.1

трансформатора

⁵ Применяется в тех случаях, когда на трансформаторе нет ДЗТ.

Таблица 5.2. Состав РЗА для защиты трансформатора

Защита/

Целевая авария/режим

Назначение

Применим-

Методики

автоматика

ость

расчета

ОЗЗ

ОЗЗ на вводах и в обмотке

Сигнализация о

+/-

Импедансная:

ВН силового

повреждении/

6.3.2.

трансформатора

Отключение

поврежденного участка

5.3. Защита печного трансформатора 35 кВ

Таблица 5.3. Состав РЗА для защиты печного трансформатора

Защита/

Целевая авария/режим

Назначение

Применим-

Методики

автоматика

ость

расчета

ГЗ

Межвитковые замыкания

Отключение повреждений

+

Рассчитывается в

внутри силового

без АПВ

соответствии с

трансформатора

методиками

производителя

МТЗ1

Длительное протекание

Отключение повреждений

+

Ток

токов, значение которых

без АПВ

срабатывания:

выше длительно

п. 6.1.1.7

допустимого тока

Время

трансформатора

срабатывания:

п. 6.1.2.4

МТЗ3

Межфазные замыкания на

Отключение повреждений

+/-

Ток

ошиновке 35 кВ в основной

без АПВ

срабатывания:

зоне, межвитковое КЗ в

п. 6.1.1.7

трансформаторе

Время

срабатывания:

п. 6.1.2.4

ОЗЗ

ОЗЗ на вводах и в обмотке

Сигнализация о

+/-

Импедансная:

ВН силового

повреждении/

6.3.2

трансформатора

Отключение

поврежденного участка

5.4. Вводной и секционный выключатель в РУ-35кВ

Таблица 5.4. Состав РЗА для вводного, секционного выключателей

Защита/

Целевая авария/режим

Назначение

Примени-

Методики

автоматика

мость

расчета

МТЗ1

Междуфазное КЗ на

Отключение повреждений

+

Ток

ошиновке 35 кВ в основной

без АПВ

срабатывания:

зоне

п. 6.1.1.5

п. 6.1.1.3

Время

срабатывания:

п. 6.1.2.2

Таблица 5.4. Состав РЗА для вводного, секционного выключателей

Защита/

Целевая авария/режим

Назначение

Примени-

Методики

автоматика

мость

расчета

ОЗЗ

ОЗЗ на ошиновке в

Сигнализация о

+/-

Импедансная:

основной зоне

повреждении /

6.3.2

Отключение

поврежденного участка

ЛЗШ

Междуфазное КЗ на

Отключение повреждений

+/-

Ток и время

ошиновке в основной зоне

без АПВ

срабатывания:

п. 6.4

АВР

Наличие напряжения со

АВР применяется на

+/-

Время

стороны резервного

реклоузере, служащим

срабатывания:

источника питания,

точкой нормального

п. 6.8.1

отсутствие напряжения со

разрыва сети.

стороны основного

источника

ЗМН (ЗПП)

Недопустимое снижение

Отключение при

+/-

Время

напряжения на защищаемом

недопустимом снижении

срабатывания:

объекте

напряжения

п. 6.7

5.5. Защита воздушной (кабельной) линии 10(6)кВ

Таблица 5.5. Состав РЗА для защиты воздушной (кабельной) линии 10(6)кВ

Защита/

Целевая авария/режим

Назначение

Применим

Методики

автоматика

ость

расчета

МТЗ1

Междуфазное КЗ на ВЛ в

Отключение повреждений с

+

Ток

основной зоне

АПВ

срабатывания:

Междуфазное КЗ на ВЛ в

п. 6.1.1.3, 6.1.1.5

резервной зоне

Время

срабатывания:

п. 6.1.2.2

МТЗ2

Междуфазное КЗ на линии в

Отключение повреждений с

+/-

Ток

основной зоне

ускорением в цикле АПВ

срабатывания:

п. 6.1.1.6

Время

срабатывания:

п. 6.1.2.3

МТЗ3

Междуфазное КЗ на линии в

Отключение повреждений

+/-

Ток

основной зоне

без АПВ

срабатывания

п. 6.1.1.2

Время

срабатывания

п. 6.1.2.1

АПВ

na

Применяется для устранения

+/-

Время

неустойчивых повреждений,

срабатывания:

либо для устранения

п. 6.2

неселективного действия

РЗА.

АВР

Наличие напряжения со

Включение питания от

+/-

Время

стороны резервного

резервного источника

срабатывания:

Таблица 5.5. Состав РЗА для защиты воздушной (кабельной) линии 10(6)кВ

Защита/

Целевая авария/режим

Назначение

Применим

Методики

автоматика

ость

расчета

источника питания,

п. 6.8.1

отсутствие напряжения со

стороны основного

источника

ЗПП

Отсутствие напряжения и

Применяется для реализации

+/-

Время

тока

функции делительной

срабатывания:

автоматики:

п. 6.7

1. Отключения

поврежденного источника

перед включением резерва

2. Ограничения нагрузки на

резервный источник перед

включением АВР

ОЗЗ

ОЗЗ на линии 10 кВ

Сигнализация о повреждении

+/-

Токовая: 6.3.1.

/ Отключение поврежденного

Импедансная:

участка

6.3.2

ЗОФ I2

Нижестоящие обрывы фаз

Отключение повреждений в

+/-

Ток и время

нижестоящей сети по I2

срабатывания:

п. 6.9.3

ЗОФ U2

Вышестоящие обрывы фаз

Отключение повреждений в

+/-

Напряжение и

вышестоящей сети по U2

время

срабатывания:

п. 6.9.2

5.6. Защита воздушной (кабельной) линии 10(6)кВ линии транспортировки нефти и газа

(Алгоритм Rezip)

Функции АВР, ЗПП должны быть введены на каждом из реклоузеров, чтобы на каждом из

них можно быть сделать точку нормального разрыва сети.

Таблица 5.6. Состав РЗА для секционирования линий газо/нефтепроводов

Защита/

Целевая авария/режим

Назначение

Примени-

Методики

автоматика

мость

расчета

МТЗ1

Междуфазное КЗ на ВЛ

Отключение повреждений с

+

Ток

АПВ

срабатывания:

п. 6.1.1.3

Время

срабатывания:

п. 6.1.2.2

МТЗ2

Междуфазное КЗ на ВЛ

Отключение повреждений с

+

Ток

ускорением

срабатывания:

п. 6.1.1.6

Время

срабатывания:

Таблица 7.3

АВР

Наличие напряжения со

Включение резервного

+

Время

стороны резервного

источника питания

срабатывания:

источника питания,

п. 6.8.3

Таблица 5.6. Состав РЗА для секционирования линий газо/нефтепроводов

Защита/

Целевая авария/режим

Назначение

Примени-

Методики

автоматика

мость

расчета

отсутствие напряжения со

стороны основного

источника (или наоборот)

ЗПП

Отсутствие напряжения и

Отключение реклоузера при

+

Время

тока

пропадании питания перед

срабатывания:

включением резерва

п. 6.7.3

АПВ

na

Обеспечение селективности

+

Время

после неселективного

срабатывания:

отключения

п. 6.2.1

ОЗЗ

Однофазное КЗ на линии

Сигнализация о

+/-

Токовая: 6.3.1.

10 кВ

повреждении/ Отключение

поврежденного участка

5.7. Пункт местного резервирования

Таблица 5.7. Состав РЗА для пункта местного резервирования

Защита/

Целевая авария/режим

Назначение

Примени-

Методики

автоматика

мость

расчета

МТЗ1

Междуфазное КЗ на

Отключение повреждений

+

Ток

ошиновке

без АПВ

срабатывания:

Междуфазное КЗ за

п. 6.1.1.8

трансформатором

Время

срабатывания:

п. 6.1.2.2

МТЗ2

Междуфазное КЗ на

Отключение повреждений с

+

Ток

ошиновке

ускорением при первом

срабатывания:

включении

п. 6.1.1.8

Время

срабатывания:

п. 6.1.2.3

АВР

Наличие напряжения со

Включение питания от

+

Реализуется на

стороны резервного

резервного источника

базе сигналов

источника питания,

пользователя

отсутствие напряжения со

стороны основного

источника

ВНР

Восстановление напряжение

Возврат схемы ПМР в

+

Реализуется на

на основном источнике

исходное состояние

базе сигналов

пользователя

ЗПП

Отсутствие напряжения и

Применяется для:

+

Реализуется на

тока

базе сигналов

1. Отключения

пользователя

поврежденного источника

перед включением резерва

2. Ограничения нагрузки на

резервный источник перед

включением АВР

Таблица 5.7. Состав РЗА для пункта местного резервирования

Защита/

Целевая авария/режим

Назначение

Примени-

Методики

автоматика

мость

расчета

ОЗЗ

ОЗЗ на линии 10 кВ

Сигнализация о повреждении

+/-

Токовая: 6.3.1.

/ Отключение поврежденного

участка

5.8. Защита одиночного трансформатора 10(6)/0,4кВ

Таблица 5.8. Состав РЗА для защиты одиночного трансформатора 10(6)/0,4 кВ

Защита/

Целевая авария/режим

Назначение

Примени-

Методики расчета

автоматика

мость

МТЗ1

Междуфазное КЗ в РУ 0,4 кВ

Отключение повреждений

+

Ток срабатывания:

КТП 10(6)/0,4 кВ

без АПВ

п. 6.1.1.9

Междуфазное КЗ в

Время

трансформаторе КТП 10(6)/0,4

срабатывания:

кВ

п. 6.1.2.2

МТЗ2⁶

Перегрузка трансформатора

Отключение без АПВ

+

Ток и время

КТП 10(6)/0,4 кВ

срабатывания:

6.5.2

МТЗ3

Междуфазное КЗ в

Отключение повреждений

+

Ток срабатывания:

трансформаторе КТП 10(6)/0,4

без АПВ

п. 6.1.1.10

кВ

Время

Трёхфазное КЗ на кабельном

срабатывания:

вводе 10(6) кВ

п. 6.1.2.1

ОЗЗ

Однофазное замыкание на

Сигнализация о

+

Токовая: 6.3.1.

землю в кабеле

повреждении/ Отключение

Импедансная:

поврежденного участка

6.3.2

Перегруз

Длительное протекание

Работа на сигнал

+

Ток и время

сверхтоков, значение которых

срабатывания:

выше длительно допустимого

6.5.1

тока трансформатора

5.9. Защита асинхронного двигателя 10(6)кВ

Таблица 5.9. Состав РЗА для защиты асинхронного двигателя 10(6) кВ

Защита/

Целевая авария/режим

Назначение

Примени-

Методики

автоматика

мость

расчета

МТЗ1

Междуфазное КЗ на выводах

Отключение повреждений

+

Ток

двигателя 10(6) кВ

без АПВ

срабатывания:

п. 6.1.1.11

Время

срабатывания:

п. 6.1.2.1

⁶ В случае превышения значения уставки МТЗ2 над МТЗ1 необходимо вывести МТЗ2

Таблица 5.9. Состав РЗА для защиты асинхронного двигателя 10(6) кВ

Защита/

Целевая авария/режим

Назначение

Примени-

Методики

автоматика

мость

расчета

МТЗ2

Перегрузка двигателя 10(6)

Отключение без АПВ

+

Ток

кВ

срабатывания:

п. 6.1.1.12

Время

срабатывания:

п. 6.1.2.5

ОЗЗ

ОЗЗ на линии 10(6) кВ

Сигнализация о

+

Токовая: 6.3.1.

повреждении/ Отключение

Импедансная:

поврежденного участка

6.3.2

ЗМН

Снижение напряжения

1. Отключение

+

Время

вследствие самозапуска

электродвигателей с целью

срабатывания:

электродвигателей

облегчения условий

п. 6.7.4

восстановления напряжения

и обеспечения самозапуска

электродвигателей

ответственных механизмов

2. Отключение

электродвигателей

ответственных механизмов

когда самозапуск их всех не

может быть обеспечен или

когда самозапуск

механизмов после останова

недопустим по условиям

технологического процесса

или техники безопасности

ЗОФ I2

Неполнофазный режим

Отключение повреждений

+

Время

работы двигателя

без АПВ

срабатывания:

п. 6.9.3.3

5.10. Защита УКРМ 10(6) кВ

Таблица 5.10. Состав РЗА для защиты УКРМ 10(6) кВ

Защита/

Целевая авария/режим

Назначение

Примени-

Методики

автоматика

мость

расчета

МТЗ1

Междуфазное КЗ на выводах

Отключение повреждений

+

Ток и время

УКРМ 10(6) кВ

без АПВ

срабатывания:

6.1.1.13

МТЗ2

Перегрузка УКРМ 10(6) кВ

Отключение без АПВ

+

Ток и время

срабатывания:

6.1.1.14

5.11. Вводной и секционный выключатель в РУ 10(6)кВ

5.11.1. Для решений на базе Rec15, VCB_SRF

Таблица 5.11. Состав РЗА для вводного, секционного выключателей на базе Rec15 и VCB_SRF

Защита/

Целевая авария/режим

Назначение

Примени-

Методики

автоматика

мость

расчета

МТЗ1

Междуфазное КЗ на

Отключение повреждений

+

Ток

ошиновке в основной зоне

без АПВ

срабатывания:

п. 6.1.1.5

п. 6.1.1.3

Время

срабатывания:

п. 6.1.2.2

ОЗЗ

ОЗЗ на ошиновке в

Сигнализация о

+/-

Токовая: 6.3.1.

основной зоне

повреждении /

Импедансная:

Отключение

6.3.2

поврежденного участка

ЛЗШ

Междуфазное КЗ на

Отключение повреждений

+/-

Ток и время

ошиновке в основной зоне

без АПВ

срабатывания:

п. 6.4

АВР

Наличие напряжения со

АВР применяется на

+/-

Время

стороны резервного

аппарате, служащим

срабатывания:

источника питания,

точкой нормального

п. 6.8.1

отсутствие напряжения со

разрыва сети.

стороны основного

источника

ЗМН (ЗПП)

Недопустимое снижение

Отключение при

+/-

Время

напряжения на защищаемом

недопустимом снижении

срабатывания:

объекте

напряжения

п. 6.7

5.11.2. Для решений на базе Sec10

Таблица 5.12. Состав РЗА для вводного, секционного выключателей на базе Sec10

Защита/

Целевая авария/режим

Назначение

Примени-

Методики

автоматика

мость

расчета

МТЗ1

Междуфазное КЗ на линии

Отключение повреждений

+

Ток

10(6) кВ, в трансформаторе,

без АПВ

срабатывания:

в РУ 0,4 кВ

п. 6.1.1.3, 6.1.1.5

Время

срабатывания:

п. 6.1.2.2

Дуговая

Междуфазное КЗ на секции

Локализация дуговых

+

-

защита

шин 10(6) кВ

замыканий в пределах

поврежденного участка

АВР

Наличие напряжения со

Сохранение

+

Время

стороны резервного

электроснабжения

срабатывания:

источника питания,

потребителя путем

п. 6.8.1

основной ввод отключен от

переключения его на питание

ЗМН, ЗОФ U2 или ЗПН

от резервного ввода

Таблица 5.12. Состав РЗА для вводного, секционного выключателей на базе Sec10

Защита/

Целевая авария/режим

Назначение

Примени-

Методики

автоматика

мость

расчета

ВНР

Наличие напряжения со

Отключение резервного

+

Реализуется на

стороны основного

ввода с последующим

сигналах

источника питания при

включением основного ввода

пользователя

включенном резервном

вводе и отключенном

основном вводе

ЗМН

Недопустимое снижение

Применяется для:

+

Время

напряжения на шинах

срабатывания:

Отключения поврежденного

вышестоящей ПС

источника перед включением

п. 6.7

резерва

ЗОФ U2

Обрывы фаз в вышестоящей

Применяется для:

+

п.7.1.3.1

сети

Отключения поврежденного

источника перед включением

резерва

ЗПН

Недопустимое повышение

Применяется для:

+

п.7.1.3.1

напряжения на шинах

Отключения поврежденного

вышестоящей ПС

источника перед включением

резерва

АВР, ВНР и ЗМН рассчитываются только для секций Sec10, которые имеют основной и

резервный ввод.

6. МЕТОДИКИ РАСЧЕТА УСТАВОК

6.1. Максимальные токовые защиты

6.1.1. Ток срабатывания

Отстройка от бросков тока при включении

Броски тока при включении линии вызваны токами намагничивания трансформаторов на

холостом ходу.

Отстройка от бросков выполняется для ступеней токовых защит, у которых время

срабатывания составляет до 0,1с., например, токовые отсечки.

Для устройств, где есть встроенный фильтр от бросков тока намагничивания, отстройка от

данного режима не требуется.

Ток срабатывания рассчитывается по формуле:

∙

бр∙∑ ном

, где

√ ∙_ном

εI1 - погрешность аппарата, для которого выполняется расчет;

Kбр - коэффициент бросков тока намагничивания;

Sном - номинальная мощность;

Uном - номинальное напряжение.

Таблица 6.1. Рекомендуемые значения коэффициенты Kбр

№ п/п

Продукт

Значение коэффициента

1

Rec15, Rec25

1

Rec35_Tie7

2

2,5

Rec35_Sub7

3

КРУ Etalon

2,5

4

Smart ретрофит

2,5

5

Электромеханические реле и МПЗ без встроенного фильтра

5

Отстройка от КЗ в месте установки нижестоящих защит

Расчетное условие применяется для определения параметров срабатывания токовой

отсечки.

Расчетный режим выбирается таким образом, чтобы ток КЗ, протекающий через

рассчитываемый аппарат был максимальным.

Рис.6.1. Отстройки от мест установки нижестоящих защит

Ток срабатывания рассчитывается по формуле:

I = (1+ ε_I1) · I^(3)max, где

εI1 - погрешность аппарата, для которого выполняется расчет;

I(3)max - максимальный ток трехфазного короткого замыкания.

Согласование с током нагрузки

Ток срабатывания рассчитывается по формуле

сзп∙

∙

^нагр, где

в

Iнагр. - нагрузочный ток;

Кв - коэффициент возврата;

εI1 - погрешность аппарата, для которого выполняется расчет;

Kсзп - коэффициент самозапуска. Коэффициент характеризует кратность увеличения тока

после включения.

В некоторых случаях значение тока нагрузки может быть неизвестно. Принимать

минимальное значение не совсем корректно, так как маленькие уставки могут привести к

ложной работе в каких-то режимах.

В данном случае возможны следующие варианты:

1. Задание тока нагрузки с учетом перспективы развития района сети, т.е. некое

экспертное значение;

2. Получение тока нагрузки обратным пересчетом из уставки МТЗ центра питания или

вышестоящего выключателя.

Характер изменений тока при самозапуске приведен на Рис.6.2 и таблице

6.2. Данные

коэффициенты применимы для всех типов защит.

При временах больше 1с, коэффициент самозапуска принимать 1,1.

3.50

Кратность токов

3.00

2.50

2.00

1.50

1.00

0.50

Секунды

0.00

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

Рис.6.2. Кратность токов самозапуска

Таблица 6.2. Кратность токов самозапуска

tуст, с

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

0,3

0,35

0,4

0,45

Kсзп, о.е.

2,45

2

1,85

1,8

1,75

1,6

1,55

1,5

1,45

tуст, с

0,5

0,55

0,6

0,65

0,7

0,75

0,8

0,85

0,9

Kсзп, о.е.

1,4

1,4

1,35

1,35

1,3

1,25

1,2

1,1

1,1

Согласование с нижестоящими ДЗТ (ЛЗТ)

Для согласования с нижестоящими ДЗТ (ЛЗТ) требуется выполнить координацию с

защищаемой ДЗТ зоной по току и выполнить отстройку по времени на ступень селективности.

Рис.6.3. Согласование с ДЗТ

Ток срабатывания рассчитывается по формуле

∙

1!"

! 1!"

∙#

нагр $ %нагр&, где

εI1 - погрешность аппарата, для которого выполняется расчет;

I(3)max - ток короткого замыкания в конце защищаемой зоны ДЗТ (ЛЗТ);

I1нагр. - ток нагрузки через аппарат, для которого выполняется расчет;

I2нагр. - ток нагрузки через аппарат, с которым выполняется согласование.

Согласование с токовыми защитами

При согласовании с максимальными токовыми защитами возможны два типовых случая:

1. Определение параметров срабатывания при известных уставках нижестоящего

аппарата;

2. Определение параметров срабатывания при известных уставках вышестоящего

аппарата.

Рис.6.4. Согласование с МТЗ

Ток срабатывания вышестоящего аппарата для варианта 1 рассчитывается по формуле:

мтз

%

^мтз ∙

1!"

∙

1!"_% ! 1!"

∙#

нагр $ %нагр&

где

εI1 - погрешность аппарата, для которого выполняется расчет;

εI2 - погрешность аппарата, с которым выполняется согласование;

I1нагр. - ток нагрузки через аппарат, для которого выполняется расчет;

I2нагр. - ток нагрузки через аппарат, с которым выполняется согласование;

I1МТЗ - ток срабатывания МТЗ вышестоящего аппарата;

I2МТЗ - ток срабатывания МТЗ нижестоящего аппарата.

Ток срабатывания нижестоящего аппарата для варианта рассчитывается по вышестоящей

формуле обратным пересчетом:

( мтз $

1!"

∙#

нагр $ %нагр

&)

мтз

%

1!"

∙

1!"_%

Ускорение

Возможны два режима работы:

• ускорение при первом включении;

• ускорение в циклах АПВ.

Ускорение при первом включении

Ускорение при первом включении применяется для времени выше 1,5с (в соответствии с

ПУЭ 3.3.4).

Ток срабатывания ускоренной ступени рассчитывается в соответствии с п. 6.1.1.3 или

п. 6.1.1.5. Принимается наибольшее значение.

Время срабатывания принимается в соответствии с п. 6.1.2.3.

6.1.2. Время срабатывания

Токовая отсечка

Время срабатывания принимается от 0,05c до 0,1с.

Согласование с нижестоящими/вышестоящими защитами

Условие применяется для отстройки от токовых, дистанционных, дифференциальных защит.

Рис.6.5. Согласование с токовыми защитами вышестоящего (нижестоящего) элемента

Время срабатывания по условию согласования с токовой защитой нижестоящего элемента

рассчитывается по формуле

t1=t2+Δt, где

t2 - время срабатывания токовой защиты нижестоящего элемента, с;

Δt - ступень селективности, с.

Время срабатывания по условию согласования с токовой защитой вышестоящего элемента

рассчитывается по формуле

t2=t1-Δt, где

t1 - время срабатывания токовой защиты вышестоящего элемента, с;

Δt - ступень селективности, с.

Для проектов Rec15 с применением алгоритма Rezip время срабатывания МТЗ1 должно быть

не менее 0,2с.

Ускорение

Время срабатывания принимается в зависимости от применяемого коэффициента

самозапуска (см. Таблица 6.2).

Согласование с характеристиками печного трансформатора

Для первой ступени время срабатывания принимается в соответствии с принятыми

технологическими процессами плавки. Обычно это время составляет не более 3с.

tст1=3 с.

Для второй ступени время срабатывания принимается минимальным для отключения

междуфазных коротких замыканий.

tст2=0,05 ÷0,1с.

Отстройка от времени пуска двигателя

Время срабатывания рассчитывается по формуле

t =tПУСК+ tЗАП, где

tПУСК - время пуска двигателя. Если неизвестно, принять по умолчанию 10 с.

tЗАП - время запаса. Принимается равным 1с.

6.1.3. Проверка чувствительности

ТО для ВЛ

Оценка эффективности работы защиты производится с помощью коэффициента

чувствительности.

Проверка чувствительности токовой отсечки ВЛ согласно ПУЭ, п. 3.2.26

Kч=I(3)макс/ Iср ≥1,2, где

I(3)макс

- максимальный ток КЗ в месте установки защиты. Рассчитывается в соответствии с

таблицей 4.1.

ТО трансформатора

Проверка чувствительности токовой отсечки трансформатора согласно ПУЭ п.3.2.21

Kч= I(2)мин/ Iср ≥2

I(2)мин - минимальный ток КЗ в месте установки защиты. Рассчитывается в соответствии с

таблицей 4.1

ТО двигателя

Проверка чувствительности токовой отсечки двигателя согласно ПУЭ п. 5.3.47, п.3.2.21

Kч= I(2)мин/ Iср ≥2

I(2)мин

- минимальный ток КЗ на выводах двигателя. Рассчитывается в соответствии с

таблицей 4.1

МТЗ, ТОВ

Проверка чувствительности МТЗ, ТОВ в основной зоне при отсутствии резервной ступени

согласно ПУЭ п.3.2.21

Kч= I(2)мин/ Iср ≥1,5.

Проверка чувствительности ТОВ в основной зоне при наличии резервной ступени согласно

ПУЭ п.3.2.21

Kч= I(2)мин/ Iср ≥1,3.

Проверка чувствительности МТЗ в резервной зоне согласовано ПУЭ, п.3.2.25

Kч= I(2)мин (или I(1)мин)/ Iср ≥1,2, где

I(1)мин - применяется для повреждений за силовым трансформаторов

10/0,4 кВ.

Расчет чувствительности при КЗ за трансформаторами.

При двухфазном КЗ на стороне низкого напряжения трансформатора распределение токов

по фазам в зависимости от группы соединения обмоток выглядит следующим образом:

Таблица 6.3. Распределение токов по фазам при двухфазном КЗ на стороне НН трансформатора

Распределение токов

Распределение токов

Схема соединения

Пример

на стороне ВН

на стороне НН

Звезда - звезда

√3

√3

I_А I_В

I

I₀

2 ∗

2 ∗

I₃

I

I₂

1

2

Звезда - треугольник

√3

I

I₀

2

2 ∗

I₃

∗I₀

√3

Согласно ПУЭ, п.3.2.99 при применении пофазной (трехрелейной) схемы защит, допустимо

оценивать чувствительность по максимальному из фазных токов.

Действия при несоответствии

Если коэффициенты чувствительности не соответствуют требованиям ПУЭ, то

рекомендуются следующие действия:

1. Изменение режима работы сети с целью сокращения длины защищаемой зоны.

2. Изменение режима работы сети с целью уменьшения тока нагрузки.

3. Не учитывать ток подпитки при расчете уставки МТЗ.

Если указанные меры не помогают, то допускаются действия в соответствии с ПУЭ п.3.2.17,

т.е:

1. Обеспечивать требуемые ПУЭ коэффициенты чувствительности только в основной

зоне;

2. Допускать отказ в срабатывании защит (отсутствие чувствительности, ток КЗ меньше

тока уставки) в зонах дальнего резервирования.

3. Предусматривать неселективное действие защиты при КЗ на смежных элементах

(при дальнем резервировании) с возможностью обесточения в отдельных случаях

подстанций. При этом по возможности обеспечивать исправление этих отключений

действием АПВ и АВР.

6.1.4. Применение характеристик TEL I

Описание

Характеристика TEL I представляет собой трехсекционную кривую.

Секция 1

Секция 2

Секция 3

Рис.6.6. Характеристика TEL I. Три участка с незвсисимыми характеристиками

Уставки кривой TEL I приведены в таблице 6.3. В столбце принадлежность к секции:

•

1 - означает, что уставка описывает точки секции 1;

•

1/2 - означает, что уставка описывает точки секции 1 и 2, т.е. конец секции 1 и начало

секции 2;

• если количество секций 1, то уставки для секций 2 и 3 вводить нет необходимости и

значения можно оставить по умолчанию. В таблице это показано «-».

Таблица 6.4. Уставки кривой TEL I

Количество секций

Принадлежность к

Наименование уставки

Диапазон

секции

1

2

3

Количество секций

1/2/3

1

2

3

Ток срабатывания, A

10 - 6000

Imin

Imin

Imin

1

Максимальное время, с

0,05 - 100

tmax

tmax

tmax

1

Первый промежуточный ток, A

10 - 1000

I1max

I1max

I1max

1/2

Первое промежуточное время, с

0,05 - 100

t1min

t1min

t1min

1/2

Второй промежуточный ток, A

10 - 6000

-

I2max

I2max

2/3

Второе промежуточное время, с

0,05 - 100

-

t2min

t2min

2/3

Максимальный ток, A

10 - 6000

-

-

I3max

3

Минимальное время, с

0,05 - 100

-

-

t3min

3

Асимптота первой секции, A

1 - 6000

Ias1

Ias1

Ias1

1

Асимптота второй секции, A

1 - 6000

-

Ias2

Ias2

2

Асимптота третьей секции, A

1 - 6000

-

Ias3

3

Каждая из ступеней характеристики может иметь зависимую или независимую форму.

Кривизна определяется асимптотой:

• Ias=1 - секция имеет форму близкую к прямой;

• Ias = Imin - секция имеет форму ступени;

Ступенчатые защиты

Ступенчатые характеристики применяются, когда есть возможность построить двух или

трехступенчатую защиту.

Рассмотрим пример объединения в одной характеристике ТО и ТОВ.

Настройка приведена в таблице 6.7.

Каждая из защит ТО и ТОВ характеризуются током и временем срабатывания. Тип

характеристики - независимая.

Таблица 6.5. Пример настойки TEL I для ТО+ТОВ

Количество секций

Наименование уставки

Диапазон

1

2

3

Количество секций

1/2/3

2

Ток срабатывания, A

10 - 6000

Iтов

Максимальное время, с

0,05 - 100

-

Tтов

-

Первый промежуточный ток, A

10 - 1000

-

Iто

-

Первое промежуточное время, с

0,05 - 100

-

Tтов

-

Второй промежуточный ток, A

10 - 6000

-

Iто

-

Второе промежуточное время, с

0,05 - 100

-

Tто

-

Максимальный ток, A

10 - 6000

-

-

-

Минимальное время, с

0,05 - 100

-

-

-

Асимптота первой секции, A

1 - 6000

-

1

-

Асимптота второй секции, A

1 - 6000

-

1

-

Асимптота третьей секции, A

1 - 6000

-

1

-

Согласование с обратнозависимыми характеристиками

Обратнозависимые характеристики применяются для обеспечения лучшей селективности с

предохранителями или реле РТ80 или РТВ-1 в максимально возможном диапазоне токов КЗ.

Для формализации расчетов принимаем, что обратнозависимые характеристики реле имеют

аналитический вид (см. Таблица 6.6).

Таблица 6.6. Формулы, описывающие обратнозависимые ВТХ

№

Тип кривой

Аналитическая зависимость

1

РТВ-1

t =1/(30·(k-1)³)+tуст, где

k - кратность тока КЗ,k=I/Iтрог

tуст - время срабатывания при k=10.

2

РТ-80, РТВ-4

t=1/(20·(1/6(k-1))^1,8)+tуст

Согласование с реле, имеющими обратнозависимые характеристики, осуществляется в

независимой части характеристик. Для реле серии РТВ I переходом в независимую часть

принимается кратность тока срабатывания к току уставки - 1,8. Для реле серии РТ-80 (РТВ-IV)

принята кратность - 3,0.

Согласование с предохранителями осуществляется по времени.

С предохранителями 10 кВ.

kн - коэффициент надежности, принимаемый 1,2;

kбр - коэффициент броска, учитывающий бросок емкостного тока в момент возникновения

ОЗЗ; принимается равным 2,5.

Емкостный ток защищаемого фидера определяется как сумма емкостных токов всех

электрически связанных участков и элементов (КЛ, ВЛ, электродвигатели и т.д.), находящихся

в зоне действия защиты от ОЗЗ:

Iс фид =0,314·UФном·СΣ, где

UФном - номинальное фазное напряжение сети, кВ;

СΣ - суммарная емкость всех элементов, находящихся в зоне действия защиты от ОЗЗ.

Значения емкостей относительно земли необходимо брать из справочников или

запрашивать у производителей электрооборудования.

При отсутствии исходных данных емкостной ток может быть рассчитан по эмпирической

формуле:

• для воздушных сетей

Iс фид =Uл·LΣ/350

• для кабельных сетей

Iс фид =Uл·LΣ/10

Uл - номинальное напряжение в кВ;

LΣ - суммарная протяженность сети в км.

Согласование с нижестоящими токовыми защитами

I ≥ I ^ОЗЗ·(1+ εI1)·(1+ εI2), где

εI1

- погрешность измерения тока нулевой последовательности аппарата, для которого

выполняется расчет;

εI2

- погрешность измерения тока нулевой последовательности аппарата, с которым

выполняется согласование;

I ^ОЗЗ - ток срабатывания нижестоящей защиты.

Выставление направленности для Rec15

Настройка направленности защиты выполняется с помощью угла максимальной

чувствительности.

Таблица 6.7. Зоны срабатывания ОЗЗ

Режим

Внутреннее ОЗЗ

Внешнее ОЗЗ

Угол максимальной

чувствительности

90

270

(для стороны 1)

Угол максимальной

чувствительности

270

90

(для стороны 2)

Таблица 6.7. Зоны срабатывания ОЗЗ

Режим

Внутреннее ОЗЗ

Внешнее ОЗЗ

Зоны срабатывания

Проверка чувствительности

Проверка чувствительности осуществляется по формуле, согласно ПУЭ п.3.2.21

Kч= Iс мин/ Iср ≥1,5, где

Iс мин - минимальное значение тока нулевой последовательности, протекающего через место

установки защиты при внутреннем металлическом ОЗЗ.

Если коэффициент чувствительности меньше минимально допустимого, то защиту

рекомендуется выставить с работой «на сигнал».

Минимально допустимая уставка выставляется в соответствии с возможностями РЗА.

6.3.2. Импедансная защита

Ёмкость

Для работы защиты требуется рассчитать максимальную емкость защищаемого участка

сети:

Ёмкость или эквивалентный емкостной ток однофазного замыкания может быть рассчитан

вручную или в специализированном ПО.

Максимальная емкость рассчитывается со всеми включенными нижестоящими

коммутационными аппаратами по формуле

Cmax = ∑Ci·li·K2·10⁶ , где

Ci - утроенная погонная ёмкость на землю участка КЛ или ВЛ на 1 км, Ф/км;

li - длина рассматриваемого участка

K2 -коэффициент запаса сверху. Рекомендуемое значение 2.

Минимальная емкость во всех случаях принимается равной 0 мкФ.

Удельные ёмкости КЛ и ВЛ необходимо брать из справочников, либо запрашивать у

производителей.

6.3.3. Время срабатывания

Время срабатывания ОЗЗ выбирается по условиям:

1. Отстройки от броска тока 3I0 при включении

tОЗЗ > tпер , где

tпер

- время затухания переходного процесса, возникающего при включении

трехфазной

линии.

Рекомендуется принимать tОЗЗ не менее 1с.

2. Согласование с нижестоящими защитами

t2=t1+Δt, где

t2 - время срабатывания защиты аппарата для которого выполняется расчет

t1 - время срабатывания защита нижестоящего аппарата

Δt - ступень селективности в соответствии с п. 3.3. Согласование производится с токовыми

защитами от замыкания на землю.

6.4. Логические защиты (ЛЗШ, ЛЗТ)

6.4.1. Расчет тока срабатывания сигнала

Рис.6.7. Согласование ЛЗШ (ЛЗТ)

Ток срабатывания принимается равным току срабатывания МТЗ присоединения со стороны

источника питания.

Iср.лзш(лзт) = IВ1мтз .

6.4.2. Расчет тока блокирующего сигнала

Ток срабатывания принимается равным току срабатывания МТЗ присоединения со стороны

нагрузки.

Iблок.лзш(лзт) = IВ2мтз .

6.4.3. Расчет времени срабатывания

Время срабатывания принимается по условию отстройки от максимального времени

срабатывания токовых органов нижестоящих защит. Времена срабатывания приведены в

п.3.3.

Рекомендуется принимать tср = 0,15 с.

6.5. Перегруз трансформатора

6.5.1. Отстройка от трансформатора

Ток срабатывания защиты отстраивается от допустимой неограниченно продолжительной

по времени перегрузки - фактически это номинальный ток трансформатора.

Защиту от перегрузки можно устанавливать со стороны обмотки ВН или НН трансформатора.

Ток срабатывания рассчитывается по формуле

I=(1+ εI1)·Iном/Кв ,

Iном - номинальный ток силового трансформатора;

εI1 - погрешность по току;

Кв - коэффициент возврата.

Время срабатывания принимается равным t=9с по условию согласования с автоматикой

трансформатора и пусковыми режимами.

содержание      ..      1       2         ..

//////////////////////////////////////////